Реферат Курсовая Конспект
ПІДРАХУНОК ЗАПАСІВ НАФТИ І ГАЗУ - раздел Философия, Івано-Франківський Національний Технічний Універс...
|
Івано-Франківський національний технічний
Університет нафти і газу
М.В. Ляху
ПІДРАХУНОК ЗАПАСІВ НАФТИ І ГАЗУ
Конспект лекцій
міністерство освіти і науки україни
Івано-Франківський національний технічний
Університет нафти і газу
Кафедра геології та розвідки
Нафтових і газових родовищ
М.В. Ляху
ПІДРАХУНОК ЗАПАСІВ НАФТИ І ГАЗУ
Конспект лекцій
Для студентів спеціальності
“Геологія нафти і газу”
Івано-Франківськ
ЗМІСТ
ВСТУП
ЛЕКЦІЯ №1 Класифікація запасів і ресурсів нафти і газу
ЛЕКЦІЯ №2 Підрахунковий план. Категорії запасів, перспективні і прогнозні ресурси нафти і газу та їх призначення
ЛЕКЦІЯ №3 Сумарні ресурси нафти, газу і конденсату
ЛЕКЦІЯ №4 Категорійність запасів і основні вимоги до розвіданості і вивченості покладів нафти і газу
ЛЕКЦІЯ №5 Поклади нафти і газу та їх основні класифікаційні ознаки і параметри
ЛЕКЦІЯ №6 Властивості і характер залягання нафти, газу і зв’язаної води в пластових умовах
ЛЕКЦІЯ №7Комплексне вивчення нафтогазоносних об’єктів на різних етапах і стадіях геолого-розвідувальних робіт і розробки
ЛЕКЦІЯ №8 Виділення об’єктів підрахунку запасів і перспективних ресурсів та об’єктів оцінки прогнозних ресурсів нафти і газу на основні класифікації запасів і ресурсів
ЛЕКЦІЯ №9 Вимоги до геологічної вивченості об’єктів робіт
ЛЕКЦІЯ №10 Статистична і динамічна моделі покладів нафти і газу, як основна підрахунку запасів і переводу їх у більш вищі категорії
ЛЕКЦІЯ №11 Методи підрахунку запасів нафти, газу і конденсату
ЛЕКЦІЯ №13 Методи підрахунку початкових балансових і видобувних запасів газу розчиненого в нафті, конденсату, етану, пропану, бутанів та інших корисних компонентів
ЛЕКЦІЯ №14 Метод матеріального балансу
ЛЕКЦІЯ №15 Розрахунок ефективності різних видів енергії в нафтогазоносному пласті
ЛЕКЦІЯ №16 Матеріальний баланс при підрахунку запасів газу
ЛЕКЦІЯ №17 Статистичний метод
ЛЕКЦІЯ №18 Методи підрахунку перспективних і оцінка прогнозних ресурсів нафти, горючих газів і конденсатів
ЛЕКЦІЯ №19 Особливості підрахунку запасів нафти і вільного газу в складно побудованих колекторах
ЛЕКЦІЯ №20 Особливості підрахунку запасів нафти і вільного газу в газонафтових і нафтогазових покладах
ЛЕКЦІЯ №21 Вибір методу підрахунку запасів нафти і газу залежно від режиму і ступеня розвіданості покладу (родовища)
ЛЕКЦІЯ №24 Визначення коефіцієнтів нафти-, газо- і конденсатовіддачі
ЛЕКЦІЯ №25 Переведення запасів нафти і газу в більш високі категорії і перерахунок (повторний підрахунок) запасів
ЛЕКЦІЯ №26 Підрахунок запасів нафти і газу на ПЕОМ
ЛЕКЦІЯ №27 Складання звіту з геолого-економічної оцінки родовищ нафти і газу
ЛЕКЦІЯ №28 Типові недоліки звітів
ЛЕКЦІЯ №29 Точність підрахунку запасів і визначення раціональних об’ємів робіт
ЛЕКЦІЯ №30 Заключення
ВСТУП
Більше 100 років пройшло з часу виходу у світ першої російської роботи з підрахунку запасів нафти, а саме в 1888р. гірський інженер А.М. Коншин опублікував результати підрахунку запасів нафти об'ємним методом по Ільському і Кримському районам Кубані. Другий підрахунок запасів був виконаний тим же автором по старих Бакинських площах. В основу його були покладені статистичні дані про видобування нафти за період 1873-1892рр. по центральній частині Балаханськой площі. Звернувши увагу на постійне зниження річного видобування і припустивши, що темп її зниження буде залишатися постійним, А.М. Коншин визначив залишкові запаси нафти. Таким чином в цьому підрахунку вперше в світовій практиці була застосована статистика, а сам метод, заснований на її використанні, згодом В.В. Білібіним був названий статистичним. В цій же роботі А.М. Коншин вперше застосував і метод питомої густини запасів нафти по площі для оцінки запасів на ще нерозвіданих ділянках.
З початком ХХ – століття пов'язана поява класифікацій запасів. Першою була розроблена така класифікація для рудних корисних копалин. Виходячи з різної вивченості рудних блоків гірськими виробками було визнано доцільним виділити три категорії запасів, одна з яких (видимі запаси) відповідала повній оконтуреності запасів (підготовленості), інша (вірогідні запаси) – частковій, а третя категорія (можливі запаси) – характеризувала запаси, не перевірені гірськими виробками і тому не оцінені кількісно. На цьому принципі була побудована перша класифікація Лондонського інституту гірської справи і металургії (1907р.), якою користувалися в Росії на початку ХХ – століття для підрахунку запасів нафти. Серед робіт цього часу слід зазначити підрахунок запасів об'ємним методом по Грозненському району, виконаний И.Н. Стріжевим (1905р.) і підрахунок запасів тим же методом по Грозненському і Майкопському районах, здійснений С.І. Чарноцким в 1916-1917рр. і опублікований в 1922р.
На XI сесії Міжнародного геологічного конгресу в 1912р. категорії запасів були позначені за ступенем вивчення індексами А, В і С.
Після націоналізації нафтової промисловості в Радянській республіці роботи з підрахунку запасів були визнані роботами першорядної ваги, як основа для планування нафтової промисловості. З того часу в колишньому СРСР вони стали проводитися систематично.
Надаючи величезні значення цим питанням, ВСНХ СРСР в 1928р. утворив при Геолкомі комісію, на яку була покладена робота з підрахунку запасів нафти в країні. Перші результати цієї роботи були опубліковані в 1929р. Підрахунок грунтувався на класифікації, розробленій для запасів нафти.
В цій класифікації всі нафтоносні площі по запасах були розділені на дві групи – із з'ясованою і передбачуваною нафтоносністю.
В першій групі було виділено три категорії запасів, яким привласнювалися відповідні індекси і назви:
А – підготовлені запаси, тобто запаси, які можна видобути при роботі свердловин до мінімально рентабельного дебіта;
В – розвідані запаси, тобто запаси, які можна видобути з оконтуреної нафтоносної площі;
С – пропоновані запаси, тобто запаси, які можна видобути з родовищ за межами встановленого контура нафтоносності або з площі, недостатньо розвіданої бурінням. У зв'язку з таким формулюванням запаси категорії С передбачалося розділити на підгрупи С1 і С2.
Землі з передбачуваною нафтоносністю було вирішено розділити на дві категорії, що враховують:
а) площі геологічно вивчені;
б) площі можливо нафтоносні, але вимагають геологічного вивчення.
Таким чином, вперше була зроблена спроба максимально врахувати всі запаси в надрах, а також поділити їх за ступенем вивченості. Такий же принцип було покладено в основу класифікації І.М. Губкіним в 1932р.
І.М. Губкін вперше запропонував оцінювати запаси більш глибоких горизонтів, виділив в особливу категорію запаси нових площ (на даний час – перспективні ресурси), а також запаси окремих районів (прогнозні ресурси). Для підсумовування запасів всіх категорій він ввів поняття “загальні геологічні запаси”.
Вказані методичні міркування послужили основою підрахунку загальних геологічних запасів Великої Емби, виконаного в 1933р. під керівництвом І.М. Губкіна.
Період 1928-1932рр. характеризується помітними досягненнями в області розвитку і вдосконалення методів підрахунку запасів. В ці роки систематично по районах проводилися конференції під загальним керівництвом С.І. Міронова. В результаті був вдосконалений об'ємний метод, створений його об'ємно-статистичний варіант. У зв'язку з тим, що розробка покладів у той час велася на природному режимі, найбільш точним рахувався метод підрахунку запасів по кривих продуктивності. В.В. Білібін застосував для цього методу апарат математичної статистики. Він же запропонував назвати запаси підгрупи С2 перспективними і для їхнього підрахунку в перспективних структурах розробив методику статистичної обробки параметрів об'ємного методу за даними відомих покладів. Зокрема, йому належить ідея визначення вірогідної продуктивної площі на перспективних структурах на основі співвідношення висоти виявленого покладу з висотою структури, встановленого на родовищі – аналогу .
На XVII сесії Міжнародного геологічного конгресу, яка відбулася в 1937р. основним було питання підрахунку запасів. І.М. Губкін в своєму докладі виклав результати підрахунку запасів в СРСР. У зв'язку з підготовкою до XVII сесії в країні було виконано ряд узагальнень за підсумками розвідувальних робіт і балансу запасів нафти. Зокрема, такі роботи були здійснені в 1936р. під керівництвом С.В. Шуміліна і М.А. Жданова. Ці ж вчені в 1937р. вперше підрахували запаси газу СРСР.
Значну роль в справі систематизації робіт з підрахунку запасів корисних копалин відіграла створена в 1935р. центральна комісії по запасах корисних копалин (ЦКЗ), яка в 1940р. була реорганізована у Всесоюзну комісію по запасах корисних копалин (ВКЗ) – самий найвищий державний орган з затвердження запасів всіх видів корисних копалин. В обов'язок ВКЗ ставилась також розробка нових класифікацій запасів корисних копалин, створення інструкцій по їхньому застосуванню для підрахунку запасів, а також апробації методів підрахунку. Свою діяльність ВКЗ почала з розробки “Классификации запасов твердых полезных ископаемых”, яка була затверджена в 1941р. Вслід за цим ВКЗ приступила до розробки класифікації запасів нафти.
“Классификация запасов месторождений нефти и горючих газов” 1942р. регламентувала категоризацію запасів як нафтових, так і газових родовищ. В затвердженій ВКЗ “Инструкции по применению классификации запасов к месторождениям нефти и газа” були викладені конкретні вимоги до обґрунтування запасів тієї чи іншої категорії. Вперше в цій Класифікації введені поняття про дві групи запасів: видобувні і позабалансові (не видобувні). Надалі назви цих груп змінилися.
Перші післявоєнні роки були ознаменовані широким розвитком робіт у Волго–Уральській провінції. Поява безлічі нових покладів вуглеводнів зажадало вироблення єдиних вимог до підрахунку і обліку запасів нафти і газу, а також до підготовленості покладів для промислового освоєння залежно від ступеня їхньої вивченості. Це знайшло віддзеркалення в “Классификация запасов нефти и горючих газов” 1953р. Зокрема, проектування розробки родовища (покладу) і виділення капітальних вкладень на будівництво промислових об'єктів і промислових споруд дозволялося на базі запасів категорій А1+А2+В+С1, при цьому частка перших трьох повинна була складати не менше 40%, а запасів А1+А2 – не менше 15%.
В ці роки істотно розвиваються методи підрахунку запасів нафти і газу. Розвиток об'ємного методу йшов по шляху вдосконалення методик визначення параметрів, створення нових методів промислово–геофізичних досліджень і ін. Одночасно в практику підрахунків запасів стали впроваджуватися методи, засновані на принципі матеріального балансу. Значною мірою цьому сприяла публікація робіт М.А. Жданова в 1949р. і В.Н. Щелкачева в 1952р. Ці методи широко застосовувалися в тих районах, де геологи зіткнулися з колекторами складного типу (на родовищах Грозного, Ставропольського краю, України). З тим же періодом пов'язана розробка методу падіння пластового тиску для підрахунку запасів вільного газу.
Широкий розмах пошуково–розвідувальних робіт в післявоєнні роки обумовив необхідність максимального обліку запасів нафти і газу в надрах. В 1957–1958 рр. ВНІІГазом під керівництвом В.Г. Васильєва була здійснена оцінка позакатегорійних запасів газу, що отримали назву прогнозних. Ця оцінка охоплювала територію всієї країни. У зв'язку з складанням семирічного (1959 – 1965рр.) плану розвитку народного господарства країни інститути ВНІГНІ, ВНІГРІ і ВНІІГаз сумісно з геологічними організаціями республік, країв і областей, виробили методику оцінки прогнозних і перспективних (С2) запасів нафти і газу по всій території СРСР. Починаючи з цього періоду оцінку прогнозних запасів по країні стали здійснюватися періодично раз у п'ятирічку. Природно, поява нової групи запасів повинна була знайти віддзеркалення в класифікації запасів.
В “Классификации запасов (залежей) нефти и горючих газов” 1959р. були виділені запаси нафти і газу:
а) балансові, які задовольняли кондиціям і гірничо-технічним умовам експлуатації;
б) позабалансові, розробка яких в даний час нерентабельна.
До балансових запасах нафти і конденсату враховувалися видобувні запаси.
В новій класифікації було виділено чотири категорії запасів: А, В, С1 і С2.
Підготовленість запасів для обгрунтовування проектування розробки і виділення капіталовкладень в промислове будівництво, визначалась затвердженими запасами категорії А+В+С1, в числі яких частка запасів А+В повинна була складати не менше 30–40%, а категорії А – 10–30% (залежно від розмірів родовищ).
Крім цього, вперше передбачалося в необхідних випадках для оцінки потенційних можливостей розвитку нафтової і газової промисловості визначення прогнозних запасів на основі загальних геологічних уявлень.
В 1962р. великим колективом відомих геологів (Н.І. Буялов, В.Г. Васильєв, Н.С. Ерофєєв та ін.) була опублікована робота, в якій синтезувалися всі наявні відомості в області методів прогнозування запасів нафти і газу. Ця праця відіграла величезну роль в постановці робіт з підрахунку прогнозних запасів в СРСР і за рубежем. Ця робота сприяла подальшому вдосконаленню класифікацій і методів підрахунку та кардинальній зміні відношення до прогнозування збоку промисловості і плануючих органів.
Природно, що вимоги Класифікації 1959р. в частині підготовленості покладів для їхнього промислового освоєння, перестали відповідати прискореним темпам розвитку нафтової і газової промисловості. До того ж, дотримання регламентованих класифікацією невеликих відстаней між розвідувальними свердловинами, вело до затримки їх розробки. Щоб не затримувати введення нових родовищ в розробку, ДКЗ СРСР в своїй практичній діяльності дозволяла проектування розробки і виділення капітальних вкладень на будівництво промислових об'єктів і промислових споруд на базі запасів із значно меншою, ніж передбачено в Класифікації, питомою вагою запасів категорії В, а іноді і на базі запасів тільки категорії С1. Все це спричинило до необхідності перегляду вимог до ступеня вивченості запасів цієї категорії, оскільки принцип “отримання промислового припливу хоча б в одній свердловині” для крупних родовищ був неприйнятний.
Ці зміни були закріплені “Классификацией запасов месторождений нефти и горючих газов” 1970р. В ній було збережено чотири категорії, але істотно підвищені вимоги до категорії С1. Підготовленість покладів для промислового освоєння визначалося новою класифікацією, виходячи із співвідношень запасів категорій В і С1, затверджених ДКЗ СРСР. Родовища складної будови дозволялося вводити в розробку на основі запасів категорії С1. Для невеликих покладів припускали виключення, що передбачають введення в розробку на базі оперативно підрахованих запасів, прийнятих ЦКЗ міністерств і відомств, з подальшим затвердженням їх в ДКЗ СРСР не більше ніж в трирічний термін.
Разом з категорійними запасами (А, В, С1 і С2), підрахованими по окремих родовищах і площах, для оцінки потенційних можливостей нафтогазоносних провінцій, областей і районів „Классификацией...” передбачалося визначення прогнозних запасів на основі загальних геологічних уявлень.
Великого значення з 70-х років набула колективна апробація результатів прогнозних оцінок, яку очолили керівники геологічних служб Мінгео СРСР, Міннафтопрому, а також провідні фахівці ряду науково–дослідних інститутів: Н.С. Ерофєєв, В.В. Семенович, Г.П. Ованесов, В.Г. Васильєв, А.А. Трофімук, С.П. Максимов, М.Ф. Мірчинк, В.П. Налівкин, Н.А. Єременко, И.Х. Абрикосов, И.П. Жабрев, А.Г. Алексин та ін.
В 1971р. при ВНІГНІ була організована Наукова рада по вдосконаленню методики підрахунку і класифікації прогнозних запасів нафти і газу під головуванням С.П. Максимова.
Наукова рада почала свою діяльність з широкого обґрунтування і глибокого вивчення всіх фактичних матеріалів, що відносяться до прогнозної оцінки нафтогазоносності суші і акваторій, методів прогнозування і класифікації прогнозних запасів. В результаті в 1973р. було розроблено “Методическое руководство по количественной оценке перспектив нефтегазоносности”.
Завдяки роботам відомих радянських вчених А.А. Бакирова, М.Д. Белоніна, Н.І. Буялова, І.В. Висоцького, М.А. Жданова, А.Э. Конторовіча, В.Д. Налівкина, С.Г. Неручаєва, І.І. Нестерова, А.А. Трофімука, В.І. Шпільмана і ін. були розроблені основні принципи якісної оцінки нафтогазоносності надр, що базуються на комплексному обліку чотирьох найголовніших критеріїв: тектонічного, літолого–стратиграфічного, геохімічного і гідрогеологічного.
Використання в практиці прогнозу математичних методів – кластер–аналізу, апарату розпізнавання зразків та ін. – дозволило науково та обґрунтовано проводити порівняння добре розвіданих (еталонних) ділянок з розрахунковими на прогнозній території і ін.
В 60–70-их роках істотно збільшилося число методів кількісної оцінки прогнозних запасів. До середини 60-х років основними були методи питомої густини запасів і усередненої структури, об'єднані під назвою методу порівняльного геологічного аналізу. Для оцінки потенційних ресурсів слабо вивчених нафтогазоносних територій разом з методом питомої густини запасів застосовувався об'ємно–генетичний метод.
В практиці прогнозування стали використовуватися методи, засновані на широкому застосуванні математичного апарату: метод кількісних геологічних аналогій, структурна вірогідність і метод з використанням апарату розпізнавання зразків. Пізніше були розроблені методи засновані на визначенні (в різних модифікаціях) числа покладів різних розмірів на прогнозних територіях; методи з використанням регресійного і факторного аналізів і ін.
На математичній основі удосконалюється об'ємно – статистичний метод, який використовується для визначення початкових потенційних ресурсів. Розвивається також і об'ємно-генетичний метод.
В 70-і роки сформувалася ще одна група методів прогнозної оцінки – історико-статистичні, засновані на обліку кривих освоєння ресурсів. Значна увага стала приділятися також роздільному прогнозуванню нафтоносності і газоносності.
Для 70-х років характерний і подальший розвиток методів підрахунку запасів нафти, газу і конденсату.
Вдосконалення об'ємного методу здійснювалося у напрямі підвищення достовірності визначення окремих параметрів. З'явилися нові, більш інформативні методи промислово–геофізичних досліджень. Завдяки підвищенню детального вивчення керна стало можливим диференціювати запаси по типах колекторів і типах пустотного простору. В ці роки були розроблені різні варіанти визначення кондиційних меж параметрів продуктивних пластів і методичні основи їхнього обліку при підрахунку запасів. В результаті підрахунок запасів нафти і газу об'ємним методом отримав солідну наукову основу у вигляді комплексного вивчення неоднорідності продуктивних пластів. Комплексне вивчення неоднорідності ведеться з застосуванням математичних методів і ЕОМ. Підрахунок запасів нафти і газу об'ємним методом на ЕОМ стає звичайним явищем.
Певний прогрес намітився в практиці підрахунку запасів нафти і газу методами, заснованими на принципі матеріального балансу. Вступ багатьох покладів в старих нафтових районах СРСР в пізню стадію розробки стимулював розвиток статистичних методів за даними розробки покладів на пізній стадії. В 70-80 роки в різних галузевих інститутах розроблені і впроваджені гідродинамічні методи визначення коефіцієнта видобування нафти.
В квітні 1983р. радою Міністрів СРСР затверджена “Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов”. Вона розроблена колективом ДКЗ СРСР у відповідності до вимог “Основ законодательства СССР и союзных республик о недрах”. Ціллю нової „Классификации...” було подальше вдосконалення наукової і виробничої діяльності геологічних організацій в справі зміцнення сировинної бази країни.
ЛЕКЦІЯ №1
КЛАСИФІКАЦІЇ ЗАПАСІВ І РЕСУРСІВ НАФТИ І ГАЗУ
Класифікація родовищ (покладів) нафти і газу та їх запасів
Питанням класифікації покладів, родовищ і їх запасів приділялась значна увага дослідників. Розроблена значна кількість класифікацій, заснованих на різних принципах, серед яких в числі головних можуть бути виділені: генетичні і морфологічні ознаки пасток; характер колектора; ступінь заповнення пастки вуглеводнями; фазовий стан вуглеводнів у надрах; площа продуктивності; величина запасів і ступінь підготовленості їх до розробки.
Таблиця 1.1 - Мінімальні промислові концентрації супутніх корисних компонентів, запаси яких підлягають обліку
Корисна копалина | Супутній компонент | Промислова концентрація |
Нафта | Сірка Ванадій Хром Кобальт Нікель | 0,5% 120 г/т |
Розчинений газ | Етан Пропан-бутан Сірководень Гелій | 3% 0,9% 0,5% 0,035% |
Вільний газ | Етан Пропан-бутан Сірководень Гелій Азот | 3% 0,9% 0,5% 0,05% 30% |
Супутні води при очікуваному видобутку на даному родовищі у кількості не менше 250 тис.м3 | Йод Бром Оксид бору Літій Рубідій Цезій Стронцій Германій Вольфрам Магній Калій | 10 мг/л 200 мг/л 250 мг/л 10 мг/л 3мг/л 0,5 мг/л 300 мг/л 0,05 мг/л 0,03 мг/л 500 мг/л 1000 мг/л |
Для промислової оцінки нафтових і газових родовищ всі вище перераховані ознаки або напрямки класифікацій мають досить суттєве значення. Згідно вищенаведеного розглянемо наступні основні класифікації:
1 Розподіл родовищ (покладів нафти і газу) за фазовим станом в стандартних умовах і за складом основних вуглеводневих сполук в надрах.
2 Розподіл родовищ (покладів) нафти і газу за величиною запасів та складністю геологічної будови.
3 Розподіл запасів і ресурсів за ступенем їх техніко-економічного вивчення.
4 Розподіл запасів і ресурсів нафти і газу за їх промисловим значенням.
5 Розподіл запасів і ресурсів за ступенем геологічного вивчення.
6 Розподіл запасів і ресурсів на класи.
Розподіл родовищ (покладів) нафти і газу за фазовим станом в стандартних умовах і за складом основних вуглеводневих сполук в надрах
Залежно від фазового стану і складу при стандартних умовах в надрах родовища (поклади) нафти і газу поділяються на:
- нафтові, що містять нафту і розчинений в ній газ;
- газонафтові і нафтогазові (двофазові), у перших основна частина родовища або покладу нафтова, а газова (газова шапка) займає менший об’єм, а в других, газова частина – газова шапка за об’ємом перевищує нафтову;
- газові містять тільки газ;
- газоконденсатні, в газі яких міститься конденсат;
- нафтогазоконденсатні містять нафту, газ і конденсат.
Розподіл родовищ (покладів) нафти і газу за величиною запасів та складністю геологічної будови
За величиною видобувних запасів нафтові і газові родовища поділяються на сім груп:
1 унікальні (понад 300 млн. т нафти; понад 300 млрд. м3 газу);
2 крупні (100-300 млн. т нафти; 100-300 млрд. м3 газу);
3 великі (30-100 млн. т нафти; 30-100 млрд. м3 газу);
4 середні (10-30 млн. т нафти; 10-30 млрд. м3 газу);
5 невеликі (5-10 млн. т нафти; 5-10 млрд. м3 газу);
6 дрібні (1-5 млн. т нафти; 1-5 млрд. м3 газу);
7 дуже дрібні (до 1 млн. т нафти; до 1 млрд. м3 газу).
За складністю геологічної будови, фазовим станом вуглеводнів, умовами залягання і мінливістю властивостей продуктивних пластів виділяються, незалежно від величини запасів родовища, такі поклади або експлуатаційні об’єкти:
- простої будови, що пов’язані з непорушеними або слабо порушеними структурами; їхні продуктивні пласти містять однофазовий флюїд і характеризуються витриманістю товщин і колекторських властивостей у плані і в розрізі (коефіцієнт піщанистості більше 0,7 і коефіцієнт розчленування менше 2,6);
- складної будови, що мають одно- або двофазний флюїд і характеризуються значною мінливістю товщини і колекторських властивостей продуктивних пластів у плані і розрізі, літологічними заміщеннями колекторів слабопроникними породами або наявністю тектонічних порушень (коефіцієнт піщанистості менше 0,7 і коефіцієнт розчленування більше 2,6);
- дуже складної будови, для яких характерні як наявність багатофазних флюїдів, літологічне заміщення, тектонічні порушення так і невитриманість товщин і колекторських властивостей продуктивних пластів.
За умовами геологічної будови покладів, фільтраційно-ємнісних властивостей колекторів, пластових флюїдів та інших природних факторів, що впливають на продуктивність свердловин виділяються важковидобувні запаси нафти і газу.
Ступінь складності геологічної будови родовищ, встановлюється за відповідними характеристиками основних покладів, які вміщують основну частину (понад 70%) запасів родовищ.
Розподіл запасів і ресурсів за ступенем їх техніко-економічного вивчення
Розподіл запасів і ресурсів на групи, проводиться за показниками геолого-економічної оцінки (ГЕО), результатів геологічного та техніко-економічного вивчення перспективних ділянок надр (об’єктів) або родовищ. Оцінка результатів геологічного вивчення окремих об’єктів проводиться періодично із детальністю, яка зростає, з метою встановлення їх промислового значення, встановлення кондицій на вуглеводневу сировину і прогнозування економічної ефективності інвестицій в реалізацію проектних робіт. Матеріали ГЕО використовуються надрокористувачами, для прийняття рішень щодо доцільності інвестування наступних геологорозвідувальних робіт або будівництва нафтогазовидобувних підприємств.
В процесі геологорозвідувальних робіт з підготовки запасів вуглеводнів до промислового видобутку, родовища характеризуються за трьома рівнями геолого-економічної оцінки, які мають одну мету, але відрізняються за своєю детальністю:
- початкова геолого-економічна оцінка (ГЕО-З), яка провадиться для обґрунтування доцільності проведення пошукових робіт на об’єктах, які підготовлені до глибокого буріння. ГЕО-3 провадиться на підставі кількісної оцінки перспективних ресурсів вуглеводнів окремих об’єктів ліцензійної ділянки, яка є перспективною для відкриття нових родовищ та надається у формі техніко-економічних міркувань (ТЕМ) про можливе їх промислове значення. Оцінка економічної ефективності інвестицій у геологорозвідувальні роботи і подальше освоєння передбачуваних родовищ нафти і газу, обґрунтовується техніко-економічними розрахунками, на підставі доведеної аналогії окремих укрупнених вихідних параметрів з відомими родовищами.
- попередня геолого-економічна оцінка (ГЕО-2) провадиться для обґрунтування економічної доцільності промислового освоєння відкритого родовища (покладу) нафти або газу та інвестування геологорозвідувальних робіт з його розвідки і підготовки до експлуатації. ГЕО-2 провадиться на підставі попередньо розвіданих і розвіданих запасів і оформляється у вигляді техніко-економічної доповіді (ТЕД) про доцільність подальшої розвідки, в тому числі дослідно-промислової розробки. Оцінка ефективності інвестицій визначається з урахуванням витрат на геологорозвідувальні роботи, видобуток і підготовку вуглеводневої сировини до транспортування. Техніко-економічні показники визначаються розрахунками з використанням конкретних вихідних даних та даних доведеної аналогії.
- детальна геолого-економічна оцінка (ГЕО-1) провадиться з метою визначення рівня економічної ефективності виробничої діяльності нафтогазовидобувного підприємства, створення якого передбачається, оцінки економічної доцільності фінансування робіт з облаштування і видобутку вуглеводнів. ГЕО-1 провадиться на підставі групи розвіданих запасів вуглеводнів і надається у вигляді техніко-економічного обґрунтування (ТЕО) коефіцієнтів вилучення. Детальність техніко-економічних розрахунків і надійність фінансових показників ГЕО-1 повинні забезпечувати прийняття рішення про інвестування без додаткових досліджень.
За ступенем техніко-економічного вивчення запаси та ресурси вуглеводнів поділяються на три групи:
– до першої групи належать запаси, на базі яких проведена детальна геолого-економічна оцінка (ГЕО–1) ефективності їх промислового освоєння. Матеріали ГЕО–1, які позитивно оцінені Державною комісією України по запасах корисних копалин, є для інвестора основним документом, який обґрунтовує економічну доцільність фінансування робіт з розробки проектів будівництва нафтогазовидобувного підприємства;
– до другої групи належать запаси, на основі яких виконана попередня геолого-економічна оцінка (ГЕО–2) їхнього промислового значення. Матеріали ГЕО–2 у вигляді техніко-економічної доповіді (ТЕД) повинні пройти обговорення в Державній комісії України по запасах корисних копалин або у замовника (інвестора) робіт з подальшого вивчення і використання цих запасів;
– до третьої групи належать запаси і ресурси, на базі яких проведена початкова геолого-економічна оцінка (ГЕО–3) можливого промислового значення перспективної ділянки надр. Матеріали ГЕО–3 у вигляді техніко-економічних міркувань (ТЕМ) повинні бути схвалені замовником (інвестором геологорозвідувальних робіт).
Розподіл запасів та ресурсів нафти і газу за промисловим значенням
За промисловим значенням запаси нафти, газу і конденсату та наявні в них корисні компоненти поділяються на групи:
- балансові (нормально-економічні) запаси, які на момент підрахунку, можна згідно з техніко-економічними розрахунками, ефективно видобувати і використовувати за умов застосування сучасної техніки і технології видобутку та переробки вуглеводневої сировини, що забезпечують дотримання вимог раціонального використання надр і охорони навколишнього природного середовища;
- умовно балансові (обмежено-економічні) запаси, ефективність видобутку і використання яких на момент оцінки не може бути однозначно визначена, а також запаси, що відповідають вимогам до балансових запасів, але з різних причин не можуть бути використані на момент оцінки. Зокрема, використання цієї групи запасів можливе в разі надання пільгових умов видобутку або іншої підтримки інвесторів з боку держави;
- позабалансові (потенційно-економічні) запаси, видобуток і використання яких на момент оцінки є економічно недоцільним, але в майбутньому вони можуть стати об’єктом промислового значення;
- з невизначеним промисловим значенням (можливо економічні), запаси, для яких виконано тільки початкову геолого-економічну оцінку з використанням припущених технологічних та економічних вихідних даних;
Ресурси вуглеводнів (перспективні і прогнозні), кількісна та економічна оцінки яких провадиться за припущенними параметрами в повному обсязі (загальні ресурси) належать до групи, промислове значення яких не визначено. Ця група ресурсів у відповідності з міжнародними вимогами використовується для обліку кількості ресурсів, які можуть бути залучені для пошуків. Для визначення економічної доцільності подальших пошукових і прогнозно-пошукових робіт та розрахунку їхнього промислового значення при складанні початкової геолого-економічної оцінки (ТЕМ) в загальних ресурсах може виділятися їх видобувна частина. Ця частина ресурсів використовується тільки на галузевому рівні підприємств, які причетні до геологорозвідувальних робіт.
Розподіл запасів та ресурсів за ступенем геологічного вивчення
За ступенем геологічного вивчення запаси нафти і газу поділяються на дві групи:
1) розвідані;
2) попередньо-розвідані.
Розвідані запаси– це обсяги нафти і газу, кількість, якість, технологічні властивості, гірничо-геологічні та інші умови залягання яких вивчені з повнотою, достатньою для складання проектів розробки і облаштування родовищ. Основні параметри розвіданих запасів, які зумовлюють проектні рішення з видобутку і підготовки вуглеводневої сировини та охорони навколишнього природного середовища, визначаються за даними безпосередніх вимірів чи досліджень, які виконано в межах покладів за щільною сіткою, в поєднанні з обмеженою екстраполяцією, обґрунтованою даними геологічних, геофізичних, геохімічних та інших досліджень. Розвідані запаси є підставою для проектування будівництва видобувного підприємства і проведення промислової розробки родовища (покладу).
Тип, форма і розміри покладу, умови залягання пластів-колекторів, які містять нафту і газ, встановлюються за результатами буріння пошукових, розвідувальних і експлуатаційних свердловин і визначеними для даного району методами геологічних і геофізичних досліджень. Літологічний склад, тип колектора, колекторські властивості, нафто- і газонасиченість, коефіцієнт витіснення нафти, ефективна нафто- і газонасичена товщина продуктивних пластів вивчені за керном та за матеріалами геофізичних досліджень свердловин. Склад і властивості нафти, газу і конденсату в пластових і стандартних умовах вивчені за даними випробування свердловин. Промислову цінність нафтової облямівки газонафтових покладів, а також продуктивність свердловин, гідропровідність і п’єзопровідність покладу, пластові тиски, температури, дебіти нафти, газу і конденсату, робочі депресії, зміни дебітів в часі та природні режими вивчено за результатами випробувань і дослідно-промислової розробки. Гідрогеологічні умови встановлені за результатами буріння свердловин і за аналогією з сусідніми розвіданими родовищами.
Розвідані запаси визначаються за даними закінченої геологічної розвідки та дослідно-промислової розробки.
Діапазон геологічного вивчення розвіданих запасів охоплює ділянки родовища, що розбурені експлуатаційними свердловинами згідно з проектом розробки, а також ділянки, які розбурені згідно з технологічною схемою розробки. Крім цього, охоплюються ділянки на яких пробурені пошукові і розвідувальні свердловини і завершені роботи з дослідно-промислової розробки.
Розвідані запаси поділяються на наступні категорії:
категорія А – запаси покладу (його частини) вивчені з детальністю, яка забезпечує повне визначення типу, форми і розмірів покладу, ефективної нафто- і газонасиченої товщини, типу колектору, характеру зміни колекторських властивостей, нафтогазонасиченості продуктивних пластів, складу і властивостей нафти, газу і конденсату, а також основні особливості покладу, від яких залежать умови його розробки (режим роботи, продуктивність свердловин, пластові тиски, дебіти нафти, газу, конденсату, гідропровідність та п’єзопровідність та ін).
категорія В– запаси покладу (його частини), нафтогазоносність якого встановлена на підставі отриманих промислових припливів нафти чи газу у свердловинах на різних гіпсометричних відмітках. Тип, форма і розмір покладу, ефективна нафто- і газонасичена товщина, тип колектора, характер зміни колекторських властивостей, нафто- і газоносність продуктивних пластів, склад і властивості нафти, газу і конденсату в пластових і стандартних умовах, та інші параметри, а також якщо основні особливості покладу, що визначають умови його розробки, вивчені з повнотою достатньою для виконання проекту розробки покладу.
категорія С1 – запаси покладу (його частини), промислова нафтогазоносність якого встановлена за результатами дослідно-промислової розробки та випробування свердловин з промисловими припливами нафти або газу, геологічних і геофізичних досліджень у невипробуваних свердловинах. Без позитивних результатів дослідно-промислової розробки запаси вуглеводнів не можуть бути віднесені до балансової групи розвіданих запасів. Запаси категорії С1 слід вивчити з докладністю, яка забезпечить отримання вихідних даних для економічного обґрунтування доцільності подальших робіт з організації промислової розробки.
Попередньо-розвідані запаси
Це група запасів нафти і газу, кількість, якість, технологічні властивості, гірничо-геологічні та інші умови залягання яких вивчені з повнотою, достатньою для техніко-економічного обґрунтування промислового значення родовища. Основні параметри попередньо розвіданих запасів нафти і газу, що впливають на вибір способів видобутку і підготовки вуглеводневої сировини, оцінюються переважно на підставі екстраполяції даних безпосередніх вимірів чи досліджень в свердловинах, розташованих в межах родовища по рідкій або нерівномірній сітці. Екстраполяція обґрунтовується доведеною аналогією з розвіданими родовищами (покладами), а також даними геологічного, геофізичного та іншого вивчення надр. Попередньо-розвідані запаси нафти і газу є основою для обґрунтування доцільності подальшої розвідки та дослідно-промислової розробки.
Попередньо-розвідані запаси можуть бути проіндексовані літерою категорії запасів С2.
категорія С2 –до цієї категорії належать запаси покладу (його частини), нафтогазоносність якого визначена за результатами випробування пластів і дослідження свердловин (частина свердловин може бути випробувана випробувачем пластів) та геологічних і геофізичних досліджень. До їх числа належать також запаси нерозвіданих частин покладів, що прилягають до ділянок з розвіданими запасами з боку підняття пласта.
Попередньо-розвідані запаси нафти і газу використовуються для визначення перспектив родовищ, планування геологорозвідувальних робіт чи геолого-промислових досліджень і за умов значної складності геологічної будови для проектування розробки покладів.
Ресурси
За ступенем геологічного вивчення ресурси нафти і газу поділяються на дві групи:
1) перспективні;
2) прогнозні.
Перспективні ресурси – це обсяги нафти і газу, що пов’язані з об’єктами, підготовленими до глибокого буріння, кількісно оцінені за результатами геологічного, геофізичного, геохімічного та іншого вивчення ділянок надр у межах продуктивних площ з відомими родовищами нафти і газу певного геолого-промислового типу. Перспективні ресурси враховують можливість відкриття нових родовищ (покладів) нафти і газу того самого геолого-промислового типу, існування яких обґрунтовується позитивною оцінкою проявів вуглеводнів у геофізичних та інших аномаліях, природа і перспективність яких доведена. Кількісні оцінки параметрів родовищ (покладів) нафти і газу визначаються на підставі інтерпретації геологічних, геофізичних та інших даних, а також статистичної аналогії. Перспективні ресурси є підставою для геолого-економічної оцінки доцільності проведення пошукових робіт.
Перспективні ресурси можуть бути проіндексовані літерою категорії ресурсів С3.
До ресурсів категорії С3 належать ті ресурси нафти і газу, щодо яких не встановлено прямих доказів типу, виду та властивостей вуглеводнів.
На перспективних ділянках надр в межах нафтогазоносного району, які підготовлені до глибокого буріння та оконтурені перевіреними для даного району методами геологічних, геофізичних досліджень, ресурси категорії С3 можуть бути пов’язані із пластами, продуктивність яких встановлена на відомих родовищах району; на флангах відомих родовищ – із невипробуваними або нерозкритими бурінням зануреними частинами покладів, що прилягають до запасів більш високих категорій.
Прогнозні ресурси – це ті об’єми вуглеводнів (нафти і газу), які враховують потенційну можливість формування родовищ певних геолого-промислових типів, на підставі позитивних стратиграфічних, літологічних, тектонічних та інших передумов, встановлених у межах перспективних площ, де ще не відкриті родовища. Кількісна оцінка прогнозних ресурсів визначається на підставі припущених параметрів за аналогією з тими продуктивними площами, де є відкриті родовища нафти і газу того ж самого геолого-промислового типу.
Прогнозні ресурси нафти і газу включають дві категорії Д1 і Д2:
- категорія Д1 – прогнозні ресурси літолого-стратиграфічних комплексів, які оцінюються в межах крупних регіональних структур з доведеною нафтогазоносністю. Кількісна оцінка прогнозних ресурсів нафти і газу категорії Д1 проводиться за результатами регіональних геохімічних, геологічних, геофізичних досліджень і за аналогією з розвіданими родовищами у межах регіону, який оцінюється.
- категорія Д2 – прогнозні ресурси нафти і газу тих літолого-стратиграфічних комплексів, які оцінюються у межах значних структур, нафтогазоносність яких ще не доведена. Перспективи нафтогазоносності цих комплексів прогнозуються на підставі даних геологічних, геофізичних і геохімічних досліджень. Кількісна оцінка прогнозних ресурсів категорії Д2 проводиться за передбачуваними параметрами на підставі загальних геологічних уявлень і за аналогією з іншими більш вивченими регіонами, де є розвідані родовища нафти і газу.
Запаси корисних компонентів у нафті, газі і конденсаті, які мають промислове значення, підраховуються в контурах запасів нафти і газу за тими самими групами чи категоріями розвідуваності.
Головні ознаки груп запасів та ресурсів за ступенем геологічного вивчення та їх співставлення з категоріями розвіданості запасів і достовірності ресурсів «Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» 1983р. наведено в таблиці 1.2, 1.3.
Нормативні похибки визначення кількості запасів різних груп за геологічним вивченням, залежать від розмірів і складності геологічної будови родовищ (покладів вуглеводнів). Усереднені значення цих похибок вказані в таблиці 1.4.
Таблиця 1.4 - Нормативні похибки визначення кількості запасів вуглеводнів.
Запаси вуглеводнів, млн. т умовного палива | Групи складності геологічної будови | Нормативні похибки для груп запасів, % | |
1 - проста 2 - складна | розвідані | попередньо розвідані | |
а) до 2,5 | 1 та 2 | 10-22,5 | до 55 |
б) 2,5 - 10,0 | 1 2 | 8- 17,5 10,0 - 20,0 | до 35 до 42,5 |
в) 10,0 -25,0 | 7- 15, 5 9- 17,5 | до 30 до 35 | |
г) 25,0 - 100 | 1 2 | 6 - 12,5 8- 15,0 | до 25 до 30 |
Розподіл запасів та ресурсів на класи
Запаси та ресурси нафти і газу, що характеризуються певними рівнями промислового значення, ступенями техніко-економічного і геологічного вивчення, розподіляються на класи, які ідентифікуються за допомогою міжнародного трипорядкового цифрового коду. В цьому коді одиницям відповідають групи запасів за ступенем геологічного вивчення, десяткам – техніко-економічного вивчення і сотням - за промисловим значенням. Виділяються десять класів різних рівнів вивченості запасів і ресурсів нафти і газу об’єктів геологорозвідувальних робіт (табл. 1.5).
Клас під кодом 111 включає розвідані, детально оцінені запаси, які можливо ефективно видобувати. Такі запаси згідно з Міжнародною класифікацією ООН належать до достовірних (Proved mineral reserves). Класи під кодом 121 і 122 включають балансові та попередньо оцінені запаси, що за класифікацією ООН належать до вірогідних (Probably mineral reserves).
Таблиця 1.5 - Розподіл запасів та ресурсів на класи
Промислове значення | Ступінь техніко-економічного вивчення | Ступінь геологічного вивчення | Код класу |
Балансові запаси (1 . .) | ГЕО-1 ( .1 .) | розвідані запаси ( . . 1) | 111 достовірні |
ГЕО-2 ( . 2 .) | розвідані запаси ( . . 1) | вірогідні | |
ГЕО-2 ( . 2 .) | попередньо- розвідані запаси ( . . 2) | ||
Умовно балансові та позабалансові запаси (2 . .) | ГЕО-1 ( . 1 .) | розвідані запаси ( . . 1) | |
ГЕО-2 ( . 2 .) | розвідані запаси ( . . 1) | ||
ГЕО-2 ( . 2 .) | попередньо-розвідані запаси ( . . 2) | ||
Не визначено (3 . .) | ГЕО-3 ( . 3 .) | розвідані запаси ( . . 1) | |
ГЕО-3 ( . 3 .) | попередньо- розвідані запаси ( . . 2) | ||
ГЕО-3 ( . 3 .) | перспективні ресурси ( . . 3 ) | ||
ГЕО-3 ( . 3 .) | прогнозні ресурси ( . . 4) |
КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ
1 В чому полягає суть класифікації запасів і ресурсів?
2 В чому полягає комплексний підхід до вивчення нафтових і газових родовищ?
3 Що відноситься до основних корисних компонентів на нафтових та газових родовищах?
4 Що відноситься до супутніх компонентів на нафтових та газових родовищах?
5 Які супутні корисні копалини на нафтових і газових родовищах відносяться до першої групи?
6 Які супутні корисні копалини на нафтових і газових родовищах відносяться до другої групи?
7 Які супутні корисні копалини на нафтових і газових родовищах відносяться до третьої групи?
8 Що підлягає обов’язковому підрахунку та обліку при визначенні запасів родовищ вуглеводнів?
9 Як розподіляються родовища і поклади нафти і газу в залежності від фазового стану в стандартних умовах і складу основних вуглеводневих сполук в надрах?
10 Як розподіляються родовища нафти і газу за величиною видобувних запасів?
11 Які поклади або експлуатаційні об’єкти виділяються за складністю геологічної будови і фазовим станом вуглеводнів, умовами залягання і мінливістю властивостей продуктивних пластів незалежно від величини запасів родовищ?
12 Як проводиться розподіл запасів і ресурсів нафти і газу на групи за показниками геолого-економічної оцінки (ГЕО), результатів геологічного та техніко-економічного вивчення перспективних ділянок надр (об’єктів) або родовищ?
13 Дайте визначення початкової геолого-економічної оцінки (ГЕО-3).
14 Дайте визначення попередньої геолого-економічної оцінки (ГЕО-2).
15 Дайте визначення детальної геолого-економічної оцінки (ГЕО-1).
16 На які групи розподіляються запаси нафти, газу, конденсату та наявні в них корисні копалини за промисловим значенням?
17 На які групи розподіляються запаси нафти і газу за ступенем геологічної вивченості?
18 На які категорії розподіляються розвідані запаси?
19 Дайте визначення запасів категорії А.
20 Дайте визначення запасів категорії В.
21 Дайте визначення запасів категорії С1.
22 Яка група запасів нафти і газу відноситься до попередньо розвіданих запасів?
23 Дайте визначення перспективних ресурсів.
24 Які об’єми вуглеводнів (нафти і газу) належать до прогнозних ресурсів?
25 Дайте визначення прогнозних ресурсів категорій D1 і D2.
26 Як розподіляються запаси та ресурси нафти і газу на класи?
Таблиця 1.2 – Зіставлення груп запасів та ресурсів нафти і газу „Класифікація запасів і ресурсів корисних копалин Державного фонду надр...”, 1997р. з категоріями „Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов” 1983р. (Л., ВСЕГЕИ, 1984г.)
Групи запасів | Групи ресурсів | |||
Групи запасів та ресурсів нафти і газу за ступенем геологічної вивченості. Класифікація 1997 рік | розвідані | попередньо-розвідані | перспективні | прогнозні |
Для більш дрібних частин запасів припустима індикація – А, В, С1 | Припустима індикація – С2 | Припустима індикація літерою С3 | Припустима індикація – D1 i D2 | |
Класифікація запасів і ресурсів 1983 рік відповідно до вимог геологічної вивченості | Запаси категорій А+В+С1 (де проведено дослідно-промислову розробку і отримано позитивні результати) | Запаси категорій С1 (де не проведено дослідно-промислової розробки) + С2 (що прилягає до запасів категорії С1 і знаходиться вище встановлених границь продуктивності) | Запаси категорій С2, що залягають нижче встановлених границь продуктивності та не випробувані пласти + ресурси категорії С3 | Ресурси категорії D1 і D2 |
Категорії запасів і ресурсів нафти і газу | А+В+С1 (частково) | С1 (частково) + С2 (частково) | С2 (частково) ¸ С3 | D1 і D2 |
ЛЕКЦІЯ №2
ПІДРАХУНКОВИЙ ПЛАН. КАТЕГОРІЇ ЗАПАСІВ, ПЕРСПЕКИВНІ І ПРОГНОЗНІ РЕСУРСИ НАФТИ І ГАЗУ ТА ЇХ ПРИЗНАЧЕННЯ
ЛЕКЦІЯ №3
ЛЕКЦІЯ №4
ЛЕКЦІЯ №5
ПОКЛАДИ НАФТИ І ГАЗУ ТА ЇХ ОСНОВНІ
КЛАСИФІКАЦІЙНІ ОЗНАКИ І ПАРАМЕТРИ
Цінність будь-якого родовища нафти і газу передусім визначається величиною запасів основних корисних копалин, які складаються із запасів виявлених в межах його покладів.
Особливості залягання нафти і газу в надрах вимагають проведення досліджень, направлених на вивчення:
- флюїдів основних корисних копалин (нафти, газу, конденсату), супутніх корисних копалин (підземних вод), а також тих що містяться в тих чи інших корисних компонентах;
- порід-колекторів в межах пасток, пустотний простір яких служить ємністю для флюїдів;
- умов залягання флюїдів в пастках;
- основних особливостей покладів, визначальних умови їхньої розробки (режим роботи, продуктивність свердловин, пластовий тиск, дебіти нафти, газу і конденсату, гідропровідність пластів і т. д.);
- процесів, що протікають в надрах при формуванні покладів і їхній розробці.
Флюїди
Нафта, газ і конденсат, представляють собою природні суміші вуглеводневих і не вуглеводневих з'єднань.
Нафта - природна суміш, яка складається переважно з вуглеводневих з'єднань метанової (СnH2n+2), нафтенової (Сn H2n) і ароматичної (СnH2n-2) груп, які в пластових і стандартних умовах знаходяться в рідкій фазі. Окрім вуглеводнів (ВВ) в нафтах присутні сірчисті, азотисті, кисневі з'єднання, металоорганічні комплекси. Кисень в нафтах за звичай входить до складу нафтенових і жирних кислот, смол і асфальтенів. До постійних компонентів нафти відноситься сірка, яка присутня як у вигляді різних з'єднань, так і у вільному стані. В більшості нафт в пластових умовах в тій чи іншій кількості міститься розчинений газ.
За складом вуглеводневої і не вуглеводневої частин нафти підрозділяються на ряд типів, основними показниками яких є груповий вуглеводневий склад, фракційний склад, вміст не вуглеводневих компонентів, асфальтенів і смол.
За груповим вуглеводневим складом (у відсотках по масі) виділяються нафти метанові, нафтенові та ароматичні. Істотне значення має вміст розчинених в нафті твердих ВВ - парафінів. За змістом парафінів нафти підрозділяються на малопарафінисті (вміст парафінів не вище 1,5%), парафінисті (1,51% - 6%) і високопарафінисті (понад 6%).
Фракційний склад відображає відносний вміст (у відсотках по масі) різних фракцій нафт, що википають при температурі до 350°С, і масляних фракцій (дистилятів), що википають при температурі вище 350°С.
За вмістом сірки нафти підрозділяються на малосірчисті (до 0,5 %), сірчисті (0,51 - 2%) і високосірчисті (понад 2%). При вмісті сірки нафтах більше 0,5 % вона має промислове значення.
За вмістом смол виділяються нафти малосмолисті (менше 5%), смолисті (5 - 15%) і високосмолисті (понад 15%).
Концентрація рідких металів (ванадія, титана, нікелю та ін.) в деяких високосмолистих нафтах може досягати промислових значень.
Властивості нафт в стандартних умовах істотно відрізняються від їхніх властивостей в пластових умовах внаслідок підвищеного вмісту в них розчиненого газу при високих температурі і тиску в надрах. Для підрахунку запасів, раціональної їх розробки, первинної підготовки, транспортування і переробки нафт, їх властивості визначаються роздільно для цих умов. В стандартних умовах до основних параметрів нафт відносяться густина, молекулярна маса, в'язкість, температура застигання і кипіння, а для пластових умов визначаються газовміст, тиск насичення розчиненим газом, об'ємний коефіцієнт, коефіцієнт стисливості, коефіцієнт теплового розширення, густина і в'язкість.
Гази - природна суміш вуглеводневих і невуглеводневих з'єднань і елементів, що знаходяться в пластових умовах в газоподібній фазі у вигляді окремих скупчень або в розчиненому в нафті або воді стані, а в стандартних умовах - тільки в газоподібній фазі. До основних компонентів пластового газу відносяться метан і його гомологи - етан, пропан, бутани. Газ часто містить сірководень, гелій, оксид вуглецю, азот і інертні гази, іноді ртуть. Етан при його вмісті в газі 3% і більше, гелій при концентрації у вільному газі 0,05% і в газі розчиненому в нафті 0,035%, а також сірководень при вмісті 0,5% (від об'єму) мають промислове значення.
Найважливіші параметри газу - молекулярна маса, густина в стандартних умовах, відносна густина за повітрям, середньокритичні температура і тиск, коефіцієнт надстисливості, об'ємний коефіцієнт, в'язкість, гідратоутворення, теплота згоряння.
Конденсат - природна суміш в основному легких вуглеводневих з'єднань, що знаходяться в газі в розчиненому стані при певних термобаричних умовах, які переходять в рідку фазу при падінні тиску нижче тиску конденсації. В стандартних умовах конденсат (стабільний) знаходиться в рідкому стані і не містить газоподібних ВВ. До складу конденсату можуть входити сірка і парафін. Конденсати розрізняються по груповому і фракційному складу. До основних параметрів пластового газу, що містить конденсат, окрім перерахованих вище, відносяться також конденсатногазовий чинник та тиск початку конденсації. Конденсат характеризується густиною і в'язкістю в стандартних умовах.
Підземні (пластові) води в більшості випадків утворюють з покладами нафти і газу єдину гідродинамічну систему і служать одним з основних джерел пластової енергії. Підземні води містять розчинені солі, іони, колоїди і гази. Найбільш поширені в підземних водах іони Сl–, SO2–4, НСО3, СО2–3, Са2+, Mg2+, К+, інші іони відносяться до мікрокомпонентів, найбільш важливі з яких I–, Br–, NH+4 і ін. Сумарний вміст у воді розчинених іонів, солей і колоїдів, визначає її найважливішу властивість - мінералізацію. Йод, бром, бор, стронцій можуть міститися в підземних водах в кількостях, що дозволяють здійснювати їхню розробку. Серед газів, розчинених в підземних водах, основними вважаються СО2, N2, СН4. Підземні води підрозділяються на типи залежно від процент-еквівалентного співвідношення іонів найважливіших елементів: r Nа+ , r Сl–, r SO2–4 и r Mg2+. Для підземних вод, окрім вказаних параметрів, визначаються також густина, в'язкість, об'ємний коефіцієнт, коефіцієнт стисливості, величина поверхневого натягу.
Основні типи покладів
Виділяються наступні основні типи покладів нафти і газу: пластовий; масивний; літологічно або стратиграфічно обмежений; тектонічно екранований.
Поклад нафти і газу може бути приурочений до одного ізольованого природного резервуару або пов'язаний з групою гідродинамічно сполучених природних резервуарів, в яких відмітки газорідинного і водонафтового контактів відповідно однакові. В другому випадку поклад вважається масивного або пластово-масивного типу.
ЛЕКЦІЯ №6
Вуглеводневий (нафтовий) газ
Вуглеводневі горючі гази в надрах землі знаходяться або у вигляді скупчень вільного газу (газові і газоконденсатні поклади і газові шапки над нафтовими покладами), або в розчиненому стані у нафті в пластових водах. Гази розчинені в нафті називають супутніми, так як вони видобуваються разом з нафтою. Природні вуглеводневі гази представляють собою складні суміші граничних вуглеводнів складу СnH2n+n, що містять в різних співвідношеннях метан, етан, пропан і бутан. Іноді в газі присутні пари більш важких вуглеводнів – пентану, гексану і гептану. Метан, звичайно, складає переважну частину вуглеводневих газів (таблиця 6.1).
Нафта
Нафта представляє собою суміш вуглеводнів метанового, нафтенового і ароматичного рядів, при цьому переважають вуглеводні метанового або нафтенового ряду. Крім того, нафти в невеликих кількостях містять кисень, сірку і азот, а також у вигляді мікрокомпонентів – хлор, йод, фосфор, миш’як, калій, натрій, кальцій, магній та іноді еманацію радію.
Вуглеводні метанового ряду, що мають формулу СnH2n+n відносяться до насичених. Вони переважають в нафтах Західного Сибіру, Північного Кавказу, Середньої Азії, Румунії, Північної Америки і ін. Нафти, в яких переважають вуглеводні нафтенового ряду, мають формулу СnH2n, зустрічаються в Азербайджані, Західній Україні і ін. Ароматичні вуглеводні мають формулу СnH2n-6. Нафти, які відносяться до ароматичних, зустрічаються досить рідко. Родовища з подібною нафтою відомі в районі Верхньочусовськіх Городків і в деяких інших.
Вуглеводні СН4 до С4Н10 при нормальних умовах (0,1МПа і 0°С) представляють собою гази; від С5Н12 до С16Н34 – рідинні; від С17Н36 до С35Н72 – тверді речовини, які називаються парафінами і церезинами. В пластових умовах нафта є сумішшю всіх трьох складових частин. На поверхні вона втрачає газ і з неї частково виділяється парафін.
Нафти в СНГ по вмісту сірки поділяються на класи: малосірчисті (сірки до 5%) і високосірчисті (більше 5%); по вмісту смол – на підкласи: малосмолисті (смол менше 8%), смолисті (8-28%) і сильносмолисті (більше 28%); по вмісту парафіну – на типи: безпарафінисті (парафіну до 1%), слабопарафінисті (1-2%), парафінисті (більше 2%).
Склад нафти характеризується фракціями, що містяться в ній. Виділяють наступні фракції (в °С): до 100 – бензин першого сорту, до 110 – бензин спеціальний, до 130 – бензин другого сорту, до 265 – гас сорту “метеор”, до 270 – гас звичайний. Залишок відноситься до мазуту з якого при підігріві (під вакуумом) до 400-420°С відбирають масляні фракції.
В залежності від фракційного складу розрізняють легкі (бензинові) і важкі (паливні) нафти. Якщо в нафті міститься більше 20% масел, її називають масляною.
Найбільш повну картину про характер пластової нафти можна отримати шляхом експериментальних її досліджень при пластових температурах і тисках на основі вивчення глибинних проб. По глибинних пробах вивчають тиск насичення, розчинність газу в нафті, об’ємний коефіцієнт; стисливість, густину і в’язкість. Властивості пластових нафт визначаються (наближено) розрахунковим методом за допомогою емпіричних графіків, побудованих на експериментальному матеріалі, які зв’язують характеристики дегазованої і пластової нафт.
Для використання розрахункового методу з метою отримання характеристики пластової нафти необхідно мати дані про густину сепарованої нафти, газовий фактор (розчинність газу в нафті при даному пластовому тиску), пластову температуру і пластовий тиск.
ЛЕКЦІЯ №7
Комплексне вивчення родовищ (покладів) в процесі розробки
Розробка нафтових і газових родовищ є комплексом робіт по видобутку нафти (газу, конденсату) з надр на поверхню, передбачених відповідними проектними і іншими документами. В процесі розробки здійснюється управління процесом руху рідин і газу в пласті довибоїв свердловин шляхом вибору системи розміщення свердловин, встановлення їх числа, порядку введення в експлуатацію, режиму роботи і регулювання балансу енергії пласта. В процесі розробки здійснюється подальше, глибше вивчення покладів на кожній стадії за даними ущільненя мереж видобувних свердловин, пробурених спочатку відповідно до технологічної схеми розробки нафтового родовища або проекту дослідно-промислових робіт газового родовища, а потім відповідно до проектів розробки цих родовищ.
На основі такого вивчення уточнюються запаси покладів, плануються заходи щодо вдосконалення їх розробки.
На родовищах нафти і газу, що знаходяться в розробці, в обов’язковому порядку повинно проводитися довивчення покладів у добувних свердловинах комплексом досліджень, що включає:
- детальне і комплексне вивчення керна з метою уточнення літолого-мінералогічного складу і властивостей порід-колекторів продуктивного пласта і покришок;
- геофізичні дослідження свердловин, раціональний комплекс яких визначається виходячи з поставлених завдань і конкретних геолого-геофізичних умов;
- гідродинамічні дослідження, що уточнюють колекторські властивості порід, положення ВНК, ГНК.
Крім того, в процесі розробки покладу ведуться спостереження за зміною пластового тиску в покладах нафти і газу, поточних і річних відборів нафти, газу і води, накопиченого видобутку, газового чинника, обводненості продукції і інших показників розробки.
За даними буріння і дослідження видобувних і нагнітальних свердловин, а в необхідних випадках за даними дорозвідки уточнюються геологічна будова покладів, характер зміни ємнісно-фільтраційних властивостей порід-колекторів продуктивних пластів, якісний і кількісний склади нафти, газу і конденсату, а також основні особливості покладів, від яких залежать умови їх розробки, з метою переводу запасів родовища у вищі категорії.
В процесі розробки покладу в п’єзометричних свердловинах повинні вестися систематичні спостереження за зміною пластового тиску. Дослідження за визначенням гідродинамічного зв’язку нафтогазовміщуючих пластів за площею і розрізом необхідно проводити відповідно до вимог «Інструкції, що діє, по гідродинамічних дослідженнях пластів і свердловин».
Об’єм і якість досліджень, що проводяться, повинні забезпечувати можливість підрахунку запасів нафти і газу не тільки об’ємним методом, але і методами, заснованими на принципі матеріального балансу.
При видобутку нафти і газу попутно значної кількості підземних вод вивчення і підрахунок запасів ув’язнених корисних компонентів, які знаходяться в них, проводиться з урахуванням вимог «Інструкції по застосуванню Класифікації експлуатаційних запасів підземних вод до родовищ промислових вод». Якщо розробка покладів нафти ведеться з штучним заводнюванням, то запаси корисних компонентів, що містяться в підземних водах, не підраховуються у зв'язку з їх зміною концентрації закачуваною водою.
ЛЕКЦІЯ №8
ВИДІЛЕННЯ ОБ'ЄКТІВ ПІДРАХУНКУ ЗАПАСІВ І ПЕРСПЕКТИВНИХ РЕСУРСІВ ТА ОБ'ЄКТІВ ОЦІНКИ ПРОГНОЗНИХ РЕСУРСІВ НАФТИ І ГАЗУ НА ОСНОВІ КЛАСИФІКАЦІЇ ЗАПАСІВ І РЕСУРСІВ
ЛЕКЦІЯ №9
Вимоги до підрахунку запасів родовищ та оцінки
Перспективних ресурсів нафти, газу і конденсату
ЛЕКЦІЯ №10
Методи підрахунку запасів і ресурсів нафти
Об’ємний метод підрахунку
Об’ємний метод підрахунку для нафти і газу є основним методом підрахунку запасів. Це в значній мірі пояснюється тим, що дослідження геологічних особливостей будови кожного покладу (з метою встановлення його форми, розміру, характеристики колекторів, їх насиченості, тощо) покладені в основу об’ємного методу і є логічним завершенням проведення геологорозвідувальних робіт, а також визначення майже всіх підрахункових параметрів об’ємного методу необхідно для складання проекту розробки.
Об’ємний метод підрахунку заснований на вивченні геологічних умов залягання нафти і газу в надрах і пов’язаний з параметрами, які повністю можуть бути отримані в процесі розвідки покладу. В тій або іншій формі він може бути використаний незалежно від режиму роботи та часу розробки покладу, що робить його найбільш універсальним методом.
Варіанти об’ємного методу підрахунку запасів нафти
Об’ємно-статистичний метод
Підрахунок об’єму даного методу полягає у визначенні так званого коефіцієнта використання пор (порового простору) по сусідніх родовищах, які знаходяться деякий час в розробці і перенесення цієї величини на нові площі, де його визначення утруднене.
,
де – коефіцієнт використання пор.
Аналогічно визначається коефіцієнт використання пор х1, х2, ..., хn по інших сусідніх родовищах, що дає змогу визначити коефіцієнт використання пор на досліджуваній площі як середньоарифметичну величину для усіх визначень. Таким чином, запаси на досліджуваній площі за об’ємно-статистичним методом визначається за формулою:
Об’ємно-ваговий метод
Даний метод полягає у визначенні кількості нафти в тонах, яка знаходиться в поровому просторі 1м3 породи і в подальшому використанні цієї величини для підрахунку запасів:
,
де – площа, м2;
– товщина нафтонасиченого пласта,м;
– кількість нафти яка знаходиться в поровому просторі 1м3 породи, т.
Метод використовується при шахтному способі розробки родовища нафти, коли можливо відібрати значні або великі об’єми проб породи для лабораторного аналізу.
Методи підрахунку запасів і ресурсів вільного газу
ЛЕКЦІЯ №13
МЕТОДИ ПІДРАХУНКУ ПОЧАТКОВИХ БАЛАНСОВИХ І ВИДОБУВНИХ ЗАПАСІВ ГАЗУ РОЗЧИНЕНОГО В НАФТІ, КОНДЕНСАТУ, ЕТАНУ, ПРОПАНУ, БУТАНІВ ТА ІНШИХ КОРИСНИХ КОМПОНЕНТІВ
ЛЕКЦІЯ №14
ЛЕКЦІЯ №15
ЛЕКЦІЯ №16
ЛЕКЦІЯ №17
СТАТИСТИЧНИЙ МЕТОД
Статистичний метод підрахунку запасів нафти і газу заснований на вивченні і статистичній обробці даних про поведінку дебітів або накопиченого видобутку в процесі експлуатації покладів в залежності від тих або інших параметрів розробки. В зв’язку з тим, що параметри розробки нафтових і газових покладів суттєво відрізняються один від одного, різними по змісту і характеру їх використання є і статистичні зв’язки, які використовуються при підрахунку запасів нафти і газу.
ЛЕКЦІЯ №18
МЕТОДИ ПІДРАХУНКУ ПЕРСПЕКТИВНИХ І ОЦІНКА ПРОГНОЗНИХ РЕСУРСІВ НАФТИ, ГОРЮЧИХ ГАЗІВ І КОНДЕНСАТІВ
ЛЕКЦІЯ №19
ЛЕКЦІЯ №20
ЛЕКЦІЯ №24
ЛЕКЦІЯ №25
ПЕРЕВЕДЕННЯ ЗАПАСІВ НАФТИ І ГАЗУ В БІЛЬШ ВИСОКІ КАТЕГОРІЇ І ПЕРЕРАХУНОК (ПОВТОРНИЙ ПІДРАХУНОК) ЗАПАСІВ
ЛЕКЦІЯ №26
ЛЕКЦІЯ №27
СКЛАДАННЯ ЗВІТУ З ГЕОЛОГО-ЕКОНОМІЧНОЇ ОЦІНКИ РОДОВИЩ НАФТИ І ГАЗУ
Підвищення вимог які висуваються до сучасних звітів з геолого-економічної оцінки родовищ нафти і газу, це більше зростання уваги до більш повного техніко-економічного аналізу проведення геолого - розвідувальних робіт, а також використання новітніх методів і прийомів всебічного вивчення геологічних особливостей родовищ привели до значного розширення кола розглядаємих у звітах питань і покращення якості цих звітів. Тому вимоги сучасних інструкцій до звітів з підрахунку запасів нафти і газу по суті вже можуть розглядатися як основні вимоги до звітів з геолого-економічної оцінки нафтових і газових родовищ.
Основні вимоги до звіту, його вмісту і оформлення, а також порядок представлення на розгляд в ДКЗ України визначаються „Інструкцією про зміст, оформлення та порядок подання в ДКЗ України матеріалів геолого-економічної оцінки родовищ нафти і газу” (1999 р.).
Зміст матеріалів і розгляд звітів з геолого-економічної оцінки родовищ нафти і газу в ДКЗ України
Державна комісія України по запасах корисних копалин при Кабінеті міністрів України (ДКЗ) є вищим органом, який здійснює перевірку матеріалів з розвідки і геолого-економічної оцінки родовищ мінеральної сировини (в тому числі нафти і газу). Перевірка матеріалів звіту здійснюється експертами ДКЗ України. Результати цієї перевірки обговорюються на попередньому і затверджується на пленарному засіданні Комісії. Рішення, вказівки та інструкції ДКЗ України з питань які відносяться до її компетенції є обов’язковими для всіх підприємств та організацій, які ведуть геолого - розвідувальні роботи, проектування і будівництво гірничодобувних підприємств а також видобуток мінеральної сировини, незалежно від їх відомчого підпорядкування.
Основні вимоги до звітів з геолого-економічної оцінки родовищ нафти і газу
Звіт з геолого-економічної оцінки родовища нафти або газу є закінченням всього циклу робіт, пов’язаних з пошуками і розвідкою цього родовища. Тому він повинен вміщувати всі матеріали для перевірки побудов висновків і розрахунків авторів.
Звіт повинен вміщувати:
1) текстову частину;
2) таблиці з підрахунку запасів та інших розрахунків;
3) графічного матеріалу;
4) документації геолого – розвідувальних, геофізич-них, гідрогеологічних, дослідницьких і випробу-вальних робіт та інші вихідні дані, які необхідні для підрахунку запасів, а по родовищам, що експлуатуються крім цього дані експлуатації.
Табличні додатки до звіту
Табличні додатки не є строго регламентованими формою, і у відповідних інструкціях і методичних роботах приводяться види таблиць, які розроблені для найзручнішого представлення даних, що лише рекомендуються, виходячи з логічної послідовності і повного віддзеркалення в них фактичного матеріалу і розрахункових операцій. В необхідних випадках можливі і інші форми таблиць. Проте всі вони повинні бути лаконічними, містити максимум необхідної інформації і характеризуватися логічною послідовністю віддзеркалення в них розрахункових даних.
ЛЕКЦІЯ №28
ЛЕКЦІЯ №29
ЛЕКЦІЯ №30
– Конец работы –
Используемые теги: підрахунок, запасів, нафти, газу0.067
Если Вам нужно дополнительный материал на эту тему, или Вы не нашли то, что искали, рекомендуем воспользоваться поиском по нашей базе работ: ПІДРАХУНОК ЗАПАСІВ НАФТИ І ГАЗУ
Если этот материал оказался полезным для Вас, Вы можете сохранить его на свою страничку в социальных сетях:
Твитнуть |
Новости и инфо для студентов