Средние нефтенасыщенные толщины

Выделение эффективных и нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов проводится с использованием всего комплекса геолого-геофизической информации, проведенного для каждой скважины на отдельном планшете с увязкой по глубинам в масштабе 1:200. Там же, кроме диаграмм ГИС, приводятся результаты испытания скважин, вынесенный керн, согласно описанию, и средние значения открытой пористости по данным лабораторного исследования керна. После нанесения керна и первичному описанию проводится увязка его с каротажными диаграммами с целью определения его истинного положения в разрезе. В качестве количественных критериев разделения пород на коллекторы и неколлекторы используются критические (граничные) величины фильтрационно-емкостных свойств.

При увязке керна с каротажем учитываются и другие лабораторные определения, выполненные на образцах керна: остаточная водонасыщенность, карбонатность и гранулометрический состав. Все определения физических свойств, сделанные на образце керна, характеризующие проницаемые разности и вошедшие в выделенные интервалы коллекторов, используются при оценке средних значений параметров продуктивных пластов. Отбивка границ проницаемых прослоев производится на геолого-геофизических разрезах с точностью ±0,2 м. В соответствии с этим выделяются все проницаемые прослои толщиной 0,4 м и более.

Отнесение выделенных эффективных толщин к нефтенасыщенным проводится с учетом всех имеющихся данных, прежде всего количественной интерпретации ГИС и опробования. В случаях, когда установление характера насыщения по этим данным было невозможно из-за малой толщины, нефтенасыщенными считались проницаемые прослои, залегающие выше ВНК, принятого по данному объекту.

По результатам определения суммарной толщины в скважинах по каждому подсчетному объекту строятся карты эффективных нефтенасыщенных толщин с сечением изопахит чаще всего через 1 м, 2 м или 4 м.

Коэффициент открытой пористости

Открытая пористость пород определяется двумя способами: прямым, непосредственно на образцах керна в лабораториях, и методами промыслово-геофизических исследований. Далее производится количественный и качественный анализ степени охарактеризованности продуктивной части пластов определениями пористости по керну и ГИС.

Наибольшую охарактеризованность разреза определениями пористости имеют методы ГИС. Определенные по ГИС величины Кп сопоставляются с результатами анализов керна. Пористость определяется для каждого прослоя. Для более детальной оценки пористости по пласту по средневзвешенным рачениям пористости по скважинам для каждого продуктивного пласта строятся карты равных значений пористости, которые используются при подсчете запасов.

Коэффициент нефтенасыщенности

Оценка коэффициента нефтенасыщенности проводится двумя способами: по результатам лабораторных исследований образцов керна, исходя из величины остаточной водонасыщенности и по результатам интерпретации ГИС. Данные керна по новым скважинам позволяют получить актуальные петрофизические зависимости для количественной интерпретации материалов ГИС и определить достоверные значения нефтенасыщенности коллекторов.

Значение нефтенасыщенности определяется для каждого продуктивного прослоя. По этим данным для каждого пласта строятся карты равных значений нефтенасыщенности.

Плотность нефти

Этот подсчетный параметр определяется по результатам исследования поверхностных и глубинных проб нефтей. В последнем случае плотность дегазированной нефти замеряется после однократной и ступенчатой сепарации.

Поскольку реальный процесс разгазирования нефти на промысле соответствует ступенчатой сепарации, то при подсчете запасов величина плотности нефти, а также взаимосвязанные с ней параметры (объемный коэффициент и газосодержание), принимаются по результатам исследования глубинных проб нефти способом ступенчатой сепарации.

Для пластов, по которым глубинные пробы нефти не отбирались, плотность нефти принимается по аналогии со сходными пластами этого или ближайших месторождений, при условии сходства физико-химических свойств нефти и единого поля нефтеносности по структурно-тектоническим построениям продуктивного пласта.

Пересчетный коэффициент

Для учета изменения объема нефти при переходе от пластовых к поверхностным условиям в формулу подсчета запасов вводится пересчетный коэффициент. Величина пересчетного коэффициента зависит главным образом от газосодержания и определяется по результатам исследования глубинных проб пластовых нефтей по величине объемного коэффициента или усадки, с которыми пересчетный коэффициент связан следующими соотношениями:

, (2)

где

Q - пересчетный коэффициент, доли единицы;

b - объемный коэффициент, доли единицы;

ε -усадка нефти, доли единицы.

Газовый фактор

Газосодержание пластовых нефтей обычно определяется экспериментальным путем разгазирования глубинных проб и непосредственно на скважинах по результатам замеров дебита газа через трап при испытании.

Вторая величина существенно отличается от первой по всей вероятности из-за неточности определения объема газа при испытании. При пробной эксплуатации замер газового фактора не производился.

Категорийность запасов

Категорийность запасов нефти, а также растворенного в ней газа определяется согласно требований «Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов Нефти и горючих газов", 1983 г. и "Временной классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов", утвержденной приказом МПР №126 от 7.02.2001 г.

При выделении категорий, помимо степени изученности параметров на рассматриваемом месторождении, учитывается сходство характеристик коллекторов, физико-химического состава нефтей и условий залегания залежей соседних месторождений, запасы которых утверждены в ГКЗ.

Категория А - запасы залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств; нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и другие).

3апасы категории А подсчитываются по залежи (ее части) разбуренной в соответствии с утвержденным проектом paзработки месторождения нефти или газа.

Категория В - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.

Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Категория C1 - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть, скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.

Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент, вытеснения нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.

Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в cтeпeни, обеспечивающей получение иcxoдныx дaнныx для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Категория С2 - запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований:

- неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий;

- в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений.

Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями

Запасы категории С2 используются для определения перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышележащие пласты и частично для проектирования разработки залежей.

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

Форма, размер и условия залегания залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефтей или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.

Перспективные ресурсы нефти и газа используются при плани-ровании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категории С1 и С2.

Категория Д1 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-сратигра-фических комплексов, оцениваемые в пределах крупных peгиональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д1 производится по результатам региональных геологических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторож-дениями в пределах оцениваемого региона.

Категория Д2 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого- стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований. Количественная оценка прогнозных ресурсов этой категории производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа.

Геометризация залежей нефти

Построение структурных карт

Структурные карты показывают наглядное изображение форм подземного рельефа и позволяют определить границы залежи в пространстве. Построение структурных карт по кровле и подошве продуктивного пласта при подсчете запасов является обязательным и проводится с использованием данных эксплуатационного и поисково-разведочного бурения, а также результатов сейсморазведки и ГИС. Построение структурных карт по кровле (подошве) горизонта производится путем совместной интерполяции отметок кровли (подошвы) по скважинам и отметок кровли (подошвы) отражающего горизонта по данным сейсморазведки.

Высота сечения изолиний при построении структурных карт выбирается с учетом масштаба проводимых построений, крутизны залегания пород и требуемой детальности изображения.