3.5. 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 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 (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 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:

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 –273⁰ Кельвина;

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 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 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.