Начальные потенциальные ресурс

Cтраница 2

Описаны результаты, связанные с разработкой комплекса методов геолого-математического прогнозирования, используемых для выявления и изучения сложного строения насыщенных залежей и оценки начальных потенциальных ресурсов природного газа крупных нефтегазоносных районов В основе этих методов лежат различные математические модели: имитационные, регрессивные, факторные, кластерные и дискриминаттше. Рассмотрены вопросы создания и эксплуатации базы данных по геологическим моделям тазовых месторождений. [16]

В общем случае для прогнозирования эффективности геологоразведочных работ сначала определяют потенциальные ресурсы газа, подбирают данные об эффективности поисково-разведочных работ в прошедшие годы и устанавливают соответствующие им во времени показатели степени разведанности начальных потенциальных ресурсов. [17]

Выполненный ВНИИГазом дифференцированный прогноз начальных потенциальных ресурсов гомологов метана для различных секторов и зон Прикаспийской впадины показал, что суммарные ресурсы этана, пропана и бутана впадины составляют не менее 10 % начальных потенциальных ресурсов газа. [18]

Запасы природного газа но компании ( Газпром, трлн. м. [19]

Геологические условия России благоприятны для открытия газовых месторождений. Общие начальные потенциальные ресурсы природного газа в стране оцениваются в 236 1 трлн. м3, разведана лишь 1 / 4 часть этих запасов. [20]

К карбонатным породам этого комплекса на суше приурочено около 90 % всех разведанных запасов нефти. С ним связано около 33 % начальных потенциальных ресурсов УВ. [21]

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция ограничивается Тиманским кряжем и западными склонами Северного и Полярного Урала. Ресурсы нефти и газа в пределах провинции сконцентрированы в трех нефтегазоносных комплексах: каменноугольно-нижнеперм-ском - 50 9 % всех начальных потенциальных ресурсов ( без учета прогнозной оценки), среднедевонско-нижнефранском - 41 6 % и досреднедевонском - 3 % ресурсов. [22]

Зависимость удельных затрат - k на добычу от накопленных запасов - R, введенных в разработку. [23]

Известно, что затраты на разработку месторождений: возрастают по мере ввода в эксплуатацию все большей части запасов нефтегазодобывающего района, поэтому функцию капитальных затрат можно представить в виде зависимости капиталовложений от степени использования начальных потенциальных ресурсов района. [24]

Предусматривает оценку начальных потенциальных ресурсов УВ геологических объектов разного уровня с помощью статистических многомерных зависимостей, учитывающих различные генетические факторы неф-тегазоносности. [25]

В СССР наиболее общим, объединяющим понятием является термин потенциальные ресурсы, охватывающий различные по степени изученности и достоверности оценки категории и группы ресурсов нефти и газа - от детально разведанных до - прогнозных. Потенциальные ресурсы могут быть начальными и текущими. На какой-то стадии разведанности объекта оценки начальные потенциальные ресурсы представляют собой сумму накопленной добычи, текущих разведанных и предварительно оцененных запасов перспективных и прогнозных ресурсов. [26]

СЕВЕРО-УСТЮРТСКАЯ НГО соответствует Северо-Устюртс - кой впадине, Барсагельмесскому прогибу, Актумсукскому выступу, Бузачинскому поднятию. Первые месторождения газа - Жаман-коянкулакское и Жаксыкоянкулакское - открытые 1964 г. в эоце-новых отложениях. Основной продуктивный комплекс - средне-верхнеюрский - содержит больше половины начальных потенциальных ресурсов. С ним связаны такие месторождения, как Каражанбасское, Северо-Бузачинское, Ка-ламкас ( рис. 151), Арманское, Арыстанское, Каракудукское, Кол-тыкское, Комсомольское и др. Здесь выделены 5 районов: Буза-чинский и Арыстановский нефтегазоносные, Мынсуалмасский и Чумышты-Базайский газоносные, Аламбекский газонефтеносный. [27]

Метод применим к замкнутым ( целостным) нефтегазоносным системам и обычно используется для оценки слабо изученных бассейнов и провинций. Но при этом необходимо учитывать вероятность встречи с непродуктивными бассейнами. Точность метода невысока - верхние и нижние границы результата ( при доверительном интервале 0 9) в 3 - 4 раза отличаются от наиболее вероятной оценки. Достоинства метода - простота расчетов, минимум исходной информации ( нужны лишь карты изопахит осадочного чехла), отсутствие субъективно выбираемых показателей. Представительность объемно-статистических моделей определяется широтой информационной базы, включающей все наиболее разведанные НРБ мира. МЕТОД ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗО-НОСНОСТИ ПО НАИСЛАБЕЙШЕМУ ЗВЕНУ - способ оценки начальных потенциальных ресурсов УВ и выбора параметров, определяющих нефтегазоносность в оцениваемом объекте, основанный на том, что нефтегазоносность системы определяется ее наислабейшим звеном. При этом полагается, что каждый из показателей нефтегазоносности может принимать значения, при которых присутствие УВ в рассматриваемом объекте становится невозможным, и никакое улучшение качества других показателей не может изменить режима системы. Так, если в бассейне благоприятны все показатели, но отсутствуют покрышки, то его нефтегазоносные возможности будут определяться именно этим показателем. Применение принципа наислабейшего звена при оценке прогнозируемых залежей сводится к установлению геологических параметров, определяющих минимальный уровень удельных запасов УВ объекта. [28]

Метод применим к замкнутым ( целостным) нефтегазоносным системам и обычно используется для оценки слабо изученных бассейнов и провинций. Но при этом необходимо учитывать вероятность встречи с непродуктивными бассейнами. Точность метода невысока - верхние и нижние границы результата ( при доверительном интервале 0 9) в 3 - 4 раза отличаются - от наиболее вероятной оценки. Достоинства метода - простота расчетов, минимум исходной информации ( нужны лишь карты изопахит осадочного чехла), отсутствие субъективно выбираемых показателей. Представительность объемно-статистических моделей определяется широтой информационной базы, включающей все наиболее разведанные НРБ мира. МЕТОД ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗО-НОСНОСТИ ПО НАИСЛАБЕЙШЕМУ ЗВЕНУ - способ оценки начальных потенциальных ресурсов УВ и выбора параметров, определяющих нефтегазоносность в оцениваемом объекте, основанный на том, что нефтегазоносность системы определяется ее наислабейшим звеном. При этом полагается, что каждый из показателей нефтегазоносности может принимать значения, при которых присутствие УВ в рассматриваемом объекте становится невозможным, и никакое улучшение качества других показателей не может изменить режима системы. Так, если в бассейне благоприятны все показатели, но отсутствуют покрышки, то его нефтегазоносные возможности будут определяться именно этим показателем. Применение принципа наислабейшего звена при оценке прогнозируемых залежей сводится к установлению геологических параметров, определяющих минимальный уровень удельных запасов УВ объекта. [29]

Страницы: 1 2