Курс лекций ухта 2006 удк 550. 812. 1 553. 98 Н 64
 Скачать 1.24 Mb.
|
|
Нп > (Нл=Нз) Открытие факта повсеместной предельной заполненности ловушек УВ позволяет при наличии данных о региональных и локальных изменениях толщины пород ложной покрышки судить о наличии ловушки на выявленном поднятии и, следовательно, о возможной его нефтегазоносности.  Рис. 3.4.10. Локальные поднятия с различной степенью заполнения УВ в зависимости от толщины ложной покрышки. Условные обозначения см. на рис. 3.4.9 Выделение ложных покрышек важно не только для определения истинных размеров ловушек и обоснованного анализа закономерностей их заполнения в каждом регионе, но и для прогноза нефтегазоносности локальных объектов по результатам бурения первой скважины, а в ряде районов и до начала глубокого бурения. Прогноз нефтегазоносности локальных объектов базируется на трех геологических предпосылках. Природные резервуары по своему строению трехчленны, третий элемент — ложная покрышка. Ловушкой в трехчленном природном резервуаре является не весь объем локального поднятия в замкнутом контуре по кровле коллектора, а лишь его верхняя часть, высота которой равна разности, между высотой поднятия по кровле коллектора и толщиной ложной покрышки на участке критической седловины. В нефтегазосодержащих комплексах, как правило, все ловушки, выделенные с учетом толщины ложной покрышки, заполнены углеводородами до замка, то есть полностью. Выделение основных элементов трехчленного природного резервуара и районирование региона по особенностям строения ложной покрышки. Главным при решении данной задачи является выделение ложной покрышки, установление закономерностей изменения ее толщины в пределах региона и проведение районирования на основе соотношения средних высот локальных поднятий (по кровле коллекторов) и средних значений толщины покрышки. При этом используются также имеющиеся данные о коэффициентах заполнения локальных поднятий УВ, косвенно указывающие на толщину ложной покрышки. Наиболее распространенными породами, перекрывающими коллекторы нефти и газа в разрезе месторождений, являются сульфатно-галогенные и глинистые. Основными параметрами, от которых зависят свойства покрышек, являются их толщина, однородность, гранулометрический и минералогический состав, сорбционные свойства глинистых минералов, наличие органического вещества, структурно-текстурные особенности пород, структура по- рового пространства, наличие разрывных нарушений и свойства жидкостей, насыщающих породу. Толщина является важным фактором, влияющим на качество покрышек, хотя корреляционной зависимости между толщинами покрышек и высотами залежей не существует. Неоднородность глинистых покрышек оценивается суммарной толщиной песчаников, алевролитов и других пород, выраженной в процентах от толщины покрышек, а также количеством таких прослоев. Если содержание указанных прослоев превышает 25%, то покрышку следует считать неоднородной. Чем неоднороднее покрышка, тем, как правило, хуже ее экранирующие свойства. Наличие песчаной и алевритовой примеси в глинах искажает ориентированный характер укладки глинистых минералов. Это увеличивает пористость и проницаемость глинистых пород, резко снижает их флюидоупорность. Минералогический состав пород покрышек в значительной степени влияет на их экранирующие способности вследствие различных дисперсности и величины емкости поглощения глинистых минералов. Высокими экранирующими свойствами обладают монтмориллонит или монтмориллонит-гидрослюдистые смешанослойные образования, связанные с аградацией монтмориллонита. У каолинитовых и гидрослюдисто-каолинитовых глин фильтрационные способности выше. Такие глины отличаются меньшей пластичностью и прочностью. Среди хемогенных покрышек широким распространением пользуются гидрохимические породы и глинистые карбонаты. Высокая пластичность каменной соли, в особенности галита, сохраняющаяся в условиях больших глубин, обеспечивает высокие экранирующие способности этих толщ. Гипс по пластическим и экранирующим свойствам близок к каменной соли. По данным В.П. Савченко и Я.А. Берето (1977), объемная прочность каменной соли и гипса примерно одинакова и при боковых давлениях 8,0-20,0 МПа характеризует их как высокопластичные породы. В то же время ангидрит приобретает пластичность при боковых давлениях 25,0-38,0 МПа. При одноосном сжатии и нормальной температуре ангидрит обладает только упругой деформацией, то есть ведет себя как хрупкое тело. Существующие в земной коре условия неравномерного сжатия, а также высокие скорости деформации, характерные при геодинамических нагрузках, приводят к тому, что ан - гидритовые, а иногда и галогенные толщи, теряют герметичность и становятся проницаемыми для газовых и нефтяных флюидов. Подобно глинистым отложениям, неоднородность литологического состава сульфатно-галогенных пород, например, наличие примеси карбонатных минералов, может значительно снижать экранирующие свойства этих толщ. Экспериментальные исследования Н.Н. Павловой показали, что в упруго-хрупких породах на определенных уровнях деформирующих напряжений начинается образование микротрещин и связанное с ними разуплотнение структуры пород. Результаты экспериментов позволили высказать предположение, что в зонах тектонической активности сохранение экранирующих свойств более вероятно у чистых от примесей глин, чем у ангидритов и, возможно, солей. При погружении осадков развиваются условия, затрудняющие отток флюидов, возникают пласты недоуплотненных глин с высокими капиллярными давлениями, создающие так называемые "барьеры давлений" (Фертль, 1980). Эти зоны являются препятствием для вертикальных перетоков и способствуют возникновению латеральной фильтрации. Дополнительные источники флюидов, создающие АВПД в условиях барьеров проницаемости, возникают в результате фазовых минеральных превращений на глубине. Переход гипса в ангидрит сопровождается выделением значительных объемов воды. Регидратация ангидрита в гипс также повышает давление за счет увеличения объема пород (примерно на 40% в полностью гидратированном состоянии). При переходе монтмориллонита в иллит выделяются значительные порции воды, происходит разуплотнение блоков породы, создаются области повышенной пористости, высоких гидростатических давлений, происходят микроразрывы, образуются трещины (В.Н. Холодов, 1983). Созданное за счет затрудненного оттока флюидов, фазовых минеральных превращений и осмотических явлений давление флюидов в глинах может быть равно или превышать давление вышележащих слоев, что ведет к гидроразрыву и диапиризму (Фертль, 1980). В результате естественного трещинообразования пластичные слои сульфатных и терригенных пород приобретают определенные фильтрационные свойства и могут переходить из группы пород-покрышек в породы-ложные покрышки, а иногда и в трещинные коллекторы. Выделение ложной покрышки производится в два приема. Первоначально в стратиграфическом комплексе отложений с доказаной нефтегазоносностью или перспективном на нефть и газ, по материалам ГИС, выделяются интервалы, сложенные проницаемыми породами - возможными коллекторами нефти и газа. Затем проводится анализ строения и состава пачек плотных пород, перекрывающих пласты-коллекторы. По данным лабораторных исследований состава и свойств пород и комплекса методов ГИС в толще плотных пород выявляются уровни изменения их петрофизических свойств, обычно обусловленные изменениями минералогического состава пород или их текстурных оссобенностей. Эти изменения могут быть связаны с последовательными переходами от песчаных пород к песчано-алевролито-глинистым и чисто глинистым, или от карбонатных к сульфатным и галогенным (рис. 3.4.11 и 3.4.12), и отражаются на диаграммах различных методов ГИС. В настоящее время не существует какой-либо универсальной, применимой к любым отложениям и районам методики выделения в разрезах истинных и ложных покрышек. Этот вопрос, особенно в сложных разрезах, где коллекторы перекрываются терригенными, терри- генно-карбонатными, сульфатно-карбонатными и другими толщами переслаивания, в каждом конкретном случае должен решаться исходя из особенностей геологического строения рассматриваемого природного резервуара и имеющегося комплекса ГИС, а также с учетом данных исследования керна. Однако есть несколько общих и совершенно очевидных соображений, помогающих разделять истинные и ложные покрышки. Необходимым условием отнесения непроницаемого пласта к истинным межрезервуарным покрышкам является его коррелируемость во всех скважинах региона, а к истинным внутрирезервуарным - коррелируемость в пределах площади. Ложные покрышки, обладая ничтожно малой полезной емкостью, имеют все-таки определенную проницаемость. Следовательно, можно на качественном уровне разделять встречающиеся в разрезе пласты-неколлекторы на истинные и ложные покрышки по этому признаку. Ложные покрышки над залежами УВ несут признаки нефтегазонасыщенности, истинные покрышки таких признаков не имеют. Трещинная проводимость слоев и толщ плотных массивных пород, например ангидритов, на диаграммах газового каротажа отражается аномалиями в виде единичных пиков, возникающих на участках пересечения стволом скважин флюидосодержащей трещины в породе.  Рис. 3.4.11. Выделение ложной покрышки на диаграммах КС и ПС (пл. Леляки, скв. 6) Для выделения ложной покрышки, характеризующейся признаками нефтегазонасыщенности, может быть использована установленная Е.С. Ларской (1983) закономерность изменения состава и содержания битумов в породах, перекрывающих продуктивный пластколлектор. Ложной покрышке соответствует интервал пород над коллектором, содержащий миграционный битум. Проницаемость ложных покрышек может быть установлена в ряде случаев по данным временных замеров электрических методов ГИС, например бокового или индукционного каротажа (БК, ИК) в зависимости от того, какая часть разреза рассматривается, высокоомная или низкоомная. В высокоомной части разреза эффективны временные замеры БК. Более достоверную информацию в низкоомной части разреза дают временные замеры индукционного каротажа. При наличии на локальной структуре двух скважин, одна из которых находится за контуром нефтегазоносности, задача выделения истинных покрышек может решаться сравнением электросопротивлений (или проводимостей) коррелируемых по другим методам ГИС (ГК, НГК, ПС, КВ и др.) пластов. Если при неизменной литологии пласт в законтурной скважине имеет меньшее сопротивление, чем во внутриконтурной, есть основания полагать, что эта разница объясняется наличием углеводородов в гипсометрически более высоком участке пласта. Следовательно, такой пласт истинной покрышкой считаться не может. И наоборот, коррелируемый пласт, электросопротивление или проводимость которого не зависит от положения скважины на структуре, может рассматриваться в качестве возможной истинной покрышки.  Рис. 3.4.12. Выделение ложной покрышки по газовому каротажу (пл. Карачаганак, скв, 2) В геологических условиях, где в качестве возможных покрышек должны рассматриваться как плотные высокоомные, например карбонатные, так и низкоомные терригенные и терригенно-карбонатные отложения, можно рекомендовать совместное проведение в одной и той же скважине временных замеров БК и ИК с целью поиска возможных истинных покрышек как в глинистой, так и карбонатной частях разреза. Но в отличие от аналогичных временных замеров, применяемых для выделения коллекторов, при работе на выделение покрышек следует применять значительно большие временные интервалы между замерами с тем, чтобы успела сформироваться зона проникновения в слабопроницаемых ложных покрышках. Вопрос о времени между замерами следует решать исходя из конкретных геологических условий и опыта применения временных замеров в данном районе. Например, анализ материалов по рассмотренным выше площадям севера Тимано-Печорской провинции показывает, что временные замеры с интервалом менее полутора месяцев не поддаются однозначной интерпретации при выделении возможных истинных покрышек, так как изменения проводимостей и сопротивлений в таких случаях в ложных покрышках соизмеримы с погрешностями измерений. При оценке истинных и ложных покрышек в глинистых отложениях эффективным может быть метод спектрометрии естественного гамма-излучения, позволяющий охарактеризовать эти породы с точки зрения их фильтрационно-емкостных свойств и потенциальной нефтегазоносности. По данным гамма-спектрометрии малопроницаемые богатые органическим веществом глины характеризуются высоким содержанием калия, тория и особенно урана. Трещиноватые разности глин отличаются низким содержанием калия и тория и исключительно высокой концентрацией урана. После выделения в разрезе толщи пород, являющейся ложной покрышкой, необходимо установить общие закономерности изменения ее толщины в пределах региона. Поскольку от соотношения толщины ложной покрышки (Тлп) на участке критической седловины и высоты поднятия по кровле коллекторов (Нп) зависит наличие ловушки в данном поднятии, то, зная особенности распределения толщин ложной покрышки, можно проводить районирование региона по признакам: Нп/Тлп >1 и Нп/Тлп <1. Если в пределах изучаемой территории толщина ложной покрышки существенно не меняется над сводами и участками критических седловин локальных поднятий, то по указанным признакам обособляются участки, где Нп/Тлп >1 и, следовательно, имеются ловушки для углеводородов, и где Нп/Тлп <1, то есть ловушки отсутствуют. В тех случаях, когда в пределах изучаемой территории развиты локальные поднятия различного генезиса - тектонические и седиментационные, необходимо учитывать возможность изменения толщины ложной покрышки от свода к периферии поднятия. Эти изменения на поднятиях рифового типа могут быть весьма значительными. Например, в Западном Узбекистане толщина пачки нижних ангидритов, являющихся ложной покрышкой, изменяется от 15-20 м над сводом рифового массива до 120-140 м на участке его критической седловины, что существенно сказывается на высоте ловушки (см. рис. 3.4.10). Над тектоническими поднятиями толщина ложной покрышки обычно изменяется незначительно, и для расчета ее величина может быть принята по любой известной точке. При выделении ложных покрышек следует учитывать возможность латерального перехода их в коллекторы или локальные покрышки. Такие участки следует выделять при районировании территории по соотношению толщины ложных покрышек и высот локальных поднятий. Из отношения Нп/Тлп >1 следует, что чем больше высота структуры превышает толщину ложной покрышки на участке критической седловины, тем больше будет высота (и, следовательно, объем) ловушки и тем вероятнее открытие в ней крупной залежи УВ. Выделение ловушек среди подготовленных к бурению локальных поднятий. Задача решается на основе анализа условий, необходимых для наличия на локальном поднятии ловушки, то есть соблюдения правила: Нл > Тлп. При наличии достоверной структурной карты локального поднятия по кровле продуктивного горизонта участок критической седловины определяется положением наиболее высокой седловины по подошве истинной покрышки (см. рис. 3.4.9). При этом необходимо обязательно учитывать возможные изменения толщины ложной покрышки в пределах анализируемой площади, нередко приводящие к несовпадению в плане участков критической седловины локального поднятия по кровле продуктивного горизонта и критической седловины ловушки, выделенной с учетом толщины ложной покрышки. Сравнение высоты поднятия, определенной по структурной карте кровли продуктивного горизонта, с рассчитанной толщиной ложной покрышки на участке критической седловины по подошве истинной покрышки, позволяет однозначно определять наличие или отсутствие на площади ловушки. Если высота поднятия меньше толщины ложной покрышки, то есть Нп < Тлп, ловушка отсутствует, и залежи УВ на этом поднятии не будет. Если высота поднятия больше толщины ложной покрышки, то есть Нп > Тлп, ловушка имеется. Аналогичным образом решается данная задача и в случае, когда несколько небольших куполовидных поднятий осложняют единое, более крупное поднятие. В этом случае критической седловиной обычно является участок замыкания поднятия со стороны общего регионального подъема отложений. Более сложно решается задача при наличии на локальном поднятии тектонического нарушения, ибо на многочисленных примерах установлено, что тектонические нарушения и при сохранении целостности истинной покрышки значительно влияют на размеры и формы ловушек, а иногда и на само их существование. Ловушка может полностью расформироваться даже тогда, когда тектоническое нарушение образуется за ее пределами. До введения понятия о ложной покрышке такие случаи представлялись бы невозможными. При наличии на поднятии тектонического нарушения для определения положения критической седловины и высоты ловушки необходимо учитывать положение тектонического нарушения, его поднятого и опущенного крыльев, амплитуду смещения пород по плоскости нарушения и рассчитывать по данным бурения на смежных площадях (если нет скважины на анализируемой площади) с какими породами по плоскости нарушения входят в контакт пласты-коллекторы, ложные покрышки и истинные покрышки. В тех случаях, когда на анализируемом объекте толщина ложной покрышки неизвестна, она может быть принята по аналогии на основе данных бурения по соседним площадям или исходя из установленных общих закономерностей изменения ее мощности в районе. Но в этом случае определенный вывод о наличии или отсутствии ловушки может быть сделан лишь при условии значительной разницы между значением высоты структуры и предполагаемой толщиной ложной покрышки. Разница эта должна превышать значения возможной ошибки высотной привязки маркирующего горизонта и возможные погрешности в оценке толщины ложной покрышки. Если эти условия не могут быть соблюдены, то однозначно вопрос о наличии или отсутствии ловушки не решается. Определение высоты ловушки (залежи) и положения газоводяного и водонефтяного контактов, площади ловушки и возможной площади залежи. При наличии структурных карт по подошве истинной покрышки и кровле пласта- коллектора высота ловушки определяется по разности абсолютных отметок кровли коллектора в своде поднятия и подошвы истинной покрышки на участке критической седловины. Если имеется структурная карта только по одной из указанных поверхностей, то высота ловушки рассчитывается по формуле Нл = Нп - Тлп. Определение высоты ловушки является, по существу, определением возможной высоты залежи, так как установлено, что в нефтегазосодержащих комплексах ловушки, выделяемые с учетом толщины ложной покрышки, заполнены УВ полностью. Отсюда следует, что отметка нижней замкнутой горизонтали на карте локального поднятия по подошве истинной покрышки и является возможной отметкой ГВК (ВНК). Определение возможной площади залежи решается на основе структурных карт по подошве истинной покрышки или по кровле продуктивного горизонта путем графического расчета площади ловушки на уровне предполагаемого ГВК (ВНК). Для этого в масштабе структурной карты строится геологический профиль по двум поверхностям: кровле пласта- коллектора и подошве истинной покрышки. По этому профилю определяется положение ГВК (ВНК) и точки пересечения его плоскости с поверхностью пласта-коллектора сносятся на структурную карту (рис. 3.4.13).  Рис. 3.4.13.Определение возможной площади залежи на структурной карте по кровле пласта-коллектора (продуктивного горизонта) 1 - изогипсы кровли продуктивного горизонта; 2 - положение подошвы истинной покрышки с учетом толщины ложной покрышки (Тлп ); 3 - положение контакта газ (нефть) - вода; 4 - точка пересечения плоскости контакта газ (нефть) - вода с кровлей пласта-коллектора; 5 - возможная площадь залежи УВ 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 Дглок. Количественная оценка прогнозных локализованных ресурсов реализуется с учетом плотности прогнозных ресурсов категории Д1 и 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 м3 и 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 Д1 и 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 (объекта). 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 Д2 используются 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 Д1 и Д2 содержание 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, оцениваются по категории С3. Перспективные ресурсы категории С3 выделяются 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: Он=8*И*Кп*Кн* у ст.*Кпер., где, Он 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.; ун 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+1:ст.)/(Т+1:пл.), где Т - 273° Кельвина; 1ст. - 20°С; 1:пл. - пластовая температура °С. Извлекаемые ресурсы растворенного газа подсчитываются по формуле: Vp.r.= Qh изв.*пр.г, где пр-г - газовый фактор, м3/т; Киз.к - коэффициент извлечения конденсата, ед. Извлекаемые ресурсы конденсата подсчитываются по формуле: Qk из.= Qг бал.*пк*ук ст* Киз.к где Qk из. - извлекаемые ресурсы конденсата, т; Qr бал. - балансовые ресурсы газа, м3; Пк - среднее начальное содержание в газе стабильного конденсата, см3/м3; ук ст. - плотность стабильного конденсата на поверхности, т/м3; Киз.к - коэффициент извлечения конденсата, ед. Перспективные ресурсы категории С3 должны 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. 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 закономерности их изменения. Плотность нефти, ее газонасыщенность, 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. |