Page 32 - 6255

Р – початковий пластовий тиск в покладі, МПа;
0
Р – кінцевий пластовий тиск в покладі (Рк=0,1 МПа);
к
α , α – поправка на відхилення властивостей вуглеводневих газів
к
0
від закону Бойля-Маріотта для Р і Р , частка одиниці.
к
0

Для газу очікувані видобувні перспективні ресурси V г.з.рес згідно з
початковою ГЕО-3 й матеріалами техніко-економічних міркувань (ТЕМ)
про доцільність пошукових робіт визначають за формулою:

η ,
V г.в.рес = V г.з.рес г

де η - коефіцієнт вилучення газу, частка одиниці.
г
Параметри, які входять до формули оцінки перспективних ресурсів
газу як загальних, так і можливих видобувних (балансових), визначають
під час прогнозування.
Для встановлення перспективної площі покладу F персп застосовують
структурні побудови, виконані на перспективній газоносній ділянці по
кожному ймовірно продуктивному пласту. У разі збігу структурних
пластів відбиваючого сейсмічного (маркуючого) горизонту і
перспективного газоносного пласта в межах досліджуваної структурно-
фаціальної зони використовують структурні карти по відбиваючому
сейсмічному (маркуючому) горизонту, складені за даними сейсморозвідки,
структурного буріння або комплексу цих методів.
Площа газоносності (F персп ), яка, в основному, і визначає
достовірність оцінки ресурсів, залежить від положення УГВК, а також від
поширення порід-колекторів у межах можливої площі пастки.

Коефіцієнти відкритої пористості (К ), газонасиченості (К )
п
г
початковий пластовий тиск для оцінки перспективних ресурсів вільного
газу обирають відповідно до регіональної зміни середніх значень цих
параметрів по вже виявлених покладах.
Для цього складають карти їх зміни у межах структурно-фаціальної
зони. Залежно від розміщення перспективної структури відносно вже
виявлених покладів середнє значення параметрів встановлюють
екстраполяцією або інтерполяцією.
Барічний і температурний коефіцієнти для визначення об’єму
вільного газу розраховують за картами ізотерм та ізобар, складеними за
даними вже виявлених покладів.
Потенційний вміст конденсату у вільному газі приймають за
аналогією з відповідним сусідніми покладами з однаковими
термобаричними умовами або за середнім потенційним вмістом С 5+вищі у
складі пластового газу покладів, розміщених поблизу перспективної
структури, або на основі встановленої закономірності зміни цього
параметра.

32