Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа

Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа Тюменский государственный нефтегазовый университет, Кафедра промысловой геологии, Шпильман А. В. , 2009 год

Литература 1. Гутман И. С. Методы подсчета запасов нефти и газа. – М. : Недра, 1985. 2. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов. Справочник (под редакцией В. В. Стасенкова и И. С. Гутмана). М. , «Недра» , 1989. 3. Жданов М. А. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов. – М. : Недра, 1987. 4. Шпильман В. И. Количественный прогноз нефтегазоносности. – М. : Недра, 1982. 5. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, ГКЗ, Москва, 1984 г. 6. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России, ВНИГНИ, Москва, 2000 г.

Запасы - это количество углеводородов (нефть, газ, конденсат) заключенных в открытых залежах и подсчитанное по результатам геологоразведочных работ и разработки.

Залежь - это любое естественное скопление нефти и газа в одном или группе гидродинамически связанных пластов.

Ресурсы нефти и газа - это количество углеводородов находящихся в недрах в виде скоплений нефти, газа и конденсата доступное для оценки на основе прямых или косвенных геологических данных.

Результаты подсчета запасов используются при: - разработке программ дальнейшей разведки месторождения; - подготовке проектного документа на разработку месторождения; - создании проекта обустройства месторождения.

Результаты оценки ресурсов используются при : - определении местоположения поисковой скважины, выбора очередности опоискования объектов; - определения направления ГРР (геологоразведочных работ); - разработке стратегии развития нефтегазового комплекса по нефтегазоносной провинции или ее части, России в целом;

Факторы определяющие отнесение запасов и ресурсов к той или иной категории или группе: ь степень подтвержденности нефтегазоносности объекта оценки; ь изученность геологического строения объекта геолого-геофизическими методами; ь стадия разработки месторождения.

Запасы и ресурсы распределяются на : Ш Семь категорий, объединенных в четыре группы; Ш Геологические и извлекаемые; Ш Начальные и текущие.

Категории запасов и ресурсов (A , B , C 1 , C 2 , C 3 , D 1 , D 2 ) Категория АВ - запасы залежи или части залежи, разбуренные эксплуатационным бурением. А – по проекту разработки, B – по технологической схеме для месторождений нефти; Категория С 1 - запасы залежи или части залежи, изученные разведочными скважинами, по которым получен промышленный приток нефти или газа; Категория С 2 – запасы неразведанной части выявленной залежи;

Категории запасов и ресурсов (A , B , C 1 , C 2 , C 3 , D 1 , D 2 ) Категория C 3 – ресурсы ловушек того или иного типа, подготовленные к поисковому бурению, в том числе новых горизонтов не вскрытых бурением в пределах открытого месторождения; Категория D 1 – ресурсы горизонтов и комплексов с промышленной нефтегазоносностью, доказанной в пределах крупных структур; Категория D 2 – ресурсы горизонтов и комплексов, нефтегазоносность которых не доказана в пределах крупных структур.

Схема категорий запасов и ресурсов Запасы: АВ – разведанные эксплуатируемые. С 1 – разведанные. С 2 – предварительно оцененные. Ресурсы: С 3 – перспективные. D 1 – прогнозные.

Выделение категорий запасов и ресурсов Разведанные запасы Категория А Объекты выделения категорий запасов и ресурсов Данные, по которым установлена или которыми обусловлена нефтегазоносность Залежь, разбуренная в соответствии с проектом разработки Залежь в разработке То же для части залежи Часть залежи в разработке Границы категорий запасов и ресурсов Степень изученности параметров залежи и основных показателей, определяющих условия ее разработки До границ залежи Изучены полностью по данным разведочного и эксплуатационного бурения В контуре и разработки залежи (ее эксплуатационных скважин, части) пробуренных по проекту разработки

Выделение категорий запасов и ресурсов Разведанные запасы Категория В Объекты выделения категорий запасов и ресурсов Данные, по которым установлена или которыми обусловлена нефтегазоносность Залежь, разбуренная в соответствии с технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытнопромышленной разработки месторождения газа Залежь в разработке То же для части залежи Часть залежи в разработке Границы категорий запасов и ресурсов Степень изученности параметров залежи и основных показателей, определяющих условия ее разработки До границ залежи Изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки по данным разведочного и эксплуатацион-ного бурения и разработки В контуре эксплуатационных скважин, залежи (ее части) пробуренных по технологической схеме разработки месторождений нефти или проекту опытнопромышленной разработки месторождений газа

Выделение категорий запасов и ресурсов Разведанные запасы Категория С 1 Объекты выделения категорий запасов и ресурсов Разведанная залежь Данные, по которым установлена или которыми обусловлена нефтегазоносность Нефтегазоносность залежи установлена получением промышленных притоков нефти и газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительными данными керна и ГИС в неопробованных скважинах неопробованных Разведанная часть выявленной залежи То же для разведанной части залежи Участок около первой скважины с промышленным притоком на выявленной ею залежи Нефтегазоносность установлена по данным бурения и испытания одной скважины и получения в ней промышленных притоков нефти или газа Границы категорий запасов и ресурсов До контура залежи, проведенного по данным опробования и ГИС, обосновывающим гипсометрическое положение ВНК, ГНК и ГВК До контура залежи в пределах разведанной ее части, в пределах неразведанной части – на расстоянии, равном удвоенному расстоянию между добывающими скважинами (L), добывающими скважинами ( ), предусмотренному технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытнопромышленной разработки месторождения газа В радиусе равном удвоенному расстоянию между добывающими скважинами сеток, применяемых на сходных по строению залежах района Степень изученности параметров залежи и основных показателей, определяющих условия ее разработки Изучены по данным разведочного и эксплуатационного бурения в степени, достаточной для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа. На нефтегазовых залежах установлена промышленная ценность нефтяной оторочки Изучены по геологическим и геофизическим данным пробуренной скважины или принимаются по аналогии с соседними месторождениями

Выделение категорий запасов и ресурсов Разведанные запасы Категория С 1

Выделение категорий запасов и ресурсов Предварительно оцененные запасы Категория С 2 Объекты выделения категорий запасов и ресурсов Данные, по которым установлена или которыми обусловлена нефтегазоносность Границы категорий запасов и ресурсов Степень изученности параметров залежи и основных показателей, определяющих условия ее разработки Неразведанная часть выявленной залежи Аналогия с разведанной частью залежи В пределах части залежи, примыкающей к запасам категории С 1, по контуру, проведенному по аналогии с разведанной частью залежи Принимаются по аналогии с разведанной частью залежи Выявленные залежи в промежуточных и вышезалегающих пройденных бурением неопробованных продуктивных пластах на разведанном или разрабатываемом месторождении Данные бурения, керна и промыслово-геофизических исследований (с использованием аналогии близ изученных месторождений в данном районе) В пределах выявленных контуров залежей Определены в общих чертах по данным геологических и геофизических исследований в про буренных скважинах. Режим залежи, коэффициенты вытеснения, продуктивность скважин, пластовые давления и температура, гидропроводность, пьезопроводность и т. п. принимаются по аналогии с выявленными залежами в тех же пластах соседних месторождений Залежи в неопробованных пластах отдельных куполов многокупольных месторождений, если доказана их полная аналогия изученным частям данного месторождения То же, с использованием аналогии на разведанных куполах данного месторождения В пределах контуров выявленных залежей То же, в тех же пластах изученных куполов

Выделение категорий запасов и ресурсов Предварительно оцененные запасы Категория С 2

Выделение категорий запасов и ресурсов Перспективные ресурсы Категория С 3 Объекты выделения категорий запасов и ресурсов Предполагаемые залежи в нескрытых бурением пластах на разведанных или разрабатываемых месторождениях, продуктивных на других месторождениях района. Предполагаемые залежи на подготовленных для глубокого бурения площадях, расположенных в одной структурно-фациальной зоне с выявленными залежами в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными методами геологических и геофизических исследований Данные, по которым установлена или которыми обусловлена нефтегазоносность Границы категорий запасов и ресурсов Промышленная нефтегазоносность, наличие коллекторов, перекрытых плохо В пределах предполагаемой проницаемыми породами, предполагается по аналогии площади залежи с изученными месторождениями на основе анализа условий их формирования в пределах структурно-фациальной зоны, в которой выделяются перспективные площади Степень изученности параметров залежи и основных показателей, определяющих условия ее разработки Принимаются по аналогии с выявленными залежами, расположенными в одной с перспективной площадью структурно-фациальной зоне. Тип, форма, размеры залежи и положение ВНК, ГНК и ГВК принимаются на основе региональных закономерностей, установленных в структурнофациальной зоне, и с учетом заполнения ловушки

Выделение категорий запасов и ресурсов Перспективные ресурсы Категория С 3

Выделение категорий запасов и ресурсов Прогнозные ресурсы Категория D 1 Объекты выделения категорий запасов и ресурсов Предполагаемые залежи в литологостратиграфических комплексах с промышленной нефтегазоносностью, доказанной в пределах оцениваемых крупных региональных структур (I порядка) Данные, по которым установлена или которыми обусловлена нефтегазоносность Количественная оценка основывается на результатах геофизических и геохимических исследований и аналогии с изученными залежами в тех же комплексах в пределах оцениваемой структуры I порядка оцениваемой структуры I Границы категорий запасов и ресурсов Охватывают: в пределах части структуры I порядка с еще неустановленной нефтегазоносностью: 1) ловушки, подготовленные к глубокому бурению; 2) ловушки, выявленные по геологическим и геофизическим данным; 3) территории с ловушками, предполагаемыми на основании закономерностей их распределения, установленными на смежных хорошо изученных (эталонных) территориях

Выделение категорий запасов и ресурсов Прогнозные ресурсы Категория D 2 Объекты выделения категорий запасов и ресурсов Предполагаемые залежи в литологостратиграфических комплексах, промышленная нефтегазоносность которых в пределах крупной региональной структуры (I порядка) еще не доказана, но прогнозируется на основе комплекса имеющихся геолого-геохимических и геофизических данных Предполагаемые залежи в пределах структур I порядка с доказанной структур I нефтегазоносностью Данные, по которым установлена или которыми обусловлена нефтегазоносность Количественная оценка основывается на общих геологических представлениях и аналогии с другими более изученными структурами I порядка с разведанными залежами в оцениваемых комплексах Границы категорий запасов и ресурсов Охватывают в пределах структур I порядка с неустановленной нефтегазоносностью: 1) ловушки, подготовленные к глубокому бурению; 2) ловушки, выявленные по геологическим и геофизическим данным; 3) территории с предполагаемыми ловушками Охватывают территории с нефтегазоносными комплексами, погруженными значительно ниже глубин, достигнутых бурением, или нефтегазоперспективными комплексами, продуктивность которых еще не доказана

Группы запасов и ресурсов A, B, C 1 – Разведанные запасы С 2 – Предварительно оцененные запасы С 3 – Перспективные ресурсы D 1, D 2 – Прогнозные ресурсы

Геологические (балансовые) и извлекаемые запасы Геологические запасы – это запасы в недрах. Извлекаемые запасы - это часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр при использовании современных технических средств и технологий добычи.

Текущие запасы – это начальные запасы минус накопленная добыча.

Классификация запасов и ресурсов нефти и газа Категории : A, B, C 1, C 2, C 3, D 1, D 2 Группы : разведанные, предварительно оцененные запасы, перспективные и прогнозные ресурсы; Геологические / извлекаемые; Начальные / текущие.

Связь запасов и ресурсов с этапами и стадиями геологоразведочных работ

Три этапа ГРР: Ш региональный этап Ш поисковый этап Ш разведочный этап

Региональный этап Целью работ является изучение основных закономерностей геологического строения, оценка перспектив нефтегазоносности и определение первоочередных районов постановки поисковых работ. Стадии: • Прогноз нефтегазоносности. • Оценка зон нефтегазонакопления. Выполняется оценка ресурсов по категориям D 1, D 2, возможно С 3.

Поисковый этап Стадия выявления и подготовки объектов. На стадии выявления и подготовки объектов основной метод 2 D сейсморазведки площадным способом. Стадия заканчивается подготовкой паспортов ловушек и оценкой ресурсов С 3.

Поисковый этап Стадия поиска месторождений. Объектами проведения работ являются ловушки, подготовленные к поисковому бурению. Основные работы: ь Бурение ь Опробование и испытание поисковых скважин. ь Геофизические исследования скважин (ГИС).

Поисковый этап Стадия поиска месторождений. Стадия завершается получением промышленного притока нефти или газа, в этом случае составляется проект разведки и производится оценка запасов. Ресурсы категории С 3 переводятся в категории С 1 и С 2. В случае отрицательного результата бурения ресурсы С 3 могут списываться или уточняться и переоцениваться.

Разведочный этап Цель – подготовка объекта (залежи, месторождения) к разработке. Этап разделяется на две стадии: – Стадия оценки месторождений (залежей) – Стадия подготовки месторождений (залежей) к разработке

Разведочный этап Стадия оценки месторождений (залежей) Цель этого этапа – предварительная геометризация залежей и оценка запасов по категории С 1, С 2, определение промышленной значимости месторождения.

Разведочный этап Стадия подготовки месторождений (залежей) к разработке Объектами являются месторождения (залежи) имеющие промышленное значение. Этап заканчивается подготовкой месторождения (залежи) к разработке. Подсчет запасов по категориям С 1, С 2.

На стадии разработки месторождений выполняются следующие геологоразведочные работы: • доразведка залежей • поиск по нижележащим или промежуточным горизонтам • перевод запасов в более высокие категории (А, В)

Региональный этап Оцениваются ресурсы по категории D 1, D 2 Поисковый этап Выделяются ловушки, оцениваются по категории С 3. По результатам поисковоразведочного бурения С 3 переводят в С 1 и С 2 Разведочный этап Запасы С 2 переводят в С 1 Категорию С 1 переводят в категории А, В. Категорию С 2 переводят в категории С 1 (доразведка). Категорию С 2 переводят в категории А, В (опережающее эксплуатационное Разработка месторождений бурение). Категорию С 3 переводят в категории С 1+С 2 по новым объектам ранее выявленного месторождения.

Взаимосвязь стадий ГРР, видов работ и категорий ресурсов и запасов

Начальные суммарные ресурсы (НСР) Этот термин рассматривается в качестве общей оценки ресурсов нефтегазоносного бассейна (провинции) или его участков и комплексов, объединяющий накопленную добычу, разведанные и предварительно оцененные запасы, перспективные и прогнозные ресурсы. Текущие суммарные ресурсы (ТСР) Это НСР минус накопленная добыча

Методы подсчета запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них полезных компонент

Три метода подсчета запасов нефти: Ш Объемный метод Ш Метод материального баланса Ш Статистический метод Два метода подсчета запасов газа: Ш Объемный метод Ш Метод падения давления

Объемный метод - площадь, тыс. м 2 - эффективная нефтенасыщенная толщина, м - открытая пористость, доли ед. - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед. - пересчетный коэффициент в стандартные условия, доли ед. - плотность нефти, т/м 3 - коэффициент извлечения нефти, доли ед.

Порядок выполнения работ по подсчёту запасов: Швыполнение детальной корреляции разреза скважин; Шпостроение карты кровли и подошвы оцениваемого объекта.

Порядок выполнения работ по подсчёту запасов: Швыделение коллекторов и определение параметра пласта, его насыщения, выделение эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин, определение отметок ВНК, обоснование параметров подсчета; Шпостроение модели залежи и подсчёт балансовых запасов, обоснование границ категорий запасов и составление подсчётного плана.

Принципиальная схема несовпадения стратиграфической поверхности и кровли коллектора (по Гришину Ф. А. ) 1 – стратиграфическая (структурная) поверхность пласта; 2 – кровля коллектора; 3 – подошва коллектора (в данном случае совпадающая со структурной); 4 – ВНК; 5 – коллектор; 6 – литологическая разность, характеризующаяся значениями параметров ниже кондиционных; 7 – фактическая граница залежи; 8 – ошибочная «граница» залежи.

Геометризация залежи Пластовая залежь

Геометризация залежи Массивная залежь

Геометризация залежи Литологическое замещение

Геометризация залежи Выклинивание

Геометризация залежи Тектонически экранированные залежи

Геометризация залежи Стратиграфически экранированные залежи

Эффективная нефтенасыщенная толщина определяют по данным ГИС. а – карта эффективной толщины; б – карта эффективной нефтенасыщенной толщины. 1 – скважины: в числителе – номер, в знаменателе – эффективная толщина коллектора в м; контуры нефтеносности: 2 – внутренний, 3 – внешний

Эффективная нефтенасыщенная толщина - значение изолинии средней между двумя изолиниями; - площадь между двумя изолиниями; n – число полей между изолиниями.

Определение коэффициента пористости Коэффициент пористости (Кп или m) – численно коэффициент равен отношению объёма пор к общему объёму породы и выражается в долях единиц.

Определение коэффициента нефтенасыщенности (КН) Коэффициент нефтенасыщенности (КН) определяется по ГИС и данным исследования керна. По обоим способам определяется не собственно КН, а КВ- коэффициент остаточной водонасыщенности.

Определение значения параметров средневзвешенных по объёму пород

Определение значения параметров средневзвешенных по объёму пород

Подсчёт запасов газа

Объемный метод - площадь, тыс. м 2 - мощность эффективная газонасыщенная, м - открытая пористость, доли ед. - коэффициент газонасыщенности, доли ед. - поправочный коэффициент за давление, барический коэффициент, доли ед. - поправочный коэффициент за температуру, термический коэффициент, доли ед.

Объемный метод Коэффициент газонасыщенности Состав газа: СН 4 – метан С 2 Н 6 – этан С 3 Н 8 – пропан С 4 Н 10 - бутан

Объемный метод Коэффициент сжимаемости (лабораторные исследования)

Объемный метод Зависимость коэффициента сверхсжимаемости газа Z от приведенного псевдокритического давления Рпр при разных приведенных псевдокритических температурах Тпр

Объемный метод Барический коэффициент Рост давление при снижении давления на устье скважины до 1 атмосферы.

Объемный метод Н – глубина скважины в см - удельный вес газа по воздуху

Объемный метод m, e, p, c, s – соответственно процентное содержание метана, этана, пропана, бутана и сероводорода H 2 S.

Объемный метод Термический коэффициент Т – абсолютная температура равная 273 С tст – стандартная температура на поверхности 20 С tпл – пластовая температура.

Объемный метод - коэффициент извлечения газа, доли ед.

Метод по падению давления Q – количество добытого газа за период снижения давления от РН до Р в м 3, РН – начальное абсолютное пластовое давление в атм. , Р – среднее пластовое давление, после отбора Q газа, 1 и 2 – поправки на сжимаемость соответственно для РН и Р.

Метод по падению давления

Подсчёт запасов газа, растворенного в нефти

Растворенный газ Qн – запасы нефти, тоннах r – газовый фактор, м 3/т Qр. г – начальные балансовые запасы растворенного газа, м 3.

Растворенный газ Водонапорный или упруговодонапорный режим работы залежи

Растворенный газ Неводонапорный режим работы залежи (Формула М. А. Жданова) - извлекаемые запасы нефти, т - газовый фактор, - остаточное газосодержание при конечном давлении РК, - неизвлекаемые запасы нефти, т - извлекаемые запасы нефти при пластовых условиях или объём порового пространства освобождённый за счёт добычи нефти, м 3.

Подсчёт запасов конденсата

Конденсат Потенциальное конденсатосодержание К – содержание С 5 и выше в сыром конденсате, L – в отсепарированном конденсате из расчета на 1 м 3 пластового газа.

Конденсат Балансовые запасы Коэффициент извлечения конденсата

Конденсат

Подсчёт запасов этана, пропана и бутана Пкомп – содержание этана, пропана или бутана в газе, в г/м 3

Метод материального баланса

Уравнение материального баланса: Уравнение материального баланса по количеству растворённого газа:

Режимы работы залежи: Упругий (замкнуто-упругий) Водонапорный Упруговодонапорный Растворённого газа Газовой шапки (газонапорный) Гравитационный

Qн. о. - начальные балансовые запасы нефти в стандартных условиях, м 3. Qн- накопленная добыча нефти на дату расчета в стандартных условиях, м 3. b 1 - объемный коэффициент нефтегазовой смеси, b 1=b+(r 0 -r)V, где b – объёмный коэффициент при давлении р, r – растворимость газа в нефти при давлении р, r 0 – растворимость газа в нефти при давлении р0 (начальном). b 0 - объемный коэффициент пластовой нефти при давлении р0. V, V 0 - объемные коэффициенты газа для давления р и начального давления р0.

W, W’ - объёмы соответственно вошедшей в пласт воды и закаченной в пласт воды на дату расчета в стандартных условиях, м 3. w - объём накопленной добычи воды на дату расчета в стандартных условиях. λ - объемный коэффициент пластовой воды в пластовых условиях. qi - объём закачанного в пласт газа на дату расчета в стандартных условиях, м 3. rp - средний газовый фактор (отношение накопленной добычи газа VГ к накопленной добыче нефти Qн на дату расчета в стандартных условиях). n - отношение объёма пустот, занятых на дату расчета газовой шапкой к объему пустот занятой нефтью. βп и βв – коэффициенты сжимаемости породы и связанной воды. Δp=р0 -р kв – коэффициент водонасыщенности.

Для различных режимов работы залежей формула может быть преобразована (таблица)

Параметры залежи, необходимые для применения метода материального баланса 1. Начальное пластовое давление. 2. Текущее пластовое давление, замеренное с определенной периодичностью. 3. Определение давлений насыщения нефти газом. 4. Физико-химические свойства нефтей и газов: плотность в поверхностных и пластовых условиях, коэффициенты сжимаемости в различных диапазонах давлений, объемные коэффициенты, растворимость, компонентный состав.

Параметры залежи, необходимые для применения метода материального баланса 5. Добычу нефти, газа, воды по всем скважинам. 6. Средний начальный и средний эксплуатационный газовые факторы, учет добычи растворенного газа. 7. Физико-химические свойства пластовой воды, необходимы глубинные пробы воды из законтурной области. 8. Сжимаемость пород-коллекторов.

Статистический метод подсчёта запасов нефти и газа

Изменения накопленной добычи по времени (Копытов А. В. ) a” – угловой коэффициент наклона прямой; b” – свободный член уравнения; Qн – извлекаемые запасы нефти.

Авторами метода предложена зависимость Характеристики вытеснения (по И. Д. Амелину). (Qж/Qн) - Qв В -обводненность продукции Qн. Qж - Qж

Степенная зависимость следует из теории несмешивающегося вытеснения нефти водой при аппроксимации производной функции Баклея-Леверетта. Зависимость является асимптотической и справедлива только при больших значениях водонасыщенности пласта Qн – накопленная добыча нефти Q – накопленная добыча жидкости A, B – регрессионные коэффициенты n – показатель степени (по Камбарову n=1, по Пирвердяну n=0. 5)

Значительно более широкий диапазон применимости имеет обобщенная характеристика вытеснения потенциально извлекаемых запасов Q 0

Пример прогноза потенциально извлекаемых запасов

Предельно рентабельный годовой отбор

tост – прогнозный период разработки месторождений, до достижения предельного рентабельной добычи; θ – пересчетный коэффициент; ρн – плотность нефти; qж – величина годового отбора жидкости.

Подсчёт запасов УВ в сложных геологических условиях

Сложнопостроенные коллектора Газонефтяные и нефтегазовые залежи Наклонный ВНК Нетрадиционные коллекторы, высоковязкие нефти

Определение коэффициента нефтеотдачи

Общая формула Для залежей с водонапорным режимом (по Гришину) ЕWн - коэффициент вытеснения нефти; ηохв- коэффициент охвата пласта заводнением.

Покоэффициентный метод η – КИН; Квт – коэффициент вытеснения; Кз – коэффициент заводнения; Кохв – коэффициент охвата.

Оценка прогнозных ресурсов D 1, D 2. Объекты оценки и методы оценки

Нефтегеологическое районирование и объекты оценки Нефтегеологическое районирование это разбиение территории на отдельные части по степени сходства геологического строения и развития, а также состава слагающих их осадочных формаций.

При районировании учитывают следующие факторы: ь тектоническое строение территории, современный структурный план; ь литолого-стратиграфическую характеристику разреза, палеофациальные условия; ь геохимические условия, фазовое состояние углеводородов, результаты определений нефтегазоматеринских пород.

Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты

Карта нефтегеологического районирования территории Югры

Выделение объектов количественного прогноза в разрезе осадочного чехла Западно-Сибирского седиментационного бассейна Покрышки региональная субрегиональная зональная толщина НГК

В Западной Сибири выделены следующие нефтегазоносные комплексы (снизу вверх) 1. Доюрский (Палеозойский) 2. Нижнеюрский 3. Среднеюрский 4. Верхнеюрский 5. Баженовский (+Абалакский) 6. Клиноформный неокомский 7. Неосложненный неокомский 8. Аптский+Альбский+Сеноманский

Методология прогноза реализуется за счет выполнения следующих обязательных этапов: • выделение эталонов; • определение на эталонах геолого-геофизических параметров и основной изучаемой характеристики; • разработка процедур позволяющих переносить прогнозируемую характеристику с одного участка на другой, используя известные геолого-геофизические параметры; • доказательства существования разработанных процедур на основе статистического анализа; • выделение объектов оценки, получение по ним необходимых параметров; • использование выбранных процедур для количественной оценки прогнозируемого параметра.

Метод оценки на осредненную структуру S 1 – площадь оцениваемого участка, S 2 – площадь района на одну структуру, Ку – коэффициент успешности, q – средние запасы на одну структуру.

Метод оценки ресурсов по удельной плотности Qэ, Qр – ресурсы эталонного и подсчетного участка; Sэ, Sр – площади эталонного и подсчетного участка; qэ – плотность ресурсов на эталонном участке на единицу площади; Кан – коэффициент аналогии.

Схема расположения эталонных и подсчетных участков

Математическая модель Qп. г. – первично сгенерированная микронефть; Кэм – коэффициент определяющий долю микронефти поступившей из нефтематеринской породы в породу коллектор; Км – коэффициент определяет долю нефти прошедшей путь от места начального поступления в коллектор до места аккумуляции в ловушке.

Первично сгенерированная микронефть Д – доля сапропелевой органики в ОВ определяющий мористость отложений. Ф – отношение пристан/фитан в ОВ. Скорость погружения осадков до глубины ~300 м.

Генерация нефти на стадии катагенеза

Количественно генерацию микронефти можно описать функционалом р=F(Д, Т, Н, Г, τ, Ф) Д – доля сапропелевой органики; Т – палеотемпература, °С; Н – глубина залегания, м; Г – геотермический градиент, °С/100 м τ– время пребывания осадков на глубине 300 м; Ф – изопреноидный коэффициент (отношение пристана к фитану).

Формула прогноза первично сгенерированной нефти

Миграция – продвижение частиц нефти от источника к скоплению в виде аккумулированных залежей самый сложный процесс. q – плотность эмигрированных УВ; Как – коэффициент аккумуляции.

Коэффициент пераспределения F 1, F 2 – площади оцениваемого участка и нефтесборной площади; S 1, S 2 – плотность структур на них, в долях площади.

Одна из окончательных формул прогноза

Методика расчета 1. Формулу вида логарифмируют, приводя к виду 2. Применяя механизмы множественной регрессии решают задачу определения а 1, а 2, а 3 при условии минимизации квадратного отклонения ρн. ф – плотность нефти фактическая; ρн. р – плотность нефти расчетная.

Методика расчета 3. Определяют множественный коэффициент корреляции. В случае неудовлетворительного результата проводят расчеты на других зависимостях других параметрах. 4. С использованием полученных коэффициентов и уравнений прогнозов рассчитывают величины плотностей ресурсов на подсчетных участках. 5. Выполняют анализ корректности расчетов. Анализ корректности выполняется на основе построения зависимостей типа выявленность/изученность, которые позволяют оценить полученные результаты и внести корректировки.

Методы оценки ресурсов основанные на региональных закономерностях

Методы оценки ресурсов основанные на региональных закономерностях

Методы оценки ресурсов основанные на региональных закономерностях

Методы оценки ресурсов основанные на региональных закономерностях

Оценка С 3 hэф в формуле подсчета оценивают по аналогии с соседними залежами по формуле А – амплитуда структуры, m – мощность резервуара, Кпес – коэффициент песчанистости.

Оценка С 3 Метод изоконтактов

Оценка вероятности существования ловушки Рл - вероятность наличия ловушки; Рк – вероятность наличия коллектора; Рп – вероятность наличия покрышки; Рс – вероятность существования структуры.

Формула Кунина Н. Я. и Красильниковой Т. П. Р А – вероятность выделения структуры амплитудой А при точности сейсморазведки 25 м по единому профилю; r – расстояние между сейсмическими профилями; S – площадь структуры.

Порядок оформления материалов по подсчету запасов

Материалы подсчета запасов включают: текстовую часть, табличные приложения, графические приложения. ТЭО КИН является частью материалов по подсчету запасов и представляется в виде отдельного тома.

Текст отчета содержит следующие главы: 1. Ведение 2. Общие сведения о месторождении 3. Геологическое строение района работ и месторождения 4. Геологоразведочные работы 5. Геофизические исследования скважин, методика и результаты интерпретации ГИС 6. Нефтегазоносность месторождения 7. Гидрологические и геокриологические условия

Текст отчета содержит следующие главы: 8. Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов и покрышек по керну 9. Состав и свойства нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонент с оценкой их промышленного значения 10. Сведения о разработке месторождения 11. Обоснование подсчетных параметров и подсчет запаса нефти, газа и конденсата и содержащихся в них компонент

Текст отчета содержит следующие главы: 12. Сопоставление подсчитанных запасов и параметров с ранее утвержденными и числящимися на Государственном балансе 13. Мероприятия по охране окружающей среды 14. Обоснование подготовленности месторождения для промышленного освоения 15. Геолого-экономическая оценка месторождения 16. Заключение

Графические приложения Подсчетный план это основной графический документ при подсчете запасов. Подсчетный план составляется на основе структурной карты по кровле продуктивного пласта коллектора. Карты строятся в масштабе 1: 5000 до 1: 50000 в зависимости от размера месторождений.

Графические приложения • Обзорная карта расположения месторождения. • Геологические разрезы. • Сводный геолого-геофизический разрез.

Табличные приложения • Таблица результатов испытаний скважин. • Таблица состояния изученности расчетных параметров. • Таблица расчета запасов нефти, газа и растворенного газа. • Расчет по начальным балансовым и извлекаемым запасам, текущим запасам, если есть накопленная добыча, газосодержанию растворенного газа и расчет по его запасам.

Сопоставление российской и международной классификации SPE

В классификации SPE выделяют: -доказанные запасы (proved (proven) reserves): Ш разрабатываемые, Ш неразбуренные, - вероятные (probable) - возможные (possible).

Вероятностный подход к оценке запасов

Р – вероятность запасов Q для залежи.

Новая Российская классификация

Суть изменения классификации – попытка внедрить в классификацию экономические и технологические критерии, которые ранее в ней отсутствовали.

ЗАПАСЫ Промышленно -значимые Нормативнорентабельные Непромышленные Условно рентабельные

РЕСУРСЫ Рентабельные Неопределеннорентабельные

Категории запасов: А – достоверные, В – установленные, С 1 – оцененные, С 2 – предполагаемые Ресурсы подразделяются на D 1, D 2 и D 3.

По величине запасов также введена новая градация по крупности по извлекаемым запасам: по газу по нефти уникальные > 300 млн. т >500 млрд. м 3 крупные 30 -300 млн. т 30 -500 млрд. м 3 средние 3 -30 млн. т 3 -30 млрд. м 3 мелкие 1 -3 млн. т 1 -3 млрд. м 3 очень мелкие <1 млн. т < 1 млрд. м 3