Вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП)

Метод, основанный на регистрации волнового поля с целью оп-ределения природы волн, стратиграфической их привязки, изучения скоростного разреза, геологических границ и выявления целиков нефти, незатронутых разработкой, в околоскважинном и межскважинном пространстве.

Наиболее эффективным методом полевой геофизики при поисках и разведки месторождений нефти и газа является сейсмические методы разведки (МОГТ, ВСП-МОГТ И др.).

Главной задачей сейсмических методов разведки является построение структурной модели геологической среды, прогноз структурной поверхности нефтегазоносных толщ а также коллекторских свойств в межскважинном пространстве (решение задачи прямого прогноза нефтегазоносности). Дополнительными методами полевой геофизики являются методы гравиразведки, электроразведки и магниторазведки.

Результаты этих исследований в виде структурных карт, карт распределения нефтегазоназыщенности (нефтегазосодержания), коллекторских свойств, ГВНК и т.д. являются основой для выполнения подсчётов запасов (геологических и извлекаемых) а также построение цифровых геологических и гидродинамических моделей месторождения, подготовки проекта на его разработку.

 

3.1. Классификация ресурсов и запасов.

Под ресурсами УВ понимется возможное количество полезного ископаемого в геологически слабо изученных учыастказ ьземной коры и гидросфере [газ.энцикл]/

Различают перспективные ресурсы (категория С3), прогнозные локализованные ресурсы Д1л, прогнозные.

Ресурсы категории С3 подсчитываются на подготовленных к глубокому бурению площадях распологающихся в пределах нефтегазоносного района.

Объектом оценки перспективных ресурсов относятся ловушки УВ различных типов, а также пласты, не вскрытые бурениям на исследуемой площади но с лдоказанной нефтегазоносностью на других месторождениях.

Форма, размеры таких объектов устанавливаются на основании геологоических и геофизических (сейсморазведка, гравиразведка и др.) методов, а другие параметры для расчёта (пористоть, проницаемость, эффективная толщина, нефтегазонасыщенность и пр.) принимаются по аналогии с уже разведанными месторождениями.

К прогнозным локализованным ресурсам (категория Д1л) ресурсы ловушек выявленных по результатм геолого-геофизических методов разведки и находящихся в районах в установленной либо возможной нефтегазоносностью. Оценка этой категории ресурсов производится исходя из предполагаемых размеров объектов (по данным геофизическихб методов), а также свойств пластов полученных по аналогии с уже разведанными месторождениями.

В прогнозных ресурсвах выделяется две категории Д1 и Д2.

К категории Д1 относятся прогнозные ресурсы литолого-стратиграфических комплексов оцениваемые в пределах крупных региональных струтур с уже доказанной промышленной нефтегазоносностью. Количественная их оценка выполняется на основе региональных геологических, геофизических геохимических работ а также данных ГИРС, полученных по аналогии с уже разведанными в этом районе месторождениями.

К категории Д2 относятся прогнозные ресурсы литолого-стратиграфических комплексов в пределах крупных региональных струтур с ещё недоказанной промышленной нефтегазоносностью. Количественная их оценка производится на основе общих геологических, геофизических геохимических работ а также исходя из общих геологических представлений, а также по аналогии с другими белее изученными регионами.

Для оценки запасов используется принятая в Россиёской федерации классификация запасов в 2001 г.

Согласно этой классификации различают разведанные и предварительно оценённые запасы.

Разведанные запасы подразделяются на три категории: А, В, С1.

К категории А относятся запасы залежи (либо её части), изученной с детальностью обеспечивающей полное определение типа, формы, размеров, эффективной нефтегазонасыщенной толщины,, типа коллектора, характер изменения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов, состав и свойства флюида содержащихся в пласте, основные особенности залежи от которых з0ависят условия е разработки (пластовое давления, дебиты, гидропроводность и пр.). Зпасы этой категории подсчитываются по залежи либо её части, разбуренной в соответствии с проектом разработки.

К категории В тносятся запасы залежи (либо её части), нефтоегазоносноть которой установлена на основании полученных промышленных притоков УВ флюида на различных гипсометрическихз отметках.

Тип, форма размеры, эффективная нефтегазонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов, состав и свойства флюида содержащихся в пласте, основные особенности залежи опрежеляющие условия её разработки изучены в степени достаточной для её для составления проекта на разработку залежи.

К категории С1 относятся запасы залежи (либо её части), нефтоегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков УВ на части скважин путём испытания пластов и положительных результатах ГИС в неопробованных скважинах.

Форма и размеры залежи, условия залегания пластов коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геолого-геофизических исследований.

Тип коллектора, фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов, состав и свойства флюида и другие характеристики изучены по керну, данным ГИС и по аналогии с соседними месторождениями.

Предварительно оценённые запасы относятся к категории С2.

Это неразведанные запасы, примыкающие к участкам залежи оценённых по более высоким категориям. Форма и размеры залежи, условия залегания пластов коллекторов и другие характеристик установлены на основании геологических и геофизических исследований с учётом данным по более изученной части залежи.

Различают ещё так называемые геологические запасы, которые включают в себя те запасы, которые могут быть извлечены из недр прир использовании тех, либо иных технологий, с учётом уровня затрат и требований по охране окружающей среды.

Как видно из приведённого выше описанияч, при выполнении работ по оценки ресурсов, либо подсчёте запасов обязательными являются результаты ГИРС, на основании которых определяются основные подсчётные параметры пластов, а также определяются особенности строения пластов коллекторов, слагающих залежь.

 

3.2 Подсчёт запасов и оценка ресурсов.

Существует несколько основных методик, которые используются при подсчёте запасов и ресурсов нефти, газа, конденсата. Это подсчётзапасов объёмным методом, статистический метод, метод материального баланса.

Объёмный метод основан на определении пустотного пространства, занимаемого нефтью, газом либо газом.

Статистический метод основан на изучении связей между различными показателями разработки залежи за определённый предшествующий периоди экстраполяции полученных зависимостей на последующие периоды, вплоть до конца разработки.

Метод материального баланса используется для залежей со сложной структурой пустотного пространства природного резервуара.

Расчёты в методе материального баланса выполняются по формуле:

Мн=М(t)+Мдоб(t)

Где: Мн- начальная масса УВ в пласте; М(t)- оставшаяся масса УВ в пласте к моменту расчёта t, Мдоб(t)- масса УВ добытая к моменту времени t.

Для определения подсчётных параметров используются результаты общих, специальных и детальных методов ГИРС, полученных на всех этапах поисково-разведочных и эксплуатационныъх исследований.

Для примера ниже рассмотрим применение данных ГИРС при подсчёте запасов объёмным методом.

.