• Введение
• Тема 1. Геолого-физическая характеристика нефтяных и газовых залежей
• 1.1 Общие понятия о нефти и природном газе с точки зрения их генезиса, фи­зики и химии.
• 1.2 Нефть и газ как сложные многокомпонентные системы углеводо­родов (ув) в различных термобарических условиях. Фазовые состояния и прев­ращения газонефтяных систем.
• 1.3 Общие сведения об осадочно-миграционной теории органического происхождения ув и образования месторождений нефти и природного газа. Понятие о геологических ловушках для ув, типы ловушек.
• 20 Со + 41н2 = с20н42 + 20н2о;
• 1.4 Минералы и горные породы. Классификация горных пород. Породы-коллекторы нефти и газа (их основные типы и характеристики).
• 1.4.Краткая стратиграфическая характеристика Припятского прогиба.
• Тема 2 Залежи и месторождения углеводородов
• 2.1 Залежи нефти и природного газа как единичные скопления ув в геологи­ческих ловушках. Месторождения нефти и газа.
• 1 - Газовая шапка; 2 - нефтяная зона с остаточной водой; 3-краевая вода
• Классификация залежей углеводородов
• 2.3 Пластовые воды залежей ув; расположение пластовых вод относительно нефтегазоносной части залежи.
• 2.4 Запасы нефти и природного газа. Категории запасов. Подсчет запа­сов нефти и газа объемным методом.
• Объемный метод подсчета запасов нефти
• Объемный метод подсчета запасов газа
• Тема 3. Пластовое давление в залежах ув
• 1  Газ; 2  нефть; 3  вода; 4 заводненная зона пласта; 5  точка замера давления в скважине; h  расстояние от точки замера до условной плоскости
• Тема 4. Физические параметры пластовых жидкостей и учет их изменения при разработке залежей нефти
• 4.2 Физические параметры пластовых вод.
• Тема 5. Условия эксплуатации нефтяных и газовых скважин
• 5.1 Условие притока флюидов к забоям скважин под действием упругих сил
• 5.2 Стационарные и нестационарные режимы исследования скважин (индикаторная кривая и кривая восстановления давления).
• Исследование скважин методом установившихся отборов (стационарные режимы исследования)
• Исследование скважин методом неустановившихся отборов (кривая восстановления давления)
• Технологический режим работы скважин.
• Тема 6. Основные закономерности разработки залежей нефти
• 6.1 Динамика текущего пластового давления в процессе разработки. Заводнение залежи: преимущества и недостатки.
• Площадное заводнение
• 1  Площади, не охваченные процессом
• 6.3 Стадии разработки нефтяной залежи; характе­ристика отдельных стадий. Основной период разработки залежи.
• Тема 7. Основные эксплуатационные характеристики залежей нефти
• 7.1 Термобарическая характеристика залежи. Влияние начальных температуры и давления в залежи и состава ув на возможный ход разработки.
• 7.2 Режимы рабо­ты пластов как проявление определенного вида пластовой энергии, под действи­ем которой к забоям скважин движутся пластовые жидкости
• 7.3 Классификация режимов Водонапорный режим
• Упругий режим
• Упруговодонапорный режим
• Газонапорный режим
• Режим растворенного газа
• Гравитационный режим
• Сравнительный анализ режимов
• Тема 8. Основы проектирования разработки месторождений нефти и газа
• 8.1 Цели и задачи проектирования разработки. Многостадийность проектирования разработки месторождений нефти
• 8.2 Виды проектных документов, их назначение.
• Тема 9. Объект и система разработки
• 9.1 Выбор объектов по разрезу и площади месторождения. Объединение нескольких продуктивных пластов в один объект разработки; обоснование целесообразности объединения
• 9.2 Понятие о системе разработки нефтяных месторождений. Системы разработки по методу разбуривания месторождения в целом. Системы разработки залежей с естественным напором краевых и подошвенных вод.
• Системы разработки по методу разбуривания месторождения в целом
• Системы разработки залежей с естественным напором краевых и подошвенных вод.
• 9.3 Схематизация формы залежи. Схе­матизация контуров нефтеносности. Схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин.
• 9.4 Характеристика основных технологических показателей разработки. Характеристика основных экономических показателей разработки
• 9.5 Проведение гидродинамичес­ких расчетов основных показателей разработки
• 9.6 Понятие о рациональной системе разработки. Выбор рационального варианта
• Тема 10. Основы анализа разработки
• 10.1 Цель и задачи анализа текущего состояния разработки в рамках авторского надзора. Методы проведения анализа.
• Применение статистических методов и упрощенных методик для анализа и прогноза разработки, оценки эффективности проводимых на залежи геолого-технических мероприятий
• 10.2 Факторы, осложняющие процесс вытеснения нефти водой.
• Фазовые проницаемости. Кривые относительных фазовых проницаемостей
• 10.3 Различия вязкостей нефти и воды как фактор, осложняющий процесс вытеснения нефти. Параметр безразмерной вязкости μ0, его влияние на характер выработки запасов.
• 10.4 Методы повышения коэффициента нефтеизвлечения (кин).
• 10.5 Рациональное число и размещение проектных скважин. Основной фонд скважин. Резервные скважины.
• 10.6 Расчет процессов нагнетания.
• Тема 11. Разработка залежей, приуроченных к трещиноватым коллекторам
• 11.1 Контроль и регулирование разработкой нефтяных залежей Контроль за процессом разработки
• Регулирование процесса разработки (рпр)
• 11.2 Основы компьютерного моделировании строения залежей ув и их разработки
• Основные виды исходных данных для цифрового геологического моделирования
• Основные исходные данные для создания гидродинамической модели
• Тема 12. Разработка газовых и газоконденсатных залежей
• 12.1 Состав природных газов. Классификация природных газов. Классификация газовых залежей и месторождений.
• 12.2 Физические свойства природных газов. Тепловые свойства природных газов. Дросселирование газов. Гидратообразование.
• 12.3 Технологический режим работы газовой скважины. Свободный и абсолютно свободный дебит.
• Тема 13 Способы эксплуатации газовых скважин
• Газогидродинамические исследования скважин при установившихся режимах (метод установившихся отборов)
• Исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации
• Режимы работы газовых пластов
• Газовый режим

• Когда скважины прошли этот пласт или горизонт, наличие в нем залежи устанавливается опробованием или с помощью комп­лекса промыслово-геофизических и других исследований. Факт ус­тановления продуктивности горизонтов и пластов, т. е. факт вы­явления залежей, служит границей, разделяющей запасы и ресур­сы.

  Большинство из них производят больше, чем используют, поэтому они экспортируют те, которые используют больше, чем они производят. Чтобы увеличить свою переговорную силу, некоторые из экспортеров нефти объединились, чтобы управлять мировыми поставками и влиять на цены. Хотя это незаконная монополия в большинстве стран, она совершенно законна в международном праве. Экспортеры сделали так, чтобы цена на нефть была достаточно высокой. Поскольку нефть является невозобновляемым ресурсом, когда это уходит, этим экспортерам нечего продавать, поэтому они хотят получить максимальную прибыль, если она длится.

  Масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в вы­явленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называютсязапасами .

  На подсчи­танную величину запасов влияют объем и качество информации, полученной при поисковых и разведочных работах и разработке, а также применяемые методы подсчета.

  Они могут делать это только в том случае, если они вступают в сговор, а не конкурируют. Крупнейшими импортерами являются США, Китай и Китай. Нефтяные пески смешиваются песком с густым веществом, называемым битумом. Битум необходимо нагреть до того, как его можно использовать в качестве масла. Две тонны песка должны быть добыты, используя три бочки воды, чтобы получить один баррель масла. Процесс спорный, потому что он использует много энергии и воды и оставляет шрам на окружающей среде, который можно увидеть из космоса.

  II. Категории запасов нефти и газа

  Тем не менее, шахтеры должны восстановить область до ее первоначального состояния после добычи. Имейте в виду, что никто не может знать, сколько нефти скрыто под землей. Любое число, которое вы видите, является профессиональным расчетом на основе геологических инженерных изысканий. По мере роста цен на нефть технологии снижают затраты и больше исследований Таким образом, любая проекция нефтяного резерва является движущейся мишенью, которая известна как «рост запасов».

  Подсчитываемые запасы одной и той же залежи по мере на­копления фактических данных на разных стадиях геологоразве­дочных работ или с учетом данных эксплуатационного разбуривания и разработки могут претерпевать существенные изменения. Естественно, чем выше степень изученности, чем больше факти­ческих данных и выше их качество, тем достовернее подсчитан­ные запасы. Если объем и качество информации получаемой по выявленным залежам в процессе поисков, разведки и разработки, увязать с определенными стадиями изученности залежей, то ста­нет понятной сущность разделения запасов на категории.

  Оценка запасов нефти - неточная наука. Но, если они убедятся в том, что новые технологии вскоре заменит нефть, у них появится стимул увеличить добычу нефти, хотя она по-прежнему имеет определенную ценность, даже если цена на нефть уже падает. По данным правительственных оценок, предоставленных Организации стран-экспортеров нефти, королевство доказало резервы в 266 миллиардов баррелей.

  Если эти цифры верны, запасы Саудовской Аравии продлится еще 70 лет при средней производительности в 2 миллиона баррелей в день, о которых сообщалось. Если данные правительства точны, королевство справилось с замечательным подходом к точному замене каждого произведенного ствола новыми открытиями или увеличенными оценками суммы, извлекаемой из существующих месторождений.

  Наряду с выявленными залежами в нефтегазоносных горизон­тах и пластах, а также в литолого-стратиграфических комплексах объектов, не изученных поисковым бурением, могут содержаться скопления УВ, наличие которых предполагается на основании ге­олого-геофизических исследований и сложившихся представлений о геологическом строении. Это предполагаемые залежи в продуктивных, но не вскрытых бурением пластах на установленных место­рождениях или на подготовленных к бурению площадях, а также в литолого-стратиграфических комплексах с доказанной и предполагаемой нефтегазоносностью в пределах крупных геоструктур­ных элементов (1 порядка).

  Мировые запасы нефти и газа

  Следовательно, предполагаемое увеличение резервов должно основываться на увеличенных оценках количества нефти, извлекаемой из существующих водоемов. Проблема заключается в том, что профили производства по отдельности и резервные оценки являются государственными секретами, известными только небольшой группой инсайдеров, что делает невозможным их проверку или проверку.

  Анализ запасов Саудовской Аравии и попытка предсказать, когда производство королевства начнет снижаться, было кладбищем для репутации профессиональных нефтяных аналитиков. В настоящее время королевство производит больше нефти, чем когда-либо прежде, игнорируя предсказания о том, что его выход достигнет пика, а затем упадет.

  Масса нефти и конденсата и объем газа на дату оценки, приведенные к стандартным условиям, в указанных выше объектах называются ресурсами .

  По народнохозяйственному значению запасы нефти, газа, кон­денсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промыш­ленное значение, подразделяются на две группы, подлежащие самостоятельному подсчету и учету:

  Нефтяная промышленность использует ряд различных способов классификации количества нефти, доступной для будущего производства. Самая широкая категория - это общее количество исходного масла в месте формирования пласта до начала производства. Затем Арамко совместно владела четырьмя нефтяными компаниями США, а также правительством Саудовской Аравии, чтобы его владельцы и руководители могли потребовать дать показания.

  Но не все оригинальные масла могут быть произведены технически или выгодно, поэтому большинство аналитиков сосредоточено на серии более узких мер, которые рассматривают количество технически и экономически извлекаемых запасов. Доказанные запасы, самая консервативная и разумная мера, - это те, которые, по оценкам, существуют и технически и экономически оправданы, с вероятностью не менее 90 процентов.

  балансовые -запасы месторождений (залежей), вовлече­ние которых в разработку в настоящее время экономически целе­сообразно;

  забалансовые -запасы месторождений (залежей), вовле­чение которых в разработку в настоящее время экономически не­целесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

  Вероятные запасы, по оценкам, существуют и подлежат коммерческому возмещению с вероятностью не менее 50 процентов. Предполагается, что возможные резервы, наиболее спекулятивные и оптимистичные меры, будут существовать и быть коммерчески возмещаемыми с вероятностью не менее 10 процентов.

  Это поставило вопрос, решили ли саудиты увеличить свою зарегистрированную базу резервов, сообщив о вероятных запасах в качестве доказанных запасов. Опять это поставило вопрос о том, сообщают ли саудиты о возможных резервах, как доказано, увеличить размер их резервной базы.

  В балансовых запасах нефти , растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное зна­чение, подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы .

  Извлекаемые запасы - часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании сов­ременных технических средств и технологии добычи с учетом до­пустимого уровня затрат (замыкающих) и соблюдения требова­ний по охране недр и окружающей среды.

  Общество инженеров-нефтяников и Комиссия по ценным бумагам и биржам США имеют строгие определения для оценки и отчетности резервов. Для стран нередко приходится производить гораздо больше нефти, чем предполагалось, по предварительным оценкам. Увеличение резервов может быть связано с открытием новых месторождений нефти и газа или увеличением предполагаемого количества нефти, которое может быть извлечено из существующей отрасли.

  Рост запасов из существующих месторождений, также известный как оценка поля, является одним из наиболее важных источников увеличения запасов нефти в большинстве стран. По мере увеличения понимания водохранилища становится известно больше информации о его протяженности и появятся новые технологии и технологии, количество технически извлекаемого масла может увеличиться.

  Запасы нефти и горючих газов по геологической изученности и степени промышленного освоения подразделяются на категории: A (достоверные), В (установленные), C1 (оцененные), C2 (предполагаемые).

  Категория A (достоверные) - разрабатываемые запасы залежи или ее части, разбуренной эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектным документом на разработку. Геологическое строение залежи, форма и размеры определены, а флюидальные контакты обоснованы по данным бурения, опробования и материалам геофизических исследований скважин. Литологический состав, тип коллекторов, эффективные и нефте- и газонасыщенные толщины, фильтрационно-емкостные свойства и нефте- и газонасыщенность, состав и свойства углеводородов в пластовых и стандартных условиях и технологические характеристики залежи (режим работы, дебиты нефти, газа, конденсата, продуктивность скважин) установлены по данным эксплуатации скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовое давление, температура, коэффициенты вытеснения изучены с детальностью, достаточной для построения многомерных геологической и фильтрационной моделей залежи с высокой степенью достоверности. Рентабельное освоение залежи определено проектным технологическим документом на разработку и подтверждено фактической добычей.

  Поскольку расчет резервов преднамеренно консервативен, он довольно распространен для первоначально заявленных запасов как «возможных», чтобы стать «вероятными» и в конечном итоге «доказанными». Если бы Сауди Арамко должен был соблюдать обычные правила листинга, ему нужно было бы предоставить гораздо больше информации о своих резервах и о том, как они рассчитываются.

  Но есть основания быть осторожными в ожидании большей прозрачности: далеко не ясно, что любая продажа акций будет включать в себя право собственности на резервы в земле. Тем временем никто не знает, сколько нефти может быть извлечено из-под саудовской пустыни и прилегающих районов в Персидском заливе.

  1) запасы промышленно освоенных залежей (или их частей), дренируемые эксплуатационными скважинами при реализованных технологиях разработки в соответствии с проектным документом на разработку;

  2) запасы промышленно освоенных залежей (или их частей), которые на дату подсчета по разным причинам не дренируются (в районе простаивающих скважин), ввод которых в разработку экономически обоснован и не потребует существенных дополнительных капитальных затрат;

  Если будут включены новые открытия месторождений, резервная цифра может вырасти до где-то между 168 и 212 миллиардами баррелей. Все эти цифры существенно ниже официальных показателей доказанных запасов, хотя в верхнем пределе разрыв является относительно узким.

  Аналитические методы подсчета запасов и ресурсов нефти

  Глоссарий терминов, используемых в определениях нефтяных запасов или ресурсов. На этом этапе необходимо быть уверенным, что проект развития идет полным ходом. Проект не должен подвергаться каким-либо непредвиденным обстоятельствам, таким как невыполнение регламентарных разрешений или договоров купли-продажи. Прогнозируемые капитальные затраты должны быть включены в утвержденный бюджет на отчетность или на следующий год. Оценку.

  3) запасы разрабатываемой залежи (или ее части), которые могут быть экономически рентабельно дополнительно извлечены из геологических запасов этой залежи за счет применения промышленно освоенных методов увеличения нефтеотдачи (МУН);

  4) запасы, которые могут быть извлечены дополнительно из геологических запасов этой залежи за счет уплотнения первичной сетки эксплуатационных скважин.

  VI. Градация месторождений нефти и газа по величине извлекаемых запасов

  Ассоциированный газ Связанный газ - это природный газ, находящийся в контакте с или растворенный в сырой нефти в резервуаре. Ожидается, что запасы в трубопроводах будут восстановлены из зон в существующих скважинах, что потребует дополнительных работ по завершению или будущих переделов до начала производства. Во всех случаях производство может быть начато или восстановлено с относительно низкими затратами по сравнению со стоимостью бурения новой скважины. Наилучшая оценка. Что касается категоризации ресурсов, то это считается наилучшей оценкой количества, которое будет фактически восстановлено из накопления по проекту.

  Категория B (установленные) - запасы разведанной, подготовленной к разработке залежи (или ее части), изученной сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбуренной поисковыми, оценочными, разведочными и опережающими эксплуатационными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа. Геологическое строение залежи, фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, состав и свойства флюидов, гидродинамические характеристики, дебиты скважин достаточно хорошо изучены по результатам геолого-промысловых исследований и пробной эксплуатации одиночных скважин. Степень изученности параметров залежи достаточна для построения надежной геологической и фильтрационной моделей залежи. Рентабельное освоение залежи подтверждено данными пробной эксплуатации, исследованиями скважин и обосновано проектным технологическим документом на разработку.

  Это наиболее реалистичная оценка извлекаемых количеств, если бы сообщалось только о одном результате. Если используются вероятностные методы, должна быть хотя бы 50% вероятность того, что фактически восстановленные количества будут равны или превышают наилучшую оценку. Соглашение о возврате Соглашения Соглашение между правительством принимающей страны и подрядчиком, согласно которому хозяин оплачивает подрядчику согласованную цену за все объемы углеводородов, производимые подрядчиком. Эти соглашения могут включать финансовые стимулы для более эффективных, более низких затрат и уровней производства, превышающих согласованный минимальный уровень.

  Категория C1 (оцененные) - запасы части залежи, изученной достоверной сейсморазведкой или иными высокоточными методами в зоне возможного дренирования неопробованных скважин и примыкающие к запасам категорий A и B при условии, что имеющаяся геолого-геофизическая информация с высокой степенью вероятности указывает на промышленную продуктивность вскрытого пласта в данной части залежи. Степень геологической изученности геолого-промысловых параметров залежи достаточна для построения предварительной геологической модели и проведения подсчета запасов.

  Объединенные Арабские Эмираты

  Эти соглашения могут давать права на объемы нефти и, как правило, несут риск для подрядчика. Они могут разрешить резервирование резервов. Экономические, маркетинговые, юридические, экологические, социальные и правительственные факторы прогнозируют существование и влияние проекта на оцениваемый период времени. Модификатор константного случая применяется к оценкам ресурсов проекта и связанным с ними потокам денежных средств, когда такие оценки основаны на тех условиях, которые фиксируются в определенный момент времени и применяются без изменений на протяжении всего срока действия проекта, кроме тех, которые разрешены на договорной основе.

  Технологические параметры разработки залежи определяются по аналогии с изученными участками залежи или с использованием аналогий по другим разрабатываемым месторождениям.

  Рентабельность освоения определяется по аналогии с изученной частью залежи.

  1) неразбуренной части залежи, непосредственно примыкающей к запасам категории A + B на расстоянии, равном зоне возможного дренирования;

  Другими словами, корректировки инфляции или дефляции не приводятся к расходам или доходам за период оценки. Конвертирование объемов газа в нефтяной эквивалент обычно осуществляется на основе содержания тепла или теплоты сгорания топлива. Существует целый ряд методологий, которые широко используются. Перед агрегацией сначала необходимо преобразовать объемы газа в одну и ту же температуру и давление. Общие коэффициенты конверсии газа в промышленности обычно колеблются между 0 баррелями нефтяного эквивалента = 6 тыс.

  Стандартных кубических футов газа до 0 барр. = 0 мсфф. Конвертирование объемов газа в нефтяной эквивалент обычно осуществляется на основе номинального теплосодержания или теплоты сгорания топлива. Сумма добычи нефти и газа на сегодняшний день. Видеть. Текущие экономические условия. Создание текущих экономических условий должно включать соответствующие исторические цены на нефть и связанные с ними расходы и может включать период усреднения, который согласуется с целью оценки запасов, соответствующих контрактных обязательств, корпоративных процедур и государственных правил, связанных с представлением данных резервов.

  2) части залежи в районе неопробованных скважин, в случае если продуктивность этой залежи доказана опробованием или эксплуатацией в других скважинах.

  Категория C2 (предполагаемые) - запасы в не изученных бурением частях залежи и в зоне дренирования транзитных неопробованных скважин. Знания о геолого-промысловых параметрах залежи принимаются по аналогии с изученной частью залежи, а в случае необходимости, с залежами аналогичного строения в пределах данного нефтегазоносного региона. Имеющейся информации достаточно для построения предварительной геологической модели и подсчета запасов. Технологические параметры и экономическая эффективность разработки запасов определяются по аналогии с изученными участками залежи или с использованием аналогий по разрабатываемым месторождениям.

  1) участков залежи между доказанным контуром залежи и границами участков запасов более высоких категорий, если имеется достаточно геолого-геофизической информации для заключения о непрерывности пласта;

  2) пластов с недоказанной продуктивностью, но изученных по материалам геофизических исследований скважин в транзитных эксплуатационных скважинах, при этом имеется обоснованная уверенность, что по данным геофизических исследований скважин они могут быть продуктивными;

  3) неразбуренных тектонических блоков на залежах с установленной продуктивностью. При этом имеющаяся геологическая информация указывает, что возможно продуктивные пласты в пределах блоков по литолого-фациальным характеристикам аналогичны изученной части залежи.

  При ведении учета запасы категории A, B и C1 не рекомендуется суммировать с запасами категории C2.

  Ресурсы нефти и горючих газов по геологической изученности подразделяются на категории D1 (локализованные); D2 (перспективные) и D3 (прогнозные).

  Категория D1 (локализованные) - ресурсы нефти и горючих газов возможно продуктивных пластов в выявленных и подготовленных к бурению ловушках. Форма, размеры и условия залегания предполагаемых залежей определены по результатам геолого-геофизических исследований, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти и газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.

  Категория D2 (перспективные) - ресурсы нефти и горючих газов литолого-стратиграфических комплексов и горизонтов с доказанной промышленной нефтегазоносностью в пределах крупных региональных структур. Количественная оценка прогнозных ресурсов проводится по результатам региональных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с открытыми месторождениями в пределах оцениваемого региона.

  Категория D3 (прогнозные) - ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических, геохимических исследований. Количественная оценка прогнозных ресурсов этих категорий производится по предположительным параметрам на основе имеющихся геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где установлены разведанные месторождения нефти и горючих газов.

  Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план . Подсчетные планы (рис.2.10.) составляются на основе структурной карты по кровле продуктив­ных пластов-коллекторов или бли­жайшего репера, расположенного не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов.

  Границы и площадь подсчета запасов нефти и газа каждой из категорий окрашиваются определенным цветом:

  На подсчетный план так­же наносятся все пробуренные на дату подсчета запасов скважины (с точ­ным указанием положения устьев, точек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта):

  Разведочные;

  Добывающие;

  Законсервированные в ожидании организации промысла;

  Нагнетательные и наблюдательные;

  Давшие безводную нефть, нефть с водой, газ, газ с конденсатом, газ с конденсатом и водой и воду;

  Находящиеся в опробовании;

  Неопробованные, с указанием характеристики нефте-, газо- и водо-насыщенности пластов - коллекторов по данным интерпретации материалов геофизических исследований скважин;

  Ликвидированные, с указанием причин ликвидации;

  Вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами.

  Рис.2.10. Пример подсчетного плана залежи.

  1  нефть; 2  вода: 3нефть и вода; скважины: 4  добывающие, 5  разведочные, 6  в консервации, 7  ликвидированные, 8  не давшие притока; 9  изогипсы поверхности коллекторов, м; контуры нефтеносности: 10  внешний, 11  внутренний; 12  граница литолого-фациального замещения коллекторов; 13  категории запасов; цифры у скважин: в числителе  номер скважины, в знаменателе  абсолютная отметка кровли коллекто­ра, м.

  По испытанным скважинам указываются: глубина и абсолют­ные отметки кровли и подошвы коллектора, абсолютные отметки интервалов перфорации, начальный и текущий дебиты нефти, га­за и воды, диаметр штуцера, депрессия, продолжительность рабо­ты, дата появления воды и ее содержание в процентах в добыва­емой продукции. При совместном опробовании двух и более плас­тов указывают их индексы. Дебиты нефти и газа должны быть за­мерены при работе скважин на одинаковых штуцерах.

  По добывающим скважинам приводятся: дата ввода в работу, начальный и текущий дебиты и пластовое давление, добытое количество нефти, газа, конденсата и воды, дата начала обводнения и содержание воды в процентах в добываемой продукции на дату подсчета запасов. При большом количестве скважин эти сведения помещаются в таблице на подсчетном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дается таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, подсчитанные запасы, их категории, величины параметров, приня­тые по решению ГКЗ, дата, на которую подсчитаны запасы.

  При повторном подсчете запасов на подсчетные планы долж­ны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденных при предыдущем подсчете, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.

  Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов производится раздельно для газовой, нефтяной,. газонефтяной, водонефтяной и газонефтеводяной зон по типам коллекторов для каждого пласта залежи и месторождения в це­лом с обязательной оценкой перспектив всего месторождения.

  При подсчете запасов подсчетные параметры из­меряются в следующих единицах: толщина в метрах; давление в мегааскалях (с точностью до десятых долей единицы); площадь в тысячах квадратных метров; плотность нефти, конденсата и во­ды в граммах на кубический сантиметр, а газа  в килограммах на кубический метр (с точностью до тысячных долей единицы); коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности в долях еди­ницы с округлением до сотых долей; коэффициенты извлечения нефти и конденсата в долях единицы с округлением до тысяч­ных долей.

  Запасы нефти, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются в тысячах тонн, газа - в милли­онах кубических метров, гелия и аргона  в тысячах кубических метров.

Классификация запасов месторождений (залежей) нефти и газа устанавливает единые принципы подсчета, оценки подготовленности к промышленному освоению и учета ресурсов и запасов нефти и газа. Поэтому вопросам классификации запасов уделяется достаточно большое внимание как в России и США, так и в других странах.

В отличие от России, где действует единственная классификация, утвержденная государством и являющаяся обязательной для всех организаций, ведущих геологоразведочные работы, подсчет ресурсов и запасов и разработку месторождений, в США существует и используется несколько классификаций. Это классификации заинтересованных правительственных агентств (Горное бюро и Геологическая служба США), отдельных крупных компаний, научных обществ (Общество инженеров-нефтяников, Американская газовая ассоциация и др.), институтов (Американский нефтяной институт), бирж по ценным бумагам и банков. Помимо этого, практически на всех мировых нефтяных конгрессах предлагаются различные новые классификации запасов и ресурсов. Все эти классификации, как правило, имеют много сходных элементов.

Для сопоставления выбрана классификация Общества инженеров-нефтяников - Society of Petroleum Engineers (SPE) - одна из последних принятых в США и наиболее широко используемая в практике оценки запасов нефти и газа . В соответствии с этой классификацией выделяются следующие группы запасов (рис. 20): доказанные; вероятные; возможные .

Доказанные запасы (proved reserves) - количество нефти, природного газа и конденсата, возможность извлечения которых из известных залежей при существующих экономических условиях обоснована инженерно-геологическими данными. Запасы относятся к доказанным, если промышленная (рентабельная) добыча подтверждается эксплуатацией или опробованием, а в отдельных случаях при достаточной надежности - исследованиями керна и материалами ГИС.

Доказанные «разбуренные» (освоенные) запасы - запасы, разработка которых возможна существующими скважинами с применением освоенного оборудования и технологии, включая запасы пластов (залежей), обсаженных колонной, но не вскрытых перфорацией. Запасы, которые могут быть извлечены с помощью методов повышения нефтеотдачи, включаются в категорию разбуренных только после начала применения таких методов.

Доказанные «разбуренные» разрабатываемые (эксплуатируемые) запасы - количество нефти, которое ожидается извлечь скважинами, работающими на момент подсчета.

Доказанные «разбуренные» неразрабатываемые запасы - количество нефти, которое может быть извлечено из вскрытых интервалов пласта по скважинам, еще не начавшим добычу ко времени подсчета запасов или законсервированным по техническим причинам («простаивающие» - shut-in reserves - запасы), а также из интервалов, для извлечения из которых по скважинам необходимо провести дополнительные работы по вскрытию пласта («затрубные» - behind-pipe reserves - запасы).

Доказанные «неразбуренные» запасы - количество нефти, которое может быть извлечено с помощью: 1) бурения новых скважин на неразбуренных участках залежи; 2) углубления существующих скважин до данного продуктивного пласта; или 3) внедрения методов повышения нефтеотдачи.

Рис. 20. Классификация ресурсов и запасов нефти и газа США (SPE – USA) .

Недоказанные запасы (вероятные и возможные) - количество нефти, газа и конденсата, определяемое на основе инженерно-геологических данных, аналогичных используемым при подсчете доказанных запасов. Однако неопределенность, связанная с техническими, коммерческими, экономическими аспектами их применения и нормативной базой, не позволяет отнести их к категории доказанных. Недоказанные запасы не суммируются с доказанными из-за различной их достоверности. Их подсчет проводится для внутреннего планирования. Для государственной или иной обязательной отчетности включение недоказанных запасов в состав доказанных не допускается.

К вероятным запасам относят:

1) запасы, наличие которых предполагается доказать в процессе постепенного планового разбуривания при недостаточной точности структурных построений, не позволяющей отнести их к доказанным;

2) запасы в пластах, продуктивность которых оценена по данным каротажа при отсутствии керна или результатов испытаний, а аналоги среди разрабатываемых или доказанных запасов залежей в том же районе не известны;

3) дополнительные запасы, извлекаемые при уплотнении первоначальной сетки скважин, которые могли бы быть отнесены к категории доказанных запасов, если бы на период подсчета запасов была утверждена более плотная сетка;

4) запасы, извлекаемые при применении метода повышения нефтеотдачи, успешно апробированного на нескольких месторождениях, при условии, что планируется промышленная или полупромышленная разработка залежи, хотя месторождение еще не сдано в эксплуатацию, но свойства пород, флюидов и коллекторов представляются благоприятными для промышленной разработки;

5) запасы участка пласта, продуктивность которого доказана в других частях месторождения, однако участок, возможно, отделен разломом от доказанной залежи и согласно геологической интерпретации структурно расположен выше нее;

6) запасы, извлекаемые в связи с успешным ремонтом скважин, обработкой или повторной обработкой пласта, заменой оборудования и других технических приемов, оказавшихся ранее неэффективными - на скважинах, пробуренных на аналогичных залежах и имеющих сходный режим;

7) дополнительные запасы в доказанной разрабатываемой залежи, если альтернативная интерпретация емкостных характеристик или результатов опробования предполагает объем запасов, существенно превышающий доказанный;

8) запасы, разработка которых технически и экономически обоснована, но отсутствует либо финансирование, либо разрешение государственных органов или согласие партнеров в совместном предприятии.

1) запасы, подсчитанные путем структурной или стратиграфической экстраполяции залежи за пределы участков с вероятными запасами, установленными в результате геологической и/или геофизической интерпретации;

2)запасы в пластах, нефтегазоносность которых обоснована по данным каротажа или керна, но рентабельность их разработки еще не подтверждена испытаниями;

3) дополнительные запасы, которые могут быть извлечены при уплотнении сетки скважин, но при этом существует некоторая неопределенность в решении технических вопросов;

4) запасы, извлекаемые методами повышения нефтеотдачи из залежи, возможность промышленной или полупромышленной разработки которой рассматривается для месторождения еще не введенного в эксплуатацию, при этом свойства пород, флюидов и коллекторов обусловливают существенно более высокую степень риска, чем это обычно принято;

5) запасы участка пласта, продуктивность которого доказана в других частях месторождения, однако участок, возможно, отделен разломом от доказанной залежи и/или, согласно геологической интерпретации, структурно расположен ниже нее.

В некоторых других классификациях, используемых в США (например, Американского нефтяного института, Горного бюро и Геологической службы США), помимо указанных групп, выделяются гипотетические ресурсы (hypothetical), наличие которых предполагается в неизученных районах, сложенных осадочными отложениями, являющимися продуктивными в других регионах.

При сопоставлении классификаций запасов нефти и газа, действующих в России и США, следует иметь в виду несовпадение многих используемых основных понятий и терминов.

И в России, и в США существует определенная сложившаяся традиция в организации грр, в подходах к решению задач прогноза, поисков и разведки.

В частности, в первую очередь необходимо отметить, что американский термин «reserves» не аналог термина «запасы» российской классификации, а близок по смыслу существующему в России понятию «запасы участка, дренируемого скважиной». И поэтому в США критерии выделения «reserves» более жесткие, чем в отечественной практике по отношению к выделению «запасов». Кроме того, в США не проводят детальную разведку залежей перед вводом их в разработку, поэтому при классификации запасов учитываются главным образом коммерческие и технологические показатели запасов, а не геологическая изученность продуктивных пластов.

Так, если в российской классификации запасов учитываются геологические показатели, на основании чего выделяются запасы категории C 1 на значительных участках при расстояниях между разведочными скважинами, превышающих расстояния между эксплуатационными скважинами в несколько раз, то по классификациям, принятым в США, подобные запасы относятся к вероятным.

В российской классификации запасов полнее учитываются технологические показатели и показатели подготовленности залежей к разработке на основе изученности характеристик изменчивости вещественного состава пород и их коллекторских свойств, свойств пластовых жидкостей, продуктивности скважин по площади, по условиям применения методов воздействия на пласт с самого начала разработки и т.д., с целью обоснования рационального числа эксплуатационных скважин и оптимальных сроков разработки.

При сопоставлении категорий запасов нефти России и США необходимо учитывать и различие в методике определения величины нефтеизвлечения, по которой оцениваются извлекаемые запасы. В России коэффициент извлечения нефти определяют на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждают в ГКЗ. При этом обычно ориентируются на максимально достижимую величину извлечения нефти за счет применения наиболее прогрессивных методов воздействия на пласт, в том числе и не прошедших еще промышленной апробации. Запасы газа, в отличие от США, оцениваются без учета возможного коэффициента его извлечения.

В США запасы, которые предполагается извлечь с помощью каких-либо вторичных (или третичных) методов разработки, только тогда считаются доказанными, когда применение этих методов уже показало свою эффективность на данном месторождении.

При таком подходе, в США на учет по месторождению первоначально принимаются минимальные извлекаемые запасы, которые по мере внедрения вторичных методов разработки постепенно увеличиваются. В связи с этим постепенно растет и общий по США коэффициент нефтеизвлечения, по которому определены начальные доказанные запасы.

В США при оценке и учете доказанных запасов нефти принимаются во внимание многочисленные экономические и правовые факторы, присущие американской системе недропользования, вследствие чего запасы многих залежей или их частей не включаются в доказанные.

Таким образом, в силу действующих в США ограничений геологического, технического и экономического (иногда и правового) факторов доказанные запасы представляют собой только некоторую часть выявленного объема нефти, которую можно физически извлечь из пласта без этих ограничений.

К доказанным запасам относятся запасы участка залежи, вскрытого бурением, а также прилегающих к нему еще не разбуренных участков, которые могут быть достоверно оценены как рентабельные (рис. 21).

Размеры участка залежи с запасами категории «доказанные разбуренные» определяются размерами участка, дренируемого скважиной при ее эксплуатации. В зависимости от конкретных геологических условий и типа флюида (нефть, газ) площадь участка доказанных разбуренных запасов, выделяемого около скважины, может изменяться от 10 акров (4 га) до 640 акров (256 га). Обычно стандартным является квадратный участок площадью 40 акров (16 га/скв., т.е. сеть 400x400 м).

К доказанным неразбуренным запасам относятся квадратные участки залежи, примыкающие к пробуренной скважине.

Если выявлено положение ВНК, то граница достоверных запасов проводится в соответствии с глубиной и площадью его распространения. При отсутствии надежных сведений о контакте за границу принимается нижняя доказанная гипсометрическая отметка, на которой достоверно установлено наличие углеводородов.

К категории вероятных относятся запасы за границей участков залежи, вмещающих доказанные запасы, если неопределенность геологических, технических и экономических данных не позволяет классифицировать их как «доказанные».

Как «возможные» оцениваются запасы той части залежи, которая может находиться ниже установленного контура разведанности или в отдельном изолированном блоке.

Рис. 21. Сопоставление категорий запасов по российской и американской классификациям

1 – залежь; 2 – запасы, выделяемые согласно классификации SPE: а – доказанные («разбуренные»), б- доказанные («неразбуренные»), в – вероятные, г – возможные; 3 – скважины разведочные и эксплуатационные (1 разв./30-40 га, 1 экспл/15-17 га); ℓ - расстояние между скважинами .

Для наглядного представления о сопоставимости категорий запасов по российской и американской классификациям на рис. 22 показаны примеры выделения категорий запасов в разных ситуациях.

В России, в соответствии с действующей классификацией, в выявленной залежи на участке около единичной скважины с промышленным притоком в радиусе, равном удвоенному расстоянию (2l) между добывающими скважинами, выделяются запасы категории C 1 . Запасы остальной площади залежи относятся к категории С 2 .

По классификации SPE в аналогичной ситуации вокруг скважины очерчивается квадратный участок со стороной, равной утроенному расстоянию между эксплуатационными скважинами (3l) . В данном квадрате рисуется квадратный участок со стороной l , запасы в пределах которого оцениваются как «доказанные разбуренные», вокруг него выделяются восемь квадратных участков со стороной l , запасы в которых относятся к категории «доказанных неразбуренных». Остальная часть площади залежи считается содержащей вероятные запасы.

Согласно классификации, действующей в России, на залежах, частично разбуренных разведочными скважинами, запасы категории C 1 выделяются до контура залежи в разведанной части, а в пределах неразведанной части отступают от крайних разведочных скважин на расстояние, равное удвоенному расстоянию между добывающими скважинами будущей эксплуатационной сети (рис. 21). Согласно классификации SPE в этом случае вокруг каждой скважины, как показывалось ранее, выделяются квадратные участки доказанных разбуренных и доказанных неразбуренных запасов.

В соответствии с действующей в России классификацией запасов, на залежах, разбуренных сетью эксплуатационных скважин, в контуре эксплуатационных скважин выделяются запасы категории В. Неразбуренная часть относится к категории C 1 . В соответствии с классификацией SPE запасы разбуренной по эксплуатационной сетке части залежи классифицируются как доказанные разбуренные , а запасы примыкающих участков залежиоцениваются как доказанные неразбуренные . Запасы остальной части залежи относятся к группе вероятных .

Похожие статьи