Оценка ресурсов на стадиях выявления и подготовки структур к бурению

Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М. 1984, 64 с. ГКЗ СССР.

Временное методическое руководство по подсчету перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата (категории С3) и порядку их учета. М. 1983.

Положение о порядке приема и учета нефтегазоперспективных структур и объектов аномалий типа залежи (АТЗ) и подготовки их характеристик для ввода в ЭВМ. М. ВИЭМС, 1979.

Прогнозные локализованные ресурсы ловушек, выявленных по ре­зультатам поисковых геологических и геофизических исследований, находящиеся в пре­делах районов с установленной или возможной нефтегазоносностью, оцениваются по категории Д1лок.

Количественная оценка прогнозных локализованных ресурсов реализуется с учетом плотности прогнозных ресурсов категории Д1и установленной площади выявленного объекта.

Локализованные прогнозные ресурсы должны от­вечать следующим требованиям:

а) структурная, стратиграфическая или литологическая ловушка изучена с детальностью, позволяющей составить технически обоснованные карты изогипс оцениваемого нефтегазоперспективного или нефтегазоносного комплекса (гори­зонта) с надежностью, отвечающей кондициям структур (объектов), подготовленных к поисковому бурению;

б) продуктивность каждого оцениваемого нефтегазоперспективного комплекса (горизонта) доказана в пределах рас­сматриваемой структуры I порядка (для категории Д1) или установлена на структурах I порядка, сходных с рассматри­ваемой по геологическому строению и характеру критериев нефтегазоносности (для категории Д2).

Оценка ресурсов структур по удельной плотности ресурсов производится по каждому нефтегазоперспективному или нефтегазоносному комплексу. При этом используется набор карт, составленных при последней оценке перспектив нефтегазоносности: подсчетные планы каждого из комплексов с указанием оценки ресурсов для каждого подсчетного и эталонного участка и их плотности на них в тыс.т или м3и карты начальных ресурсов, отражающие распределение удельных плотностей ресурсов. Вследствие того, что на этих картах и подсчетных планах удельные плот­ности ресурсов распределены на всю площадь, как занятую ловушками, так и расположенную между ними, это должно быть учтено при использовании площади оцениваемой ловушки в качестве расчетной.

Оценка локализованных прогнозных ресурсов с помощью объемного способа подсчета возможна лишь для категории Д1и только в тех случаях, когда значения подсчетных пара­метров могут быть получены интерполяцией и экстраполя­цией из области удовлетворительного картирования их зна­чений в район подготовленной ловушки. Так как для ресур­сов категории Д1, характерна неполнота информации о сте­пени заполнения оцениваемых ловушек, оценка объемным ме­тодом является верхним пределом прогнозируемого в них количества ресурсов нефти и газа. Более точное решение за­дачи о степени заполнения возможно путем регрессионного анализа показателей условий формирования залежей эталонной выборки или совокупности эталонных выборок, отвечающих геологическим условиям района оцениваемой структуры (обьекта).

В тех случаях, когда для оценки локализованных прог­нозных ресурсов объемным способом информации о подсчетных параметрах недостаточно, используются зависимости меж­ду показателями условий формирования залежей эталонных выборок и ресурсами в них. В качестве ведущих показателей аккумуляция залежей выступают объем ловушки, отвечающий основным параметрам подготовленных структур (их площади и амплитуде), пористость, проницаемость, мощность коллек­тора и площадь нефтесбора оцениваемой ловушки. Сохранность залежей определяется экранирующими способностями покрыш­ки, зависящими от ее мощности, проницаемости и региональ­ного наклона. В качестве наиболее информативных признаков, определяющих условия генерации, используются мощность ре­зервуара, содержание Сорг, степень его преобразованности. В зависимости от специфики района, в котором расположена оцениваемая ловушка, набор признаков, определяемых с по­мощью регрессионного анализа, может изменяться.

При определении величины прогнозных ресурсов с по­мощью метода геологических аналогий на расчетные участки переносятся характеристики эталонных участков. Исходя из этого на эталонном участке необходимо установить струк­турную напряженность, распределение структур по их площа­ди и величине запасов и, перенося эти закономерности на расчетный участок, определить ресурсы оцениваемой ловуш­ки. Расчеты производятся в следующей последовательности:

а) определение значения коэффициента структурной на­пряженности эталонного участка как частного от деления сум­мы площадей структур на общую площадь эталонного участка;

б) определение средней площади структуры эталонного участка;

в) установление распределения структур эталонного участка по величине их площади;

г) установление распределения ресурсов структур эталон­ного участка в зависимости от их площади;

д) определение с помощью коэффициента структурной напряженности общей площади структур на расчетном участке;

е) определение с помощью средней площади структуры на эталоне числа структур на расчетном участке;

ж) распределение структур расчетного участка по их площади с привлечением зависимости, установленной на эта­лоне;

з) определение с привлечением зависимости, установ­ленной на эталонном участке, ресурсов оцениваемой струк­туры по величине ее площади.

В связи с тем, что в отличие от ресурсов категории Д1, при оценке ресурсов категории Д2используются внеш­ние эталоны, более далекие и даже общие аналогии геологического строения, а ранг эталонов зачастую отвечает струк­турам I порядка, характеристики структурной напряженности, распределение структур по величине их площади и отвечающих ей ресурсов носят более общий характер.

При оценке локализованных ресурсов категории Д1и Д2содержание стабильного конденсата в свободном газе оп­ределяется исходя из его среднего потенциального содержа­ния в оцениваемом регионе или устанавливается методом аналогии.

Величина нефтеотдачи принимается равной утвержденной при прогнозной оценке ресурсов нефти рассматриваемого комп­лекса, коэффициент извлечения свободного газа принимается равным 0,85.

Перспективные ресурсы нефти и газа, подготовленных для глубокого бурения ловушек, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследова­ний, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продук­тивность их установлена на других месторождениях района оцениваютсяпо категории С3.

Перспективные ресурсы категории С3выделяются также на разведанных месторождениях в не вскры­тых бурением пластах, продуктивность которых установлена на других месторождениях.

Оценка ресурсов структуры, подготовленной к бурению, является суммой оценок всех слагающих ее перс­пективных горизонтов, и для определения ресурсов этой структуры необходимо произвести оценку ресурсов каждого перспективного нефтегазоносного горизонта.

Подсчет перспективных ресурсов нефти и газа на площадях, подготовленных для глубокого бурения в пределах нефтегазоносных районов, а также в пределах не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений проводится только объемным мето­дом.

При подсчете ресурсов нефти используется формула:

Qн=S*h*Kп*Kн* γ ст.*Кпер.,

где, Qн бал. - балансовые ресурсы нефти, тонн,

S - площадь, тыс.м2;

hэф - эффективная нефтенасыщенная мощность, м;

Кп - коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород, ед.;

Кн - коэффициент нефтенасыщенности, ед.;

γн ст. - плотность нефти на поверхности, т/м3;

Кпер. - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, ед.

Кпер.=1/в>1.0,

в - объемный коэффициент плотности нефти, ед.,

в= v пл. / v ст.,

v пл. - объем нефти в пластовых условиях, v ст. - объем нефти в стандартных условиях.

Он изв.= Обал*Киз.н,

где Qн изв. - извлекаемые ресурсы нефти; Киз.н - коэффициент нефтеотдачи.

При подсчете ресурсов газа используется формула:

Qг из.=S*h*Kп*Kг*Pпл*1/z*f *Киз.г,

где Qг -извлекаемые ресурсы газа, м3;

S - площадь, тыс.м2;

hэф - эффективная газонасыщенная толщина, м;

Кп - коэффициент пористости, ед.;

Кг - коэффициент газонасыщеннности, ед.;

Рпл - начальное пластовое давление, атм (МПах10,197);

z - коэффициент сверхсжимаемости газа, ед.;

f - поправка на температуру, ед.;

Киз.г -коэффициент извлечения газа, ед.

f=(T+tст.)/(T+tпл.),

где T –2730Кельвина;

tст. – 200С;

tпл. – пластовая температура 0С.

Извлекаемые ресурсы растворенного газа подсчитываются по формуле:

Vр.г.= Qн изв. * ηр.г,

где ηр.г – газовый фактор, м3/т;

Киз.к -коэффициент извлечения конденсата, ед.

Извлекаемые ресурсы конденсата подсчитываются по формуле:

Qк из.= Qг бал.*ηк*γк ст. * Киз.к

где Qк из. -извлекаемые ресурсы конденсата, т;

Qг бал. - балансовые ресурсы газа, м3;

ηк – среднее начальное содержание в газе стабильного конденсата, см3/м3;

γк ст. - плотность стабильного конденсата на поверхности, т/м3;

Киз.к -коэффициент извлечения конденсата, ед.

Перспективные ресурсы категории С3должны отвечать следующим требованиям:

на подготовленных для глубокого бурения площадях форма, размер и условия залегания предполагаемой залежи должны быть определены в общих чертах по результатам достоверных для данного района геологических и геофизических исследований; в пределах района степень подтверждаемости размеров и форм этих структур установлены по данным глубокого бурения;

толщина и коллекторс­кие свойства пластов, перекрытых непроницаемыми по­родами, прогнозируются по данным структурно-фациального анализа, опирающегося на данные бурения;

возможность промышленной нефте- или газонасыщенности коллекторов — по аналогии с изученными месторождениями и по результатам анализа условий формирования нефтяных и газовых месторождений в пределах изученной структурно-фациальной зоны;

состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями;

подсчет ресурсов произведен по отдельным пластам, промышленная продуктивность которых установлена на ряде других уже изученных, аналогичных по геологическому строе­нию месторождениях, находящихся в пределах этой же структурно-фациальной зоны (района нефтегазонакопления);

величина коэффициента заполнения ло­вушки принимается по аналогии с месторождениями, разведан­ными в данной структурно-фациальной зоне.

В не вскрытых бурением пластах разведанных месторождений их параметры могут быть приняты по аналогии с изученными про­дуктивными пластами в пределах данной структурно-фациальной зоны с учетом выявленных закономерностей тектоники и измене­ния литологических особенностей пород.

Дата добавления: 2015-07-26