ГОСТ Р 56676—2015
7.13.8 Кп и Кгзалежей рассчитывают по результатам интерпретации данных ГИС. лабораторных
исследований керна согласно ГОСТ 26450.1.
7.13.9 Тгг в залежи определяют на основе записей геотермических градионтов поданному место
рождению либо по рядом расположенному месторождению или площади и результатов точечных из
мерений пластовой температуры в процессе испытания скважин. Пластовое давление определяют на
основании замеров пластовых давлений в процессе испытания скважин, признанных кондиционными.
Р0 в газовых залежах определяют с учетом данных КВД. Значения пластовых температуры и давления
пересчитываются на уровень горизонтальной плоскости, делящей залежь на две равные по обьему
части.
7.13.10 Z определяют исходя из термобарических условий залежи и физико-химического состава
пластового газа согласно ГОСТ 30319.2.
7.14 Подсчет запасов на этапо разработки
7.14.1 Подсчет (пересчет) начальных геологических запасов разрабатываемых залежей проводят
для их уточнения в целях составления или корректировки проектных документов разработки на базе
двух-, трехмерной геологической модели.
7.14.2 Объектом подсчета является разрабатываемая залежь, разбуренная в соответствии с ут
вержденным технологическим документом. При неоднородном строении залежь может дифференци
роваться на подсчетные объекты.
7.14.3 ГВК определяют по данным ГИС с учетом опробования, керна и испытаний скважин. Для
определения отметок межфлюидных контактов необходимо использовать данные по скважинам, в ко
торых характер насыщенности не искажен процессом разработки. Для обоснования контура залежи
рекомендуется построение карт поверхности ГВК.
7.14.4 Лэфг выделяют в разрезе скважин по данным ГИС с учетом опробования скважин. В сква
жинах. используемых для составления картдолжны отсутствовать явные признаки обводнения,
искажающие начальные геофизические характеристики.
7.14.5 Для литологически экранированных залежей зоны литологического замещения, а также
малоамплитудные нарушения, экранирующие залежи, картируют по данным бурения с учетом мате
риалов сейсморазведки 3D и данным ГДИС. которые также позволяют определять подобные границы.
7.14.6 Кпи К, рассчитывают по результатам интерпретации данных ГИС: данные керна использу
ют в качестве петрофизической основы интерпретации и для обоснования достоверности полученных
оценок.
7.14.7 Параметры, характеризующие флюидальную систему на начало разработки, определяют
поданным исследования поверхностных и глубинных проб газа и конденсата, в которых свойства флю-
идальной системы не искажены процессом разработки.
7.14.8р0и Тпп вычисляют на основе проведенных в скважинах замеров, не искаженных процессом
разработки. р0в газовых залежах определяют с учетом данных КВД согласно методическим рекомен
дациям [1]. Значения пластовых температуры и давления пересчитываются на уровень горизонтальной
плоскости, делящей залежь на две равные по объему части.
8 Общие требования к построению и использованию трехмерных геолого
математических моделей при подсчете запасов газа и газового конденсата
объемным методом
8.1 Цифровые геолого-математические модели в зависимости от количества и качества исходных
данных и метода моделирования могут быть детерминированными либо стохастическими.
8.2 Модели подразделяют на двухмерные, псевдотрехмерные и трехмерные. Двухмерная модель
представляет собой карту в изолиниях либо цифровое поле признака. Псевдотрехмерная модель пред
ставляет собой набор двухмерных моделей, каждая из которых соответствует выделенному слою в раз
резе залежи (месторождения). Трехмерная модель представляет собой объемное поле в координатах
X, У. Z. каждая ячейка которого характеризуется значениями фильтрационно-емкостных свойств пород.
8.3 При построении двухмерных, псевдотрехмерных и трехмерных геолого-математических моде
лей в соответствии с регламентом [7] и методическими указаниями [8] проводят:
- оцифровку всей исходной геологической и технологической информации, занесение в базудан
ных:
14