19. Подсчет запасов нефти объемным методом. Подсчетный план запасов нефти


Лабораторная работа №3 построение подсчетного плана

Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план(рис. 3.1).Подсчетные планысоставляются на основе структурной карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов или ближайшего репера, расположенного не более, чем на 10 м выше или ниже кровли пласта. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов.

В соответствии с Временной классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной в 2001 г., запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются наразведанные (промышленные) категории А, В, C1и предварительно оцененные– категория С2.

Ресурсы этих же полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов по степени их изученности и обоснованности подразделяются на перспективные – категория С3, прогнозные локализованные – категория Д1Л, пpoгнозные – категории Д1 и Д2.

Рис. 3.1. Подсчетный план

Масштаб 1:50000

Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы следует подсчитывать по каждой категории в отдельности. Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Границы и площадь подсчета запасов нефти и газа каждой из категорий окрашиваются определенным цветом:

- категория А - красным;

- категория В - синим;

- категорияС1 - зеленым;

- категория С2 – желтым.

Порядок выполнения работы:

1. Построение подсчетного плана продуктивного пласта.

2. Выделение и обоснование категорий запасов.

Исходные данные:

Данные бурения и исследования скважин приведены в таблице 1.1 (лабораторная работа №1).

Данные бурения и исследования скважин приведены в таблице 2.1.

Выполнение лабораторной работы:

Работа выполняется в порядке, определенном заданием.

1. Подсчетный план (рис. 3.1) составляется на основе структурной карты по кровле пласта (рис. 1.1), составленной в зависимости от размеров месторождения в масштабе от 1:5000 до 1:50000.

На подсчетном плане должны быть показаны условными обозначениями:

а) разведочные и эксплуатационные скважины;

б) абсолютные отметки кровли пласта;

в) эффективная и нефтенасыщенная толщины пласта;

г) результаты испытания всех пробуренных скважин;

д) внешний и внутренний контуры нефтеносности;

е) границы категорий запасов.

Условные обозначения представлены в таблице 3.1.

2. В зависимости от степени изученности месторождений и подготовленности их к промышленному освоению запасы нефти и газа классифицируют на различные категории – А, В, С1, С2.

Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы следует подсчитывать по каждой категории в отдельности. Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Границы и площадь подсчета запасов нефти и газа каждой из категорий окрашиваются определенным цветом.

В нашем примере при подсчете запасов залежи можно выделить две категории запасов: С1 и С2.

Таблица 3.1

Условные обозначения

Условное обозначение

Пояснение условного обозначения

Абсолютные отметки изогипс кровли

Абсолютные отметки изогипс подошвы

Внутренний контур нефтеносности

Внешний контур нефтеносности

Эксплуатационная скважина

Разведочная скважина

13

1520,8

Номер скважины

Абсолютная отметка кровли (подошвы)

ВНК – 1524

Абсолютная отметка ВНК

Изопахиты эффективных и нефтенасыщенных толщин

Скважина, давшая нефть

Скважина, давшая нефть с водой

Скважина, давшая воду

10

1508,5

11,0 / 11,0

Номер скважины

Абсолютная отметка

Эффективная толщина / Нефтенасыщенная толщина

Граница категории запасов С1 (зеленым цветом)

Граница категории запасов С2 (желтым цветом)

Номер участка подсчета

НЗ

Нефтяная зона

ВНЗ

Водонефтяная зона

Категория С1 – 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.

Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для сос-тавления технологической схемы разработки месторождения нефти.

Граница категории С1 определяется расстоянием от скважины до линии, равным удвоенному шагу эксплуатационной сетки. Например, если эксплуатационная сетка равна 500х500 м, то расстояние от скважины до границы категории – 1 км. Это расстояние на подсчетном плане при масштабе 1:50000 равно 2 см. Таким способом выделяется категория С1.

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

Запасы категории С2 используются для определения перспектив месторождения и планирования геологоразведочных работ, геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты. Запасы категории С2 частично используются для составления проектных документов для разработки залежи.

Оставшуюся часть площади необходимо отнести к категории С2.

Границы всех категорий с подсчетного плана перенести на карту эффективных и нефтенасыщенных толщин.

studfiles.net

Подсчетный план - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Подсчетный план

Cтраница 1

Подсчетный план представляет собой структурную карту по кровле продуктивного горизонта, составленную в зависимости от размеров месторождения в масштабе от 1: 5000 до 1: 50000, на которой показывают условными знаками результаты опробования всех пробуренных скважин на дату подсчета.  [1]

Подсчетные планы по каждому пласту составляют на основе структурной карты по кровле ( поверхности) продуктивного пласта-коллектора. Масштаб выбирают с учетом размеров и сложности строения месторождения. На плане показаны внешний и внутренний контуры нефте - и газоносности, границы категорий запасов, все пробуренные на дату подсчета запасов скважины ( эксплуатационные, разведочные) и их состояние. По испытанным скважинам указывают интервалы перфорации, результаты опробования скважин и другие характеристики. При большом количестве скважин все эти сведения приводят в таблице на подсчетном плане или на отдельном листе.  [2]

Подсчетные планы по каждому пласту составляют на основе структурной карты по кровле ( поверхности) продуктивного пласта-коллектора. Масштаб выбирают с учетом размеров и сложности строения месторождения. По испытанным скважинам указывают интервалы перфорации, результаты опробования скважин и другие характеристики. При большом количестве скважин все эти сведения приводят в таблице на подсчетном плане или на отдельном листе.  [3]

Подсчетные планы составляют на основе структурной карты по кровле ( поверхности) продуктивных пластов-коллекторов или же по хорошо прослеживающемуся реперу вблизи кровли пласта. На подсчетных планах показывают внешний и внутренний контуры нефтегазоносности, границы категорий запасов и все пробуренные скважины на дату подсчета запасов: а) разведочные; б) добывающие; в) законсервированные; г) нагнетательные и наблюдательные; д) давшие безводную нефть, газ, нефть с водой, газ с конденсатом и водой, воду; е) находящиеся в опробовании; ж) неопробованные с указанием характеристики нефте -, газо -, водонасыщенности пластов-коллекторов по данным интерпретации материалов комплекса методов промыслово-геофизических исследований; з) вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами; и) ликвидированные с указанием причины ликвидации.  [4]

На подсчетном плане наносится точное положение устьев, забоев скважин и точек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта. Кроме того, на нем помещается таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, количество подсчитанных запасов, их категории, а также эти же данные, принятые по решению ГКЗ СССР; указывается дата, на которую подсчитаны запасы.  [5]

На подсчетном плане должно быть точно нанесено положение устьев и забоев скважин и точек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта.  [6]

Затем на подсчетных планах отдельных пластов проводят современный и первоначальный контуры нефтеносности и выделяют границы запасов по категориям: разведанную, видимую и предполагаемую.  [7]

Затем на подсчетных планах отдельных пластов проводят современный и первоначальный контуры нефтеносности и выделяют границы запасов по категориям.  [8]

В первую очередь на подсчетном плане определяют границы участка залежи, ограниченного скважинами, пробуренными после последнего подсчета.  [9]

При повторном подсчете запасов на подсчетные планы должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденных при предыдущем подсчете, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.  [10]

При повторном подсчете запасов на подсчетные планы должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденных при предыдущем подсчете, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.  [12]

При повторном подсчете запасов на подсчетные планы необходимо нанести границы категорий запасов, утвержденных при предыдущем подсчете, а также выделить скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.  [13]

При повторном подсчете запасов на подсчетные планы должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденных по предыдущему подсчету, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов. Кроме этих материалов приводят также графики и дополнительный картографический материал, обосновывающий подсчет.  [14]

При повторном подсчете запасов на подсчетных планах должны быть нанесены границы залежей и категорий запасов, утвержденных по предыдущему подсчету, а также.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

19. Подсчет запасов нефти объемным методом.

В настоящее время осн-м методом явл для п.з. – объемный метод, как основной по к-му утверждают з-чсы по ГКЗ. В качестве контр-х могут применять метод материального контрольного баланса, графоаналитичекие и статистические. Для п.з. составляют подсчетный план на основе струк-й карты кровли и пласта. Подстченый план выполняется в масштабе 1:5000 и 1:50000. На подсчетный план наносят контуры н-г-ностные, указывают категории скв, хар-ку коллектоских св-в, результаты испытаний. Подсчет запасов нефти объемным методом производится по формуле:

F – площадь неф-й залежи в пределах внешнего контура нефтеностности. Для определения площади составляют схему опробывания и испытания скв (продольный профиль по мест 20-30 скв). На профиле в соответствии из гипсометрическим положением продольной части разреза наносят результаты испытаний и хар-ку коллекторских св-в по объектам в разв-х скв. Начальное положение ВНК опреде-ют по самому нижнему интервалу из к-го получена н, или по самому верхнему интервалу из к-го получена вода. Если абс отметку по этим объектам не совпадают то проводят на середине расстояния м/д этими обьектами.

На мест ЗС ВНК часто имеет наклонную форму и тогда для опред-я мощности нефтеностности сначала строят карту поверхностей ВНК по результатам АО ВНК получим в результате испытания развед-х скв.

При пересечении изогипсы ВНК с одноименными изогипсами кровли пласта получаем внеш контур нефтеностности. За внешним контуром находится законтурная зона из скв в к-й получена вода поскольку внешний контур опред-т по данным геолого-разведочных работ, то на нек-х участках он может быть не достаточно обоснован. В этих случаях в процессе пробной экспл-и скв, на к-й составляют проект обосновывают опережающее бурение добывающих скв, к-е уточняют положение внешнего контура или подсчетных параметров. Т.е. на стадии реализации проекта пробной эксплуатации могут уточняться подсчетные параметры или параметры для составления дальнейших докумтов на разработку. Аналогичным образом определяют по карте подошве пласта положение внут котура нефтеностности, т.е. на структ-ю карту подошвы наносят те же изогипсы ВНК и при пересечении одноименных опред-ют положение внутр контура нефтеностности. В его пределах должны находиться скв в к-х Нэф = Ннеф. насыщ. Внут контур хар-т чисто неф-ю часть залежи ЧНЗ. При положении контура с обоих карт опред-т размеры ВНЗ. Чем меньше углы падения пластов, тем больше размеры ВНЗ. ВНЗ неф-я тощина изменяется внешним контуром и нулевые изопахиты опред-т площадь мест. Эти контуры наносят на подсчетные план. В начале по керну, ГИС и результатам испытаний опред-т Н неф.насыщ во всех свк, затем строят карту Нэф.н, затем опред-т h – средневзвешенную нефтенасыщенную толщину пласта. Кп – коэф открытой пористости пород. Его опред-т путем сопоставления пористости опред-й по керну и ГИС. Это необходимо, т.к. при высоких значениях пористости отсутствует вынос керна. И поэтому путем сопоставления можно опред-ть к-я была пористость в тех интервалах, где отсутствует вынос керна.

После этого строят карту пористости и определяют h. Кн – коэф нефтеностности пород. Его опред-т по керну 2-мя способами: 1. Кн=Vн/ Vпор= д.ед

2. Кн=1-Кост.водонас.

ρн- плотность пласт нефти (опред-т по глуб пробам н, к-ю отбирают с сох-ем пластовых условий)

θ – пересчетный коэф для перевода объема н из пласт. условий в поверхностные в связи с выделением газа и усадки нефти. Θ=1/b , b= Vпл.н/ Vн. на поверх.

ηн – Кохв*Квыт

ηн - коэф нефтеотдачи. Определяют по керну.

studfiles.net

Подсчетный план - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Подсчетный план

Cтраница 3

Подсчетные планы составляют на основе структурной карты по кровле ( поверхности) продуктивных пластов-коллекторов или же по хорошо прослеживающемуся реперу вблизи кровли пласта. На подсчетных планах показывают внешний и внутренний контуры нефтегазоносности, границы категорий запасов и все пробуренные скважины на дату подсчета запасов: а) разведочные; б) добывающие; в) законсервированные; г) нагнетательные и наблюдательные; д) давшие безводную нефть, газ, нефть с водой, газ с конденсатом и водой, воду; е) находящиеся в опробовании; ж) неопробованные с указанием характеристики нефте -, газо -, водонасыщенности пластов-коллекторов по данным интерпретации материалов комплекса методов промыслово-геофизических исследований; з) вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами; и) ликвидированные с указанием причины ликвидации.  [31]

При большом количестве скважин эти сведения помещают в таблице на подсчетном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дают таблицу с указанием величин подсчетных параметров, дату, на которую подсчитаны запасы.  [32]

Площадь нефтеносности F определяют на основании данных о положении контуров нефтеносности. Площади нефтеносности замеряют планиметром на подсчетных планах продуктивного объекта ( пласта) раздельно по полям различных категорий запасов. Для установления контуров нефтеносности необходимо найти положение ВНК по данным комплекса промыслово-геофизических исследований, результатов опробований скважин и данным анализа кернов. Особое значение при этом приобретают результаты по-интервального опробования. За нижнюю границу ВНК принимается граница, выше которой фазовая проницаемость для нефти выше нуля. Основная систематическая погрешность при определении площади нефтеносности связана с погрешностью определения положения ВНК. Завышение отметки ВНК приводит к занижению площади нефтеносности, занижение приводит к завышению площади нефтеносности.  [33]

Продуктивную площадь устанавливают на основе данных пробуренных скважин и их испытания. При подсчете запасов нефти продуктивная площадь измеряется на подсчетных планах.  [34]

По добывающим скважинам приводятся: дата ввода в работу, начальный и текущий дебиты и пластовое давление, добытое количество нефти, газа, конденсата и воды, дата начала обводнения и содержание воды в процентах в добываемой продукции на дату подсчета запасов. При большом количестве скважин эти сведения помещаются в таблице на подсчетном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дается таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, подсчитанные запасы, их категории, величины параметров, принятые по решению ГКЗ РФ, дата, на которую подсчитаны запасы.  [35]

По добывающим скважинам приводятся: дата ввода в работу, начальный и текущий дебиты и пластовое давление, добытое количество нефти, газа, конденсата и воды, дата начала обводнения и содержание воды в процентах в добываемой продукции на дату подсчета запасов. При большом количестве скважин эти сведения помещаются в таблице на подсчетном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дается таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, подсчитанные запасы, их категории, величины параметров, принятые по решению ГКЗ РФ, дата, на которую подсчитаны запасы.  [36]

По добывающим скважинам приводятся: дата ввода в работу, начальный и текущий дебиты и пластовое давление, добытое количество нефти, газа, конденсата и воды, дата начала обводнения и содержание воды ( в процентах) в добываемой продукции на дату подсчета запасов. При большом количестве скважин эти сведения помещаются в таблице на подсчгтном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дается таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, подсчитанных запасов, их категории, величин параметров, принятых по решению ГКЗ СССР, даты, на которую подсчитаны запасы.  [38]

Подсчетные планы по каждому пласту составляют на основе структурной карты по кровле ( поверхности) продуктивного пласта-коллектора. Масштаб выбирают с учетом размеров и сложности строения месторождения. По испытанным скважинам указывают интервалы перфорации, результаты опробования скважин и другие характеристики. При большом количестве скважин все эти сведения приводят в таблице на подсчетном плане или на отдельном листе.  [39]

В процессе разбуривания залежей нефти по технологической схеме и залежей газа по проекту опытно-промышленных работ, а также при разбуривании этих же залежей по проектам разработки ежегодно осуществляется перевод запасов в более высокие категории. В первом случае запасы категории Ci переводятся в категорию В, во втором - запасы категории В переводятся в категорию А. Естественно, перевод в более высокие категории возможен только тогда, когда в скважинах на разбуренных участках проведен комплекс исследований, предусмотренных Инструкцией по применению Классификации. Сущность перевода запасов сводится к следующему. В первую очередь на подсчетном плане определяют границы участка залежи, ограниченного скважинами, пробуренными в отчетном году.  [40]

Подсчетные планы по каждому пласту составляют на основе структурной карты по кровле ( поверхности) продуктивного пласта-коллектора. Масштаб выбирают с учетом размеров и сложности строения месторождения. На плане показаны внешний и внутренний контуры нефте - и газоносности, границы категорий запасов, все пробуренные на дату подсчета запасов скважины ( эксплуатационные, разведочные) и их состояние. По испытанным скважинам указывают интервалы перфорации, результаты опробования скважин и другие характеристики. При большом количестве скважин все эти сведения приводят в таблице на подсчетном плане или на отдельном листе.  [41]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

19. Подсчет запасов нефти объемным методом.

В настоящее время осн-м методом явл для п.з. – объемный метод, как основной по к-му утверждают з-чсы по ГКЗ. В качестве контр-х могут применять метод материального контрольного баланса, графоаналитичекие и статистические. Для п.з. составляют подсчетный план на основе струк-й карты кровли и пласта. Подстченый план выполняется в масштабе 1:5000 и 1:50000. На подсчетный план наносят контуры н-г-ностные, указывают категории скв, хар-ку коллектоских св-в, результаты испытаний. Подсчет запасов нефти объемным методом производится по формуле:

F – площадь неф-й залежи в пределах внешнего контура нефтеностности. Для определения площади составляют схему опробывания и испытания скв (продольный профиль по мест 20-30 скв). На профиле в соответствии из гипсометрическим положением продольной части разреза наносят результаты испытаний и хар-ку коллекторских св-в по объектам в разв-х скв. Начальное положение ВНК опреде-ют по самому нижнему интервалу из к-го получена н, или по самому верхнему интервалу из к-го получена вода. Если абс отметку по этим объектам не совпадают то проводят на середине расстояния м/д этими обьектами.

На мест ЗС ВНК часто имеет наклонную форму и тогда для опред-я мощности нефтеностности сначала строят карту поверхностей ВНК по результатам АО ВНК получим в результате испытания развед-х скв.

При пересечении изогипсы ВНК с одноименными изогипсами кровли пласта получаем внеш контур нефтеностности. За внешним контуром находится законтурная зона из скв в к-й получена вода поскольку внешний контур опред-т по данным геолого-разведочных работ, то на нек-х участках он может быть не достаточно обоснован. В этих случаях в процессе пробной экспл-и скв, на к-й составляют проект обосновывают опережающее бурение добывающих скв, к-е уточняют положение внешнего контура или подсчетных параметров. Т.е. на стадии реализации проекта пробной эксплуатации могут уточняться подсчетные параметры или параметры для составления дальнейших докумтов на разработку. Аналогичным образом определяют по карте подошве пласта положение внут котура нефтеностности, т.е. на структ-ю карту подошвы наносят те же изогипсы ВНК и при пересечении одноименных опред-ют положение внутр контура нефтеностности. В его пределах должны находиться скв в к-х Нэф = Ннеф. насыщ. Внут контур хар-т чисто неф-ю часть залежи ЧНЗ. При положении контура с обоих карт опред-т размеры ВНЗ. Чем меньше углы падения пластов, тем больше размеры ВНЗ. ВНЗ неф-я тощина изменяется внешним контуром и нулевые изопахиты опред-т площадь мест. Эти контуры наносят на подсчетные план. В начале по керну, ГИС и результатам испытаний опред-т Н неф.насыщ во всех свк, затем строят карту Нэф.н, затем опред-т h – средневзвешенную нефтенасыщенную толщину пласта. Кп – коэф открытой пористости пород. Его опред-т путем сопоставления пористости опред-й по керну и ГИС. Это необходимо, т.к. при высоких значениях пористости отсутствует вынос керна. И поэтому путем сопоставления можно опред-ть к-я была пористость в тех интервалах, где отсутствует вынос керна.

После этого строят карту пористости и определяют h. Кн – коэф нефтеностности пород. Его опред-т по керну 2-мя способами: 1. Кн=Vн/ Vпор= д.ед

2. Кн=1-Кост.водонас.

ρн- плотность пласт нефти (опред-т по глуб пробам н, к-ю отбирают с сох-ем пластовых условий)

θ – пересчетный коэф для перевода объема н из пласт. условий в поверхностные в связи с выделением газа и усадки нефти. Θ=1/b , b= Vпл.н/ Vн. на поверх.

ηн – Кохв*Квыт

ηн - коэф нефтеотдачи. Определяют по керну.

studfiles.net

Перевод запасов нефти и газа в более высокие категории и пересчет (повторный подсчет) запасов

В процессе разбуривания залежей нефти по технологической схеме и залежей газа по проекту опытно-промышленных работ, а также при разбуривании этих же залежей по проектам разработки ежегодно осуществляется перевод запасов в более высокие категории.

В первом случае запасы категории С1 переводятся в категорию В, во втором - запасы категории В переводятся в категорию А. Естественно, перевод в более высокие категории возможен только тогда, когда в скважинах на разбуренных участках проведен комплекс исследований, предусмотренных Инструкцией по применению Классификации.

Сущность перевода запасов сводится к следующему.

В первую очередь на подсчетном плане определяют границы участка залежи, ограниченного скважинами, пробуренными в отчетном году. Затем эти границы переносят на все карты (изопахит, карты открытой пористости, нефтенасыщенности, эффективной пористости) по тем объектам, по которым производился подсчет запасов залежи по категории С1 и С2 как основы для составления первого проектного документа и категории В для составления проекта разработки. По этим картам в пределах выделенных участков по соответствующим вариантам объемного метода определяют запасы тех категорий, на основе которых составлялись первый и второй проектные документы. Вычисленные таким образом запасы каждой категории исключаются из числящихся на балансе залежи.

Затем создается новая геологическая основа в соответствии с более глубокой дифференциацией подсчетных объектов: уточнением границ распространения коллекторов, выделением зон распространения коллекторов низкой и высокой продуктивности и т.п. По новым данным также объемным методом подсчитывают запасы более высоких категорий, которые учитываются в балансе вместо исключенных запасов низкой категории.

Таким образом поступают вплоть до полного разбуривания залежи. Если залежь разбуривалась по технологической схеме, запасы новой категории В сравниваются с ранее утвержденными в ГКЗ РФ или принятыми в ЦКЗ министерств запасами категории С1 + С2. В тех случаях когда запасы категории В не отличаются более чем на 20% от утвержденных или принятых, то на основе новой статистической модели и вновь подсчитанных запасов составляется проект разработки залежи. Если разница превышает 20% в любую сторону, то проводится пересчет запасов с представлением его на рассмотрение и утверждение в ГКЗ РФ.

При переводе из категории В в категорию А запасов залежей, разбуриваемых по проекту разработки, производится уточнение запасов.

Наряду с запасами основных полезных ископаемых переводятся в более высокие категории и запасы содержащихся в них основных и полезных компонентов.

ОСОБЕННОСТИ ПЕРЕСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА ЗАЛЕЖЕЙ, НАХОДЯЩИХСЯ В РАЗРАБОТКЕ

Пересчет запасов осуществляется в случаях, когда запасы залежи после разбуривания по первому проектному документу изменяются более чем на 20% по сравнению с ранее принятыми или утвержденными в ГКЗ РФ, а также в других случаях, предусмотренных Классификацией запасов.

Следовательно, пересчет запасов выполняется по разрабатывающимся залежам.

Выбор наиболее эффективного метода для пересчета запасов зависит от качества и полноты фактических данных, от их достоверности, а также от решающей способности метода применительно к условиям конкретной залежи. С этой целью в первую очередь проводится анализ по выявлению причин занижения или завышения запасов, подсчитанных по завершению разведочных работ. Если эти причины обусловлены изменением представлений о геологическом строении продуктивных пластов, то эффективным при пересчете будет объемный метод.

ПОРЯДОК ОФОРМЛЕНИЯ МАТЕРИАЛОВ ПО ПОДСЧЕТУ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГОРЮЧИХ ГАЗОВ

Порядок оформления материалов по подсчету запасов месторождений нефти и горючих газов определяется Инструкцией ГКЗ РФ. Материалы по подсчету запасов должны содержать все данные, позволяющие провести проверку без личного участия авторов.

Материалы по подсчету запасов включают:

-текстовую часть;

-ТЭО коэффициентов извлечения нефти, конденсата и содержащихся в них компонентов;

-текстовые, табличные и графические приложения;

-документацию геологоразведочных, геофизических, гидрогеологических исследовательских и опробовательских работ;

-данные разработки и другие исходные сведения, необходимые для подсчета запасов и проектирования разработки месторождений нефти и газа.

oilloot.ru


Смотрите также