Оценка перспективных ресурсов

Объектами подсчета перспективных ресурсов углеводородов служат подготовленные к глубокому бурению ловушки, продуктивность которых установлена на соседних месторождениях, расположенных в одной структурно-фациальной зоне.

Подсчет перспективных ресурсов производится объемным методом с использованием метода аналогии для обоснования параметров, которые не установлены. Для определения площади нефтеносности объекта используются структурные построения выполненные в основном, по данным сейсмических исследований или, значительно реже, по материалам структурного бурения.

Площадь нефтеносности (газоносности) может быть определена двумя способами: без учета степени заполнения ловушки и ее учетом.

Необходимость применения коэффициента заполнения ловушки была установлена ГКЗ МПР РФ с целью исключить возможность завышения ресурсов. Учет этого коэффициента при подсчете перспективных ресурсов нефти и газа определяется Инструкцией по применению действующей классификации запасов и ресурсов.

Величина коэффициента заполнения (К_зап) рассчитывается как среднезавышенная с учетом всех объектов данной структурно-фациальной зоны по формуле:

,

где F_зал – площади залежей на разведанных месторождениях в исследуемом продуктивном пласте;

S_к - площади структур в пределах нижней замыкающей изогипсы.

Зная параметры S_к и К_зал можно определить площадь нефтеносности изучаемого объекта.

Величину площади нефтегазоносности объекта можно оценить с помощью определения возможного положения флюидального раздела. Для этого изучаются закономерности его изменения, для чего строятся соответствующая карта с выключением всех соседних месторождений. По полученным данным определяется возможное положение ВНК, ГВК и соответственно площадь нефтегазоносности объекта.

В упрощенном варианте площадь нефтегазоности может быть принята в пределах замыкающей изогипсы структуры.

Определение эффективной нефтегазонасыщенной толщины зависит от типа изучаемой залежи.

При пластовом типе залежи среднее значение этого параметра определяется путем интерполяции между средними значениями эффективной нефтегазонасыщенной толщины в залежах, расположенных вокруг изучаемого объекта. В тех случаях, когда перспективная структура расположена за пределами разведанных месторождений, толщина определяется методом экстраполяции.

На залежах массивного типа среднее значение нефтегазонасыщенной толщины (Һ) определяется с учетом соотношения R= Һ / F_зал, где F_зал – площадь на соседних залежах структурно-фациальной зоны. Величина R на перспективной структуре определяется интерполяцией, если она расположена в пределах разведанных залежей и – экстраполяцией, если она находится за их пределами. Зная параметры R и F_зал, определяют нефгазонасыщенную толщину изучаемого объекта.

Остальные подсчетные параметры объемного метода: коэффициента открытой пористости, нефтенасыщенности, пересчетный коэффициент, плотность нефти для подсчета перспективных ресурсов нефти, а также данные о начальном пластовом давлении для оценки ресурсов свободного газа устанавливаются в соответствии с региональным изменением этих параметров по разведанным залежам. При этом применяется метод аналогии с привлечением 5-10 объектов – аналогов или строятся карты изменения этих параметров в границах изучаемой структурно-фациальной зоны.

Для уточнения перспективных ресурсов категории С₃ рекомендуется рассчитывать коэффициент достоверности, равный отношению суммы начальных геологических запасов открытых залежей к сумме ранее подсчитанных перспективных ресурсов тех же объектов. Этот показатель может быть использован при экономических расчетах, которые базируются на запасах категории С₁.