Категории запасов УВ

КИН. Извлекаемые запасы.

Режим газовой шапки (газонапорный)

Водонапорный природный режим.

Вода – компенсирует отбираемое кол-во Н. В процессе экспл обьем залежи снижается, за счет подъема ВНК с учетом того, что нижнюю часть залежи обычно не перфорируют. Геологические условия проявления: 1) Однородное строение залежи при высокой проницаемость колл(>1Д). 2) Небольшие размеры залежи. 3) Низкая вязкость нефти. 4) Умеренный отбор нефти из пласта, чтобы успевала происходить компенсация контурной водой. Динамика: 1) Рпл>Рнас, Рпл-постоянно. 2) ГФ-постоянный м3/т. 3) Период max добычи 8-10% от НИЗ. 4) за 3 первые стадии 85-90% НИЗ 5) ВНК постоянно поднимается. 6) Динамика Рпл зависит от оборов: при ↑ Q - Рпл↓. 7) КИН=0,6-0,8

27. Упруго – водонапорный природный режим. (гр)

Отбор ж-ти не полностью компенсируется водой, в результате давление ↓, ↓ давления приводит к расширению породы и пластовой воды, кот является источником энергии для внедрения воды в залежь. Геолог усл: 1) Значительная неоднородность колл, пониженная проницаемость. 2) Большие размеры залежи. 3) ↑Вязкость Н. 4) залегание пласта на большой площади за пределами залежи. Динамика: 1) Рпл↓, но на протяжении всего режима Рпл>Рнас. 2) ГФ=const 3) ↑ВНК. 4) W ↑ сразу с начала разработки. 5) Темпы отбора на 2ой стадии 5-7% НИЗ, отбор к концу 3 стадии 80% НИЗ. 6) КИН 0,5-0,55 к конечной стадии. Этот режим менее эффективен чем водонапорный, для поддержания темпов добычи, необходимо проводить мероприятия по воздействию на пласт. Очень важно не допускать Рпл<Рнас, для этого применяют ППД.

Геолог усл: - 1) Наличие большой газовой шапки. 2) Значительная высота нефтяной залежи. 3) ↑ проницаемость пласта по вертикали. 4) ↓μ Н 1-2мПа*с 5) При чистом режиме отсутствие связи с законтурной областью. В процессе снижения Рпл газ из газовой шапки начинает расширяться. ГНК идет ↓, что является источником энергии для перемещения Н к забоям скв. Динамика: 1) Рпл=Рнас. 2) Рпл ↓ 3) Темпы снижения зависят от соотношения газовой и нефтяной чатси залежи и от темпов отбора Н. 4) ГФ=const, по мере ↓ГНК, газ поступает из газовой шапки, ГФ растет, это приводит к снижению добычи. Поэтому скв при чистом газонапорном режиме располагают существенно ниже ГНК. 5) При чистом режиме добыча практически без воды. 6) КИН 0,4-0,5 Более низкий коэф обьясняется пониженной вытесняющей способностью газа по сравнению с водой.

КИН=Qизвл/Qгеол - КИНнач=Кз*Кохв*Квыт. Квт - коэффициент вытеснения нефти водой; Кз - коэффициент заводнения; Кохв—коэффициент охвата пласта процессом вытеснения. Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях. Он характеризует отношение объема вытесненной нефти из образца породы при бесконечной промывке к первоначальному ее объему в этом образце, т. е. при обводнении выходящей продукции до 100%. Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, причем между Квт и Кпр прослеживается тесная корреляционная связь. КИНтек=ΣQн/Qгеол, Извлекаемые запасы – часть геолог запасов которая может быть извлечена из недр в процессе разработки с учетом допустимого уровня затрат и соблюдении требований охраны ОС. Факторы: 1) Относит μн по воде – μ0=μн/μв, чем больше μ0 тем лучше фильтрация нефти по пласту и вытесняющая способность воды. 2) природный режми залежи. 3) Плотность сетки скв. 4) методы и способы интенсификации добычи Н. 5) Реализация ППД. 6) Неоднородность Пласта. 7) Эффективная нефтенасыщенная толщина. При подсчете запасов после совершения разведки и пересчете запасов составляют ТЭО КИН. Здесь обосновывается выбор оптимального варианта разработки по результатам технико экономическим расчетам нескольких вариантов.

Запасы категории А - Запасы залежи (или ее части), подсчитываемые в процессе ее разработки и разбуренные в соответствии с утвержденным проектом разработки, изученные с детальностью, обеспечивающие полное определение формы и размеров залежи, толщины, характера изменения колл-х св-в… B – запасы, подсчитываемые в процессе разр-ки и разберенные в соответствии с первым проектным док-ом на разработку. С1 – запасы характ-ся: нефтегазоносность установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков Н или газа и положительных промыслово-геофиз-х данных в неопробованных скв. Все параметры изучены для составления 1го проектного документа. С2 – Запасы наличие кот обосновано данными геолог и ГИС исследований в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам запасов более высоких категорий. A (разведанные, изученные с полной детальностью) B (разведанные, изученные с детальностью, достаточной для составления проекта разработки залежи) C1 (разведанные, изученные с детальностью, достаточной для получения исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа) C2 (предварительно оцененные: форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований) Ресурсы: C3 (перспективные)

D1л (локализованные) D1 (прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.) D2 (прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана). Начиная с 1 января 2012 вступит в силу новая классификация, утверждённая Приказом МПР от 1 ноября 2005 № 298 Запасы: A (достоверные)

B (установленные)C1 (оцененные)C2 (предполагаемые)Ресурсы: D1 (локализованные)D2 (перспективные)D3 (прогнозные).