Обоснованию подлежат все параметры подсчета.

Для подсчета используются структурные построения, выполненные по каждому перспективному нефтегазоносному го­ризонту. В условиях вероятного совпадения структурных пла­нов маркирующего (отражающего) и нефтегазоносного гори­зонтов могут использоваться отчетные (результативные) структурные построения по данным сейсморазведки или струк­турного бурения. В условиях несовпадения структурных пла­нов маркирующего и нефтегазоносного горизонтов (плановое или амплитудное несоответствие) выполняются структурные построения с учетом этого несовпадения.

Положение ВНК, ГВК, ГНК, контролирующих площадь нефтегазоносности, определяется путем анализа геолого-структурных условий, закономерностей изменения положения контактов того же горизонта или пласта в близрасположенных залежах (по картам изоконтактов) или коэффициентов заполнения этих залежей с учетом известных закономернос­тей формирования залежей данного нефтегазоносного района. На степень заполнения ловушки оказывают влияние литологические особенности пласта, возможность изменения коллекторских свойств, поэтому к анализу необходимо привлекать карты, отражающие распределение литологического состава и коллекторских свойств.

При определении степени заполнения ловушек учитываются возможности наличия «ложных покрышек», вводятся поправки на их мощность. Степень заполнения ловушки и фа­зовое состояние содержащихся в ней углеводородов в значи­тельной мере определяются термобарическими условиями, поэтому необходимо использование карт изобар (гидродинами­ческих напоров) и изотерм.

В случаях приуроченности к нефтегазоперспективному объекту геохимической или геофизической аномалии, отождествляемой с залежью нефти или газа (аномалия типа залежь – АТЗ), при условии подтверждаемости АТЗ в исследуемом районе площадь нефтегазоносности определяется площадью предполагаемой залежи.

Эффективная мощность (толщина) нефтенасыщенной час­ти пласта определяется с привлечением сведений о ее зна­чениях в близрасположенных залежах, региональном измене­нии мощности оцениваемого комплекса, основных характе­ристиках неоднородности и зависимости между амплитудой ловушки и эффективной мощностью, установленной в районе.

Для определения значения пористости и нефтегазонасыщенности используются сведения по близлежащим залежам и закономерностиих изменения.

Плотность нефти, ее газонасышенность, пересчетный коэффициент на усадку нефти определяются с привлечением закономерностей изменения физико-химических свойств нефтей, установленных в районе.

При оценке объема свободного газа температурная по­правка для приведения к стандартной температуре определя­ется по пластовой температуре, установленной по карте изо­терм, либо по отношению средней глубины залегания оцени­ваемого горизонта к среднему геотермическому градиенту, а среднее пластовое давление принимается по карте изобар ли­бо (для районов с нормальным гидродинамическим градиен­том) приравнивается условному гидростатическому давлению.

Содержание стабильного конденсата в свободном газе определяется исходя из газоконденсатных характеристик, ус­тановленных для района, и закономерностей их изменения.

Для оценки величины нефтеотдачи наобходимы сведения о литологии коллектора, ожидаемых значениях вязкости неф­ти в пластовых условиях и проницаемости пласта, которые определяются по близлежащим залежам либо по региональ­ным закономерностям изменения физико-химических свойств нефтей и коллекторских свойств пластов. Затем по зависи­мостям от гидропроводимости и плотности сетки, имеющим место в районе для карбонатных и терригенных пластов, оп­ределяется нефтеотдача.

Коэффициент извлечения свободного газа принимается равным 0,85.

Коэффициент извлечения стабильного конденсата принимается по аналогии с изученными месторождениями данного района.

Учет перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата объектов, подготовленных к глубокому бурению, осуществляется в государственном балансе запасов.

Дата добавления: 2015-07-16