Тренин Ю.А. (ЗАО Недра-Консалт)

Пересчет запасов нефти (ПЗ) или газа является составной частью геологоразведочного процесса, который перманентно осуществляется на протяжении всего периода существования месторождения, начиная с открытия до получения последней тонны нефти (газа). В связи со стадийностью работ существует этапность и в подсчете запасов углеводородного сырья на различные даты состояния изученности геологической модели месторождения. Можно отметить, что жесткого регламента по времени представления переоценки запасов нет. Вместе с тем, исходя из опыта работы в области подсчета запасов, можно отметить, что первые пересчеты осуществляются после первоначального (прошедшего апробацию в ГКЗ РФ, а последние 10 лет и ТКЗ ХМАО) уже спустя 7-10 лет. Очень редко этот срок в силу различных причин достигает 15-20 лет (Тевлинско-Русскинское, группа Салымских месторождений, Кечимовское и некоторые другие).

В табл.1 приведены сведения о датах первоначального подсчета запасов и их последующих пересчетов по некоторым месторождениям Среднего Приобья.

Таблица 1. Даты первоначального подсчета запасов и их последующего пересчета по месторождениям Среднего Приобья

Категорийность запасов

Авторы отчетов ПЗ при выделении категорий запасов часто ссылаются на “Временную классификацию запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов” (прил.3 к Приказу МПР России №126 от 07.02.2001 г.).

Согласно этому документу, к категории С1 можно отнести “запасы залежи (ее части), нефтеносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа (часть из которых опробована ИП) в скважинах на различных гипсометрических отметках и положительных результатов геологических и геофизических (в первую очередь ГИС) в неопробованных скважинах…”.

Вместе с тем, приведу еще одну цитату уже из “Инструкции по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов”, утвержденную 14.10.1983г. А.М.Быбочкиным – председателем ГКЗ СССР. В этом документе “запасы категории С₁ выделяются на разведанных и разрабатываемых месторождениях (залежах), степень изученности которых отвечает требованиям “Классификации”, в границах, проведенных по данным испытаний и ГИС, достоверно обосновывающим гипсометрическое положение ВНК (ГНК), а для неисследованной части залежи – в границах, проведенных на расстоянии, равном удвоенному интервалу между эксплуатационными скважинами, предусмотренному технологической схемой или проектом разработки”. Далее указывается, что “запасы категории С₁могут быть выделены и на новой площади по данным бурения и испытания одной скважины при условии получения в ней промышленного притока нефти (газа), т.е. открытия месторождения (или, на наш взгляд, залежи)”. В этом случае границы участка подсчета запасов проводятся в радиусе, равном удвоенному расстоянию между эксплуатационными скважинами (обычно для условий Западной Сибири -1 км). Замечу, что в практике работ по подсчету запасов еще часто применяют метод “квадрата”, площадью до 4 км² вокруг скважины, давшей промышленно значимый приток нефти (стр. 14 “Инструкции…”).

Мы не случайно приводим вышеуказанные дословные формулировки этих документов, т.к. их объединяет одно — степень изученности залежи (ее части) для последующего проектирования технологических документов и рациональной эксплуатации и разработки геологических объектов.

Некоторые авторы подсчета запасов (например, по Приобскому месторождению) при выделении запасов категории С₁ дают свой вариант, согласно которому при диагностике рассматривались все скважины, в которых были проведены испытания, в том числе и совместные с другими ниже – и вышележащими прослоями (пластами или подсчетными объектами), но «в категорию С₁ не включались те пласты, где нефтенасыщенная толщина была менее 1 м, даже если она попадает в интервал опробования, и дебиты нефти менее 1 м³/сут. В случае, если при опробовании пластов притока не было получено («сухо»), то эти скважины были включены в категорию С₂».

В связи с очередной попыткой внести в «Классификацию» поправки считаю, что эту процедуру необходимо производить более цивилизованно, а не произвольно принимать свои решения, апеллируя к уникальности сложного геологического строения данного месторождения.

Рассмотрим, например, скважину №1, из коллектора которой толщиной менее 1 м получено менее 1 м³/сут безводной нефти при СДУ = 1000-1200 м, коэффициент удельной продуктивности при этих условиях не должен превышать 0.01-0.008 м³/сут*атм*м.

В скважине №2 из 5-метрового коллектора получено 5 м3/сут при СДУ=1000-1200 м, и коэффициент удельной продуктивности будет также равным 0.01-0.008 м³/сут*атм*м.

Таким образом, проведенными геологоразведочными работами установлено, что в обеих скважинах геолого-геофизические характеристики исследуемого подсчетного объекта и добывные возможности оказались практически близки. Вывод напрашивается один: т.к. степень изученности в окрестностях этих скважин одинакова, то категорийность должна быть одна и та же. Просто природа сформировала в районе скв.№1 зону маломощных коллекторов, которая при ТЭО КИН войдет в состав слабоактивных или пассивных запасов по залежи (с КИН = 0-5%), а в районе скв.№2 – зону более активных запасов, где выработка их будет более высокой и экономически выгодной.

Полагаю, что в таких случаях авторы отчетов напрасно пытаются реализовать метод «двойного нуля», при котором в категоризацию геологических запасов (особенно по категории С1) ставится «барьер» в виде дебитности и величин толщин коллекторов, а затем при составлении ТЭО КИН выдвигаются практически те же параметры в совокупности с еще более жесткими пределами (срок разработки, предельные дебиты и т.д.)

В сложившейся ситуации более разумно руководствоваться ныне действующими «Инструкциями ГКЗ …» и, в первую очередь 1984 г., т.к. «Временная инструкция… (2001 г.)» находится пока еще на стадии рассмотрения и утверждения.

Еще один аргумент в пользу вышеуказанного вывода. При подсчете, а тем более при пересчете запасов, авторы должны использовать всю информацию по скважинам, включая и данные эксплуатации, и учитывать принадлежность конкретных скважин к той или иной литофациальной зоне залежи, исходя из общей геологической модели объекта, принимаемой для подсчета. Проиллюстрируем этот вывод на конкретном примере. В пределах залежей горизонта АС₁₂Приобского месторождения (ЛУ Юганскнефтегаза) было установлено еще в 1988 году существование как минимум трех литофациальных зон: на востоке — это небольшие по размерам (до 5 км²) участки с повышенными удельной продуктивности ФЕС, но с относительно малыми (до 5 м) эффективными нефтенасыщенными толщинами, представленными фациями устьевых баров; в центральной части – вдольбереговыми баровидными образованиями, вытянутыми вдоль береговой линии и представленными более отсортированными песчано-алевролитовыми разностями с толщинами 10-20 м (иногда и более); на западе – зона турбидитовых осадков, представленных тонкослоистыми (до 10-20 см) низкопроницаемыми (0.5-1.5 МД) коллекторами, но суммарная мощность этих осадков достигает порой 40 м.

Рис.1. Зависимость коэффициента удельной продуктивности от нефтенасыщенной толщины по горизонту АС₁₂ ( от hн) (I ряд – литофации мелководья, устьевых баров, банок; II ряд – литофации вдольбереговых регрессионных или трансгрессионных баров, островов; III ряд – литофации турбидитов и др., характерных для более погруженных частей палеошельфа)

На рис.1 показана зависимость = f(Hн) для различных зон, из которой следует, что имеет место вероятность существования трех групп скважин, характеризующих продуктивность пластов в различных литофациальных зонах единого природного резервуара (залежи, горизонта), сообразно которым можно выстраивать дальнейшую стратегию доразведки и разработки данного горизонта.

Далее, при категоризации запасов по С₁ должен учитываться опыт оценки добывных возможностей с применением методов интенсификации притоков из объектов. В частности, — это ГРП. Опыт таких недропользователей, как ЮНГ, СНГ, СН-МНГ, ЛУКОЙЛ в ХМАО, показывает, что при первоначальных дебитах 1-2 м³/сут при динамических уровнях 1000-1200 м после ГРП продуктивность в скважинах достигает десятков тонн (4070 м3/сут) и эксплуатация их продолжается как минимум несколько лет.

Нельзя обойти вниманием и такие факты, когда некоторые авторы пересчета запасов на залежах, разбуренных по эксплуатационной сетке скважин от 30 до 90 % площади залежи, но опробованных в единичных скважинах на различных гипсометрических уровнях, считают, что категория С₁ должна определяться только удвоенным расстоянием от них (обычно это 1 км от испытанной скважины). В результате такого подхода часть эксплуатационных скважин оказывается в категории С₁, а другая часть с такими же характеристиками по ГИС — в категории С₂. Порой складывается парадоксальная ситуация при дальнейшей эксплуатации залежей, когда разработка осуществляется из части скважин, оказавшихся в С₂. Таким образом, явно нарушается последовательная стадийность работ, обеспеченная степенью изученности.

Наверное, назрела необходимость рассмотреть вопрос о дополнении в определение категории В. Последние годы в опытно-промышленную эксплуатацию были введены многочисленные первоочередные участки с целью уточнения добывных характеристик продуктивных пластов и других мероприятий для составления в дальнейшем технологических схем.

В настоящей работе автор не ставит вопрос об эффективности реализации этих опытно-технологических работ, но хотелось бы отметить, что порой при ОПЭ просто ведется обычная добыча углеводородного сырья, достигающая по суммарной накопленной добыче сотни тысяч, а иногда и первые миллионы тонн нефти (Салымское, пласт Ю_о, Горелая площадь – палеозой и др.).

Разумнее в таких случаях вокруг этих добывающих скважин (единичных или их групп), по аналогии с категорией С₁, выделять запасы категории В в радиусе, равном двойной сетке эксплуатационных скважин (800-1000 м). Это было бы целесообразно во всех отношениях, т.к. эти запасы уже проинвестированы недропользователем, и взаимоотношения с государством (налоги и др.) будут приобретать несколько другой статус.

Нефтенасыщенная толщина

Методика построения карт эффективных и нефтенасыщенных толщин в принципе должна соответствовать выбранной геологической модели подсчетного объекта.

Рассмотрим это на нижеследующих примерах.

Пласт ЮК₁₀ и ЮК₁₁ шеркалинской толщи тюменской свиты. Залежи данных пластов связаны с рукавообразными формами, приуроченными к погруженным частям, облекающим выступ фундамента (горизонт “А”). Было установлено, что обычный метод построения карт методом треугольников дает почти 30% заниженного объема нефтеносных пород, а соответственно занижение величины средневзвешенной нефтенасыщенной толщины. Учет взаиморасположения проекций внешних границ пластов ЮК₁₀ и ЮК₁₁ позволил установить следующую закономерность в поведении изопахит пласта ЮК₁₀: в тех случаях, когда под этим пластом развит пласт ЮК₁₁, то в зоне “слежения” изопахиты верхнего пласта близки к постоянной величине (т.е., как бы составляют в сечении прямоугольник), а в краевых зонах – изопахиты интерполируются на “О” (или на “выклинивание” коллекторов). Таким образом, при одинаковом основании и высоте площадь трапеции всегда больше площади треугольника. Эта методика была реализована при первоначальном подсчете запасов Талинского и Южно-Талинского месторождений по разведочной сетке скважин, а затем подтвердилась спустя 17 лет при пересчете запасов уже по значительному (более 2000) количеству эксплуатационных скважин [1].

Пласты горизонтов БС₁₀ и БС₁₁ Тевлинско-Русскинского и горизонта БВ₈ Повховского месторождений. Если принимать клиноформную модель этих объектов, то можно предположить следующую методику геометризации залежей, которые на 80-90% контролируются зонами неколлекторов. Учитывая, что на востоке эти горизонты как геологические тела отсутствуют, а это подтверждается как материалами сейсмических исследований, так и данными по ГИС, а на западе – песчано-алевролитовые разности фациально замещаются глинистыми (уплотненными) непроницаемыми породами при относительно равных общих толщинах пласта, то было бы логичнее, в соответствии с принятыми моделями залежей, карты эффективных/нефтенасыщенных толщин “строить” по варианту “выклинивания” на востоке, а на западе – по варианту “замещения”.

Аналогичную картину можно наблюдать и в поведении продуктивных горизонтов АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂ Приобской нефтегазоносной зоны, где практически 100% залежей контролируются литологическими экранами (на западе) или зонами отсутствия пласта.

Безусловно, большую роль при геометризации приобретают данные сейсмогеологических исследований, особенно на востоке, совместно с установленными закономерностями в проведении изопахит по площади.

Особенности пересчета запасов по сопредельным лицензионным участкам недр

В связи с лицензированием участков недр появились новые проблемы с геометризацией залежей в подсчетах и пересчетах запасов углеводородного сырья, которые возникают тогда, когда залежь пласта (горизонта) распространяется на несколько соседних участков, принадлежащих разным недропользователям (нефтяным компаниям). Обычно каждый из них самостоятельно определяет сроки по подсчету запасов в пределах своего ЛУ, исходя из лицензионного соглашения.

Однако, как показывает практика экспертирования отчетов ПЗ и защита запасов УВ в ТКЗ ХМАО-Югре и ГКЗ РФ, очень редко “соседи” ЛУ согласованно производят эту работу. Хотя для государства, по нашему мнению, очень важно вести учет балансов и контроль за разработкой “общих” залежей в целом. В качестве примера можно привести ситуацию, сложившуюся с подсчетом запасов (ПЗ) по Покамасовскому месторождению.

В 1998 году на ТКЗ ХМАО (протокол №12-98 от 24.02.98 года) при рассмотрении ПЗ по левобережной части вышеуказанного месторождения, представленного НК “Славнефть-Мегионнефтегаз” и выполненного одним из отделов СибНИИНП, было отмечено, что “необходимо провести согласование геологической модели залежи пласта ЮВ₁ с северной (правобережной) частью месторождения, разрабатываемой ТПП “Лангепаснефтегаз”, и на юге – Северо-Островным месторождением. В модели рекомендовалось согласовать, наряду с геометризацией границ (ВНК и др.), и другие подсчетные параметры, в частности, коэффициенты начальной нефтегазонасыщенности. Однако авторы отчета практически не выполнили решение ТКЗ и направили свою работу на экспертизу вышестоящей организации по приемке запасов – ГКЗ РФ обосновывая это тем, что геологическим заданием заказчика не была предусмотрена “стыковка” полученных данных ПЗ с соседями.

Спустя несколько месяцев, на рассмотрение ТКЗ ХМАО поступил уже другой отчет ПЗ по Покамасовскому месторождению, представленный ТПП “Лангепаснефтегаз” по правобережной части (исполнитель отчета – ЦГЭ, г. Москва). При экспертировании отчета также возникли вопросы по геометризации основной залежи пласта ЮВ₁, т.к. модель, предложенная авторами, существенно отличалась от модели СибНИИНП и, в первую очередь, разница в положениях ВНК объяснялась наличием тектонических нарушений, в то время как в отчете СибНИИНП обосновывался пликативный вариант с наклонным характером поведения ВНК по залежи ЮВ₁.

Разные подходы при обосновании геологических моделей одного и того же продуктивного горизонта ЮВ₁ привели к тому, что площади нефтеносности по правобережью (ТПП “ЛангепасНГ”) уменьшились на 3.7%, а по левобережью (ОАО “СН-МНГ”) – на 45% (!) против первоначального ПЗ, выполненного ТТЭ Главтюменьгеологии в 1979 г.

Второй подсчетный параметр, который существенно изменился, – это коэффициент начальной нефтегазонасыщенности. В сравнении с первоначальным ПЗ он снизился по ЧНЗ с 0.75 до 0.66 и 0.63, а по ВНЗ с 0.71-0.72 до 0.63 и 0.6 (соответственно, по отчетам ЦГЭ и СибНИИНП). Сравнение величин параметра, полученного различными авторскими коллективами, естественно вызвало ряд вопросов у экспертов ТКЗ ХМАО.

1. Так, минерализация пластовой воды у ЦГЭ принималась равной 37.6 г/л (от 20.8 до 52.9 г/л), а у СибНИИНП – 28 г/л, хотя при соблюдении общепринятых критериев при организации обучающей выборки при расчетах средней величин С (отбраковке заведомо заниженных значений, учет объемов отобранной пластовой жидкости при отборе проб воды и др.) она оценивалась экспертизой на уровне 33-35 г/л, т.е. достаточно близкой к оценке ЦГЭ.
2. Отмечались расхождения и в величинах нижних пределов УЭС, сп и Кп. Так, у ЦГЭ спКрит=0.35 против 0.40 (СибНИИНП); Кпкрит=4.0 Омм против 4.5 Омм, т.е. были видны явные расхождения по критериям, служащих основой для последующих расчетов таких параметров, как Кн (0.66-0.62 и 0.62-0.54) и Кп (0.19-0.20 и 0.16-0.20).

В результате рассмотрения двух отчетов ПЗ в ГКЗ РФ (протоколы №547 от 10.12.99 и №499 от 23.12.98 гг.) было решено при пересчете запасов принять наибольшие значения емкостных параметров (Кп и Кн), обоснованных по обеим частям Покамасовского месторождения.

В результате этих решений уточнились и величины технологических достижимых КИН в сторону их сближения: по ЛУ, принадлежавшему “Славнефть-Мегионнефтегаз”, он составил по категории В – 0.430 и по С₁ – 0.408, а по ЛУ ТПП “Лангепаснефтегаз”, соответственно, по В – 0.398 и С₁ – 0.352. Безусловно, что ГКЗ РФ была вынуждена поступить таким образом, т.к. для последующих мероприятий по разработке месторождения и составления необходимых документов (техсхем и т.д.) нужно было все-таки уточнить входные подсчетные параметры.

Интересно заметить, что с 1999 по 2003 гг. по ЛУ “Славнефть-Мегионнефтегаз” начальные балансовые запасы увеличились по категории ВС₁ на 9% против утвержденных ГКЗ РФ, в то время как по ЛУ ТПП “Лангепаснефтегаз” таких изменений почему-то не произошло.

Достигнутые показатели разработки по обоим ЛУ также свидетельствуют о значительной разнице: при выработанности запасов в 47% обводненность по правобережному участку составила 90%, в то время (по состоянию на 01.01.04 г.) по левобережному (Мегионнефтегаз) участку эти показатели следующие – выработанность 43%, обводненность 39% (!).

То есть, отмечается некоторая диспропорция в достигнутых показателях разработки этих НК, особенную тревогу вызывает ситуация на ЛУ ТПП “Лангепаснефтегаз”.

Вывод из вышеуказанных фактов можно сделать только один – оценивать запасы и последующую технологию выемки запасов разумнее всего выполнять силами одного оператора, с единым подходом к интерпретации исходных данных.

Несогласованность в геометризации залежей, обосновании других подсчетных параметров отмечалась при экспертировании пересчетов запасов по Киняминскому и Новопокурскому ЛУ (пласты Ю₁₂ и Ю₁₃), Энтельской площади Мамонтовского ЛУ и Сортымской площади Западно-Асомкинского ЛУ (пласты БС₁₀¹, ач., ЮС₁), Северо-Покурскому, Урьевскому и Ватинскому ЛУ (группа пластов АВ_1-2), Самотлорского месторождения (горизонт АВ₁), Тевлинского и Русскинского ЛУ (пласты ЮС₁ и ЮС₂).

Полагаю, что в “Инструкцию ГКЗ РФ” пора внести более четкие требования к ПЗ недропользователями, имеющими лицензии на залежи, распространенные на двух и более сопредельных ЛУ, а подразделениям Минприроды РФ – усилить контроль по организации ПЗ по таким нефтескоплениям, хотя бы в части назначения операторов (супервайзеров, координаторов), с соответствующими полномочиями и оплатой их труда.

Особенности динамики структуры запасов углеводородного сырья

Для анализа изменения структуры запасов нефти и газа в ХМАО-Югре в данной работе рассматриваются наиболее характерные примеры по месторождениям НК “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь”, которые вомногом определяли и определяют добывной потенциал и ресурсную базу одного из крупнейших недропользователей в России.

Южно-Ягунское месторождение

Открыто в 1979 году скв.55, в которой были получены промышленные притоки из пластов БС₁₁² и БС₁₀¹, а из БС₁₁¹ и ЮС₁ – признаки нефтеносности в виде пленок нефти и пластовой воды.

Подсчеты запасов нефти производились трижды:

• в 1983 году (протокол ГКЗ СССР №9338) ТТЭ Главтюменьгеологией на базе 50 разведочных скважин;
• в 1991-1994 гг. пересчет запасов нефти (протокол ГКЗ РФ №230), выполненный СибНИИНП по 69 разведочным и 1261 эксплуатационной скважинам;
• в 2001-2002 гг. состоялся третий подсчет запасов нефти (протокол ГКЗ РФ №907), составленный “ПетроАльянс Сервис Компани Лимитед” (Московский филиал) на материалах 81 разведочной и 1793 эксплуатационных скважин.

 

Рис.2. Динамика площади нефтеносности и балансовых запасов по категориям ВС₁С₂ Южно-Ягунского месторождения

Рис.3. Динамика коэффициента начальной нефтенасыщенности по категориям по пластам Южно-Ягунского месторождения

Когалымское месторождение

Открыто в 1972 году скв.22р, при испытании ачимовских отложений (пласт БС₁₆), в которой получен фонтан нефти дебитом 29 м³/сут через 8-мм штуцер.

По месторождению оценка запасов по промышленным категориям выполнялась трижды:

• в 1986 году ТТЭ Главтюменьгеологии был выполнен первый подсчет запасов нефти и растворенного газа по данным 34 разведочных и 13 эксплуатационных скважин (протокол ГКЗ СССР №10022);
• в 1994-1995 гг. СибНИИНП была произведена “Переоценка балансовых запасов нефти и растворенного газа Когалымского месторождения” по материалам 40 разведочных и 247 эксплуатационных скважин, а ГКЗ утвердила запасы (протокол ГКЗ РФ №353);
• в 2001-2002 гг. по 46 разведочным и 333 эксплуатационным скважинам “ИНКОНКО” представила “Пересчет балансовых запасов нефти и растворенного газа Когалымского месторождения” в ГКЗ РФ, которая рассмотрела его и утвердила запасы (протокол №712).

 

Рис.4. Динамика площади нефтеносности и балансовых запасов по категориям ВС₁С₂ Когалымского месторождения

Повховское месторождение

Открыто в 1972 году скв.7П, в которой из пласта БВ8 получен приток нефти дебитом 80.5 м³/сут через 8-мм штуцер.

Первый подсчет запасов нефти и растворенного газа был выполнен ТТЭ Главтюменьгеологии в 1980-1982 гг. (протокол ГКЗ СССР №9155 от 29.12.1982г.) на базе 80 разведочных и 363 эксплуатационных скважин.

Второй подсчет производился СибНИИНП в 1991 году на базе данных 95 разведочных и 2991 эксплуатационных скважин и запасы утверждены ГКЗ СССР в 1994 году (протокол №268 от 22.07.1994 г.).

В 2004 г. КогалымНИПИ был подготовлен отчет по пересчету запасов нефти на базе сейсмических исследований 2D и 3D 132 (в т.ч. 91 – по ЛУ) разведанных и 3145 эксплуатационных скважин и представлен в ТКЗ ХМАО в 2005 году (протокол ТКЗ от 05.03.2005 г.).

Рис.5. Динамика подсчетных параметров и балансовых запасов по Повховскому месторождению

На рис.2-5 показана динамика в оценках некоторых подсчетных параметров, наиболее повлиявших на ПЗ на различные даты изученности – это площади нефтеносности по категориям ВС₁ и С₂, а также коэффициенты начальной нефтенасыщенности.

Колебания в определении средних величин параметров и оценки промышленных запасов месторождений можно объяснить как субъективными, так и объективными причинами.

К числу первых можно отнести так называемый учет отраслевых интересов, когда специалистами-подсчетчиками, как правило, выполнялся своеобразный социальный заказ со стороны руководства и структурных подразделений того или иного министерства. Например, случайно во вторых подсчетах запасов по этим трем месторождениям приходится отмечать значительные падения в величинах подсчетных параметров и запасов. Особенно это заметно по площади нефтеносности, когда, несмотря на значительные увеличения объемов исходных данных по разведке и эксплуатации, параметр имеет явную направленность к уменьшению его доли (особенно по категории С₁). Тенденция к уменьшению коэффициентов начальной нефтенасыщенности сыграла свою роль и в уменьшении КИН, следовательно, и величинах извлекаемых запасов. Причины уменьшения КИН, безусловно, требуют более детального анализа, в каждом случае будут свои нюансы.

Но в целом можно отметить, что подход на уменьшение КИН является порой вынужденным для авторов отчетов ПЗ из-за отклонений в соблюдении технологических режимов при разработке залежей, т.е. запасы УВ корректируются достигнутым состоянием разработки по месторождению.

Объективными условиями, безусловно, являются изменения представлений о геологических моделях залежей на базе детальной изученности, а также “новые” объекты, хотя замечу, что доля их относительно невелика (до 10%), и степень обработки фактического материала, т.е. компьютеризация ПЗ, позволяющая в ходе подготовки отчета ПЗ реализовать оптимальный выбор из альтернативных вариантов при обосновании того или иного параметра. Например, при определении коэффициента начальной нефтенасыщенности очень сложно “организовать” расчетную выборку входных данных из-за влияния процессов разработки без применения ЭВМ по информации по многотысячным массивам скважин. Безусловно, при этом должен существовать разумный баланс опыта знаний об объекте исследований и быстродействием и многовариантностью при использовании компьютерных технологий.

Литература

1. Тренин Ю.А. К вопросу о геометризации объектов нефтенасыщенных пород в залежах пластов ЮК_10-11 Красноленинского свода //Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО/ Вторая научно-техническая конференция.- Ханты-Мансийск.- 1999 .