 |
|
Подсчет запасов углеводородов
Приводится обоснование принятого метода подсчета запасов углеводородов, выделения подсчетных объектов, обоснование величин подсчетных параметров, принципов оконтуривания залежей и подсчетных блоков. Рассматривается структура распределения запасов по зонам различного насыщения, категориям запасов, коллекторам различных ФЕС.
Анализируются изменения величин запасов по месторождению в целом и по отдельным пластам по отношению к предыдущему подсчету.
В общем случае в ячейках цифровой модели, расположенных гипсометрически выше водонефтяного контакта, рассчитываются значения объемов углеводородов. Затем производится пересчет к стандартным условиям, и вычисляются соответствующие величины запасов по нефти, газу, конденсату. При необходимости могут быть рассчитаны запасы углеводородов, расположенные ниже принятого на данном этапе изученности водонефтяного контакта.
Результатом подсчета запасов являются суммарные объемы углеводородов в целом по месторождению, по залежам и подсчетным объектам. Подсчет ведется отдельно по чисто нефтяным, водонефтяным, газонефтяным зонам с разделением по категориям запасов.
При этом рассчитываются площадь нефтеносности, объем нефтеносного коллектора, объем порового пространства нефтеносного коллектора, объем порового пространства коллектора, занятого нефтью, средние нефтенасыщенные толщины, коэффициенты открытой пористости и нефтенасыщенности. Данные заносятся в таблицы рекомендованного вида. К разделу отчета прилагаются цифровые карты линейных объемов углеводородов (плотности запасов).
Подсчет запасов проводится также по отдельным элементам: седиментационным циклам, представленным одним или несколькими слоями ячеек в цифровой геологической модели, интервалам, ограниченным сверху и снизу поверхностями структурного каркаса.
Для каждого слоя ячеек, лежащего гипсометрически выше водонефтяного контакта, рассчитываются площадь нефтеносности, объем нефтеносного коллектора, объем порового пространства нефтеносного коллектора и объем порового пространства коллектора, занятого нефтью, а также средние нефтенасыщенные толщины, коэффициенты открытой пористости и нефтенасыщенности.
Расчет ведется отдельно по чисто нефтяным, водонефтяным и газонефтяным зонам с указанием категории запасов. Результаты расчетов сводятся в таблицу. Результаты оценки запасов представляются также в виде карт изолиний равных линейных объемов нефти.
Рекомендуется проводить раздельную оценку запасов для монолитных коллекторов с большой эффективной толщиной и для тонкослоистых коллекторов. Также рекомендуется проводить раздельную оценку запасов в высокопроницаемых, среднепроницаемых и низкопроницаемых коллекторах.
Для интервалов, представленных несколькими слоями ячеек, можно проводить оценку запасов кровельной, средней и подошвенной частей интервала.
Результаты расчетов приводятся в таблице структуры запасов продуктивных пластов, подсчетных объектов или седиментационных циклов.
Приводится анализ и сопоставление результатов подсчета запасов углеводородов по отдельным залежам, категориям и зонам с величинами запасов, числящихся на балансе ВГФ или подсчитанными при построении модели месторождения ранее. Дается анализ причин, приведший к изменениям величин подсчетных параметров и запасов углеводородов.
В соответствии с требованиями временной классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной МПР подсчет и учет запасов ведется отдельно по залежам и объекту в целом. (Приложение 3 к приказу МПР России №126 от 07.02.2001 г.)
В связи с этим сопоставление запасов нефти в приложениях 5.1.1 и 5.2.1 должно быть представлено не только по модели в целом и по категориям запасов, но и отдельно по залежам.