4.9. Оценка запасов категорий с1 и с2

Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., 1984, 64 с. ГКЗ СССР.

На новых месторождениях нефти и газа, а также выявлен­ных залежах уже известных месторождений по данным поисково­го и оценочно-разведочного бурения проводится изучение геологи­ческого строения площади, дается оценка продуктивного разреза и предварительная оценка объема залежей, определяются основ­ные природные факторы, влияющие на выбор методики дальней­ших разведочных работ. По данным поискового и оценочно-разве­дочного бурения подсчитываются запасы нефти, газа и конденсата по категориям C₁ и С₂ и дается геолого-экономическая оценка ме­сторождений (залежей) для определения целесообразности их разведки и подготовки к разработке.

Запасы категории C₁ могут быть выделены на новой площади по данным бурения и испытания одной скважины при условии по­лучения в ней промышленного притока нефти или газа (открытие месторождения). В этом случае параметры подсчета запасов опре­деляются по данным геофизических исследований скважин, изу­чения керна или принимаются по аналогии с соседними разведан­ными месторождениями. Границы участка подсчета запасов про­водятся в радиусе, равном удвоенному расстоянию между экс­плуатационными скважинами, принятому в данном районе для аналогичных месторождений.

Запасы категории C₁ выделяются на разведанных месторождениях (залежах) в границах, про­веденных по данным испытаний и геофизических исследований скважин, достоверно обосновывающим гипсометрическое положе­ние контактов газ-нефть-вода, а для неисследованной части зале­жи — в границах, проведенных на расстоянии, равном удвоенному интервалу между эксплуатационными скважинами, предусмотрен­ному технологической схемой или проектом разработки.

Запасы категории С₂ выделяются на неразведанных ча­стях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высо­ких категорий, в промежуточных и вышезалегающих неопробован­ных пластах разведанных месторождений, степень изученности которых отвечает соответствующим требованиям «Классифика­ции»; к ним относятся также запасы отдельных неопробованных куполов многокупольных месторождений, если доказана их пол­ная аналогия с изученными частями данного месторождения по геологическому строению и коллекторским свойствам пластов-кол­лекторов. Границы запасов проводятся по контурам выявленных залежей на планах, со­ставленных на основе структурных карт. Масштабы планов (1:5000—1:50000) зависят от размера и сложности геологиче­ского строения залежи.

Подсчет запасов проводится раздельно по залежам с выделе­нием запасов нефтяной, газовой, водонефтяной, газонефтяной, газонефтеводяной, газоводяной зон и в целом по месторождению объемным методом. Под­счет запасов нефти производится с использованием объемного ко­эффициента и плотности нефти, определяемых по результатам дифференциального разгазирования глубинных или рекомбинированных проб пластовой нефти до стандартных условий.

Подсчет запасов растворенного в нефти газа проводится по его содержанию в нефти в пластовых условиях, которое определяется по результатам дифференциального разгазирования глубинных проб нефти до стандартных условий.

Подсчет извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, для месторождений с водонапорным режимом проводится по извлекаемым запасам нефти, а для месторождений с другими режи­мами—по балансовым запасам нефти с учетом степени ее дега­зации при разработке.

Принадлежность забалансовых запасов нефти, газа, кон­денсата и содержащихся в них компонентов к различным катего­риям определяется так же, как и для балансовых запасов. При подсчете забалансовых запасов должны быть указаны причины отнесения их к этой группе (экономические, технологические и др.).

Запасы и перспективные ресурсы имеющих промышленное значение компонентов, содержащихся в нефти, газе и конденсате, подсчитываются в соответствии с требованиями «Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» и «Требований к комплексному изучению месторождений и подсчету запасов попутных полезных ископае­мых и компонентов» (ГК3 СССР, 1982).

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти, конденсата, серы, металлов, этана, пропана, бутанов подсчитыва­ются и оцениваются в тысячах тонн. Запасы месторождений и перспективные ресурсы горючих газов подсчитываются и оценива­ются в миллионах кубических метров, гелия и аргона — в тыся­чах кубических метров.

При подсчете запасов нефти используется формула:

Qн бал.= S*h*Kп*Kн* γ ст.*Кпер.,

где Qн бал.- балансовые запасы нефти, тонн,

S - площадь, 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,

где в - объемный коэффициент плотности нефти, ед.

в= v пл. / v ст,

где v пл. - объем нефти в пластовых условиях,

v ст.- объем нефти в стандартных условиях.

Он изв.= Обал*Киз.н,

где Qн изв.- извлекаемые запасы нефти,

Киз.н - коэффициент нефтеотдачи

При подсчете запасов газа используется формула:

Qг=S*h*Kп*Kг*Pпл*1/z*f *Киз.г,

где S - площадь, м²,

hэф - эффективная газонасыщенная толщина, м,

Кп - коэффициент пористости, ед.,

Кг - коэффициент газонасыщенности, 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 запасы 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 запасы конденсата подсчитываются по формуле:

Qк= Qг*ηк*γк ст.* Киз.к,

где 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.