Документація геологорозвідувальних, геофізичних дослідницьких і випробувальних робіт і інші початкові дані, необхідні для підрахунку запасів

До підрахунку запасів повинні бути прикладені наступні матеріали первинної документації.

1 Опис керна по продуктивних пластах (горизонтах), а також породах, що залягають вище і нижче за кожний продуктивний пласт на 10-15 м.

2 Діаграми стандартного каротажу в масштабі 1:500 по всіх свердловинах з вказівкою на них стратиграфічних меж і інтервалів продуктивних пластів з їх найменуванням.

3 Діаграми БКЗ, мікрозондування, радіоактивного каротажу і термокаротажу, кавернометрії і інших видів дослідження в масштабі не менше 1:200 з їх інтерпретацією. При тонкошаруватості будові про-дуктивних пластів (потужності прошарків менше 0,5 м) діаграми БКЗ, мікрозондування і інших детальних методів каротажу в окремих свердловинах повинні бути записані в більш крупному масштабі (до 1:50). Всі діаграми каротажу, за даними інтерпретації яких визначаються ефективна потужність продуктивних пластів, положення контактів і т. п., поміщаються на одному листі з ув'язкою по глибині. На цих планшетах вказуються інтервали відбору і винесення керна в метрах відповідно до його прив'язки, межі і номенклатура пластів, інтервали залягання порід-колекторів і їх літологічні особливості, величини загальної, ефективної і нафтогазонасиченої потужностей, пористості, проникності і нафто-газонасиченості по керну і каротажу, інтервали і дата перфорації, результати випробування, положення контактів нафта (газ) —вода, положення цементних мостів. В окремій графі повинні бути дані висновки по БКЗ по окремих інтервалах. Крім того, повинні бути представлені розгорнені висновки по БКЗ у вигляді таблиць обробки.

4 Акти про випробування свердловин, що містять відомості про стан свердловин, умовах випробування, тривалості безперервної притоки нафти, газу або води на кожному режимі, умовах вимірів статичних рівнів, перевірці герметичності експлуатаційних колон установці і перевірці герметичності цементних мостів.

2 Акти на перевірку точності манометрів (по газових родовищах).

3 Дані лабораторних визначень пористості, проникності, нафто-, газо- і водонасиченості і результати механічних аналізів порід, аналізів нафти, газу, конденсату і води.

4 Дані про усадку нафти, розчинності газу в нафті, газоконденсатній характеристиці, відхиленні вуглеводневих газів від ідеальних.

5 Дані вимірів дебітів, пластового тиску, газових чинників і температури пласта.

6 Кореляційні і інші таблиці і діаграми при підрахунку запасів статистичним методом або методом матеріального балансу.

При повторному підрахунку запасів первинна документація приводиться тільки по свердловинах, пробурених після попереднього підрахунку; по раніше пробурених свердловинах відомості можуть бути представлені у вигляді зведених таблиць. Комплекс каротажних діаграм приводиться тільки по знов пробурених свердловинах. По раніше пробурених свердловинах, де наголошуються зміни величин ефективної потужності, пористості, положень контактів і інших підрахункових параметрів в результаті нової інтерпретації, повинні приводитися каротажні діаграми і при повторному підрахунку запасів з відповідним обґрунтовуванням причин нової інтерпретації. При цьому на діаграмах повинні бути вказані інтервали ефективної потужності, положення контактів і інші параметри, прийняті в попередньому підрахунку запасів і в тому, що представляється.

На час розгляду матеріалів повторного підрахунку запасів в ДКЗ України повинен бути представлений попередній звіт в одному екземплярі.

Оформлення матеріалів

1 На титульному листі звіту вказуються: організація - що проводила розвідку і що виконала підрахунок запасів, повне найменування родовища і район його розташування, дата, на яку зроблений підрахунок запасів. Титульні листи підписуються посадовцями організацій, що затвердили звіт, підписи скріпляються печаткою. Після титульного листа поміщаються анотація звіту, зміст і перелік всіх додатків, в кінці тексту - список використаної літератури і рукописних матеріалів.

2 Текст звіту і всі таблиці до підрахунку запасів підписуються авторами. Матеріали первинної документації і табличні дані, складені за матеріалами первинної документації, підписуються керівником робіт і головним геологом організації, що проводила розвідку або експлуатацію родовища і скріпляються друком.

3 На кресленнях вказуються: їх назва, номер креслення, чисельний і лінійний масштаби, орієнтування по сторонах світу, міністерство і організація, що робила підрахунок запасів, автори, що склали креслення, і особи, що затвердили його, їх підписи, що скріпляють друком. Умовні позначення поміщаються або на кожному кресленні, або на окремому листі.

4 Один екземпляр графічних матеріалів, призначений для Всесоюзної геологічної фундації, представляється в чорній туші на кальці або у вигляді копій, віддрукованих друкарським способом; решта три екземпляри може бути представлені в світлокопіях.

5 Текст звіту, табличні і текстові додатки повинні бути переплетені. Графічні додатки поміщаються в теки, але не зшиваються; кожне креслення повинне легко витягуватися для розгляду. В кожній теці повинен бути опис, що містить порядкові номери і найменування креслень з вказівкою їх масштабів. В кінці опису указується загальне число листів.

6 Всі екземпляри звіту оформляються однаково.

7 До звіту, що представляється в ДКЗ України, повинні бути прикладені рішення організації, попередньо розглядаючи звіт і відгуки експертів.

ЛЕКЦІЯ №28

ТИПОВІ НЕДОЛІКИ ЗВІТІВ

Звіт з промислової оцінки нафтового або газового родовища є багатоплановою комплексною роботою, в якій бере участь великий колектив фахівців різного напряму і рівня знань. Кожний з фахівців характеризується також і індивідуальними особливостями стилю і характеру обробки і викладання матеріалів. Тому, при складанні звіту дуже важливим є чітка координація всіх видів робіт.

Як показує практика розгляду звітів в ДКЗ України, значна більшість звітів з промислової оцінки родовищ нафти і газу виконується досить кваліфіковано і відповідно до вимог сучасних інструкцій і методичних рекомендацій. Проте, у ряді випадків мають місце і деякі недоліки, які в більшості своїй є типовими і відмічаються по різних районах і родовищах.

При вивченні геологічної будови родовища найбільш часто зустрічаються наступні недоліки.

1 Неточності в простежуванні продуктивних горизонтів (або окремих прошарків в межах продуктивного горизонту) по площі родовища. Як те, так і інше - результат недостатньо детального проведення загальної (або зональної) кореляції, коли вона виконується без урахування геологічної історії розвитку району і формування родовища.

2 Умовність припущення і трасування тектонічних порушень і неврахування літологічного заміщення колекторів щільними різновидами порід. В тих випадках, коли по одному і тому ж продуктивному горизонту спостерігається деяка різниця у відмітках водонафтового або газоводяного контактів, частіше за все робляться припущення про те, що поклад розділений тектонічними порушеннями на окремі блоки. При цьому нерідко тектонічні порушення проводяться умовно, без достатнього обґрунтовування перетину їх свердловинами і без якого-небудь аналізу гіпотез, пов'язаних з літологічним заміщенням або можливою роз'єднаністю колекторів. Цей недолік є також наслідком недостатньо чіткої кореляції розрізів свердловин.

3 Довільна інтерполяція значень параметрів при побудові карт (структурних, ізопахіт і ін.) як наслідок цього, невідповідність геологічних побудов одна одної. В результаті цього, наприклад, в деяких точках між свердловинами значення ізопахіт перевищують різницю між відмітками крівлі і підошви пласта, потужності по картах ізопахіт не відповідають їх значенням на геологічних профілях, лінії виклинювання або заміщення колекторів на різних графічних додатках показуються по різному і т.д.

4 Недостатньо обґрунтована інтерпретація результатів сумісного випробування двох або декількох продуктивних горизонтів, що приводить як правило до завищення категорійності запасів, оскільки частіше всього отримання продукції з свердловини розглядається авторами як результат роботи всіх випробуваних горизонтів.

5 Неповноцінне використання керну, особливо в тих випадках, коли його відбір і кількість аналізів не дозволяють вважати його представницьким для безпосереднього визначення розрахункових параметрів. В таких випадках керн нерідко не береться до уваги взагалі і не використовується навіть для поінтервального зіставлення з результатами промислово-геофізичних або промислових досліджень.

6 Недооблік деталей геологічної будови продуктивного горизонту (наявність декількох прошарків або невідповідності меж колектора структурним поверхням) при визначенні меж покладу в місцях поєднання їх з поверхнями контактів або тектонічних порушень.

При обґрунтовуванні розрахункових параметрів в числі недоліків найбільш часто відмічаються наступні.

1 Суб'єктивна (або не зовсім відповідна встановлена кондиційна межа) відбракування деяких з початкових значень, що приймаються для розрахунку середньої величини параметра. У зв'язку з цим в ефективну потужність, як правило, включають і деякі інтервали щільних різновидів порід, що приводить до завищення цифр запасів.

2 Отримання середнього розрахункового значення параметра за даними декількох середніх, визначених по різних методиках (або даних), замість ретельного аналізу цих методик (або даних) і обґрунтовування найдосто-вірнішого значення.

3 Прийняття значення параметра по аналогії з величинами по інших покладах, які у свою чергу були прийняті аналогічно, а також недостатнє геологічне обґрунтовування аналогії.

4 Неповноцінна обробка вихідних даних для визначення середніх значень параметрів, суб'єктивне відношення до розряду другорядних (газовий чинник, густина нафти, перерахунковий коефіцієнт і ін.).

5 Недостатньо детальне викладання матеріалів по обґрунтовуванню розрахункових параметрів в спеціальному розділі звіту.

Серед так званих технічних недоліків звітів зустрічаються найрізноманітніші, але в основному практично всі вони є наслідком недостатньо чіткої координації робіт при складанні звіту і відсутності необхідного часу для остаточного редагування звіту в останній стадії його завершення. Найбільш типові наступні.

1 Деяка невідповідність фактичних даних, що приводяться в різних частинах звіту.

2 Невідповідність кількісних визначень параметрів по керну, його опису, що приводиться як первинний матеріал.

3 Порушення послідовності обґрунтовування розрахункових параметрів по відношенню до порядку розташування параметрів в розрахункових формулах.

4 Невідповідність розташування цих граф в розрахункових таблицях порядку операцій обчислення або різне розташовує цих граф в однотипних таблицях.

5 Використання довільної (не стандартної) термінології в тексті і на графічних додатках.

6 Відсутність ліній напряму геологічних профілів на підрахункових планах і структурних картах.

7 Недостатньо чітке оформлення діаграм промислово-геофізичних досліджень по виділенню ефективних і нафтогазонасичених потужностей по покладах.

8 Відсутність стратиграфічної індексації в тексті звіту і на графічних додатках.

9 Арифметичні неточності.

10 Неточності планіметрування.

По загальному виконанню звітів в цілому до числа типових недоліків можуть бути віднесені наступні.

1 Недостатня увага до інших (окрім об'ємного) методів підрахунку запасів нафти і газу.

2 Недостатня увага до питань техніко-економічного аналізу геолого - розвідувальних робіт.

3 Деяка суб'єктивність при визначенні категорійності запасів і меж категорій запасів, що виділяються.

Запобігання цих, як вже наголошувалося, типових недоліків і виконання вимог ДКЗ України дозволять значно поліпшити якість звітів в цілому.

ЛЕКЦІЯ №29