реферат нефтепромысловая геология. Понятия "месторождение", "ловушка", "залежь", "пласт"
 Скачать 63 Kb.
|
|
Из таблицы видно, что доказанные запасы нефти в абсолютном большинстве стран более, чем за 30 лет не только не уменьшились, а возросли в несколько раз. Можно ожидать, что эта тенденция сохранится и в будущем. Однако по мере сокращения доказанных запасов цены на нефть возрастают. Появляются новые, более прогрессивные технологии нефтедобычи. В связи с этим, в конце концов, вероятные и возможные запасы нефти перейдут в доказанные. Учитывая, что величины всех трех типов запасов соизмеримы, сроки начала «нефтяного голода» можно отодвинуть еще на несколько десятков лет. Даже, если предположить, что ни одного нового нефтяного месторождения за это время открыто не будет. Широкое применение в мире природного газа началось лишь в 50-х годах нашего столетия. С этого же времени ученые начали серьезно заниматься изучением его запасов. Об изменении доказанных запасов природного газа в мире можно судить по данным табл. 3. Таблица 3. Доказанные запасы природного газа в мире
Нетрудно видеть, что во всех регионах, кроме Западной Европы, доказанные запасы природного газа с 1975 по 1996 г. увеличились. Соответственно и мировые запасы газа возросли с 65 до 140 трлн. м3. Если в 1975 г. крупнейшими запасами газа обладали страны Ближнего и Среднего Востока, то в 1996 г. - страны СНГ (56 трлн. м3) и прежде всего Россия. На 2-ом месте по доказанным запасам газа находится Иран (21 трлн. м3). Далее следуют Катар (7,1), Абу-Даби (5,4), Саудовская Аравия (5,3), США (4,7). Общие мировые ресурсы природного газа (с учетом вероятных и возможных запасов) оцениваются в 398 трлн. м3. При сохранении нынешнего уровня газодобычи (около 2200 млрд. м3/год) этих ресурсов хватит примерно на 200 лет. Однако природный газ находится под землей не только в чисто газовых месторождениях. Значительные его количества сосредоточены в угольных пластах, в подземных водах и в виде газовых гидратов. Несчастные случаи с трагическими последствиями на угольных шахтах, как правило, связаны с метаном, содержащимся в угле. Метан находится в толще породы в сорбированном состоянии. По оценкам геологов, по всем угленосным районам мира запасы метана близки к 500 трлн. м3. Метан содержится и в подземных водах. Количество растворенных газов в них превосходит все разведанные запасы газа в традиционном виде. так, например, в пластовых водах месторождения Галф-Кост (США) растворено 736 трлн. м3 метана, тогда как запасы природного газа в чисто газовых месторождениях США составляют только 4,7 трлн. м3. Еще одним крупным источником метана могут стать газовые гидраты - его соединения с водой, напоминающие по внешнему виду мартовский снег. В одном кубометре газового гидрата содержится около 200 м3 газа. Залежи газовых гидратов встречаются в осадках глубоководных акваторий и в недрах суши с мощной вечной мерзлотой (например, в заполярной части Тюменской области, у побережья Аляски, берегов Мексики и Северной Америки). Как полагают ученые, 9/10 площади Мирового океана хранят газовые гидраты. Если это предположение подтвердится, то газовые гидраты могут стать неисчерпаемым источником углеводородного сырья. 7. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов в России Учет и контроль запасов минерального сырья, в том числе нефти и газа, являются важной задачей. Для подсчета запасов необходимы всестороннее геологическое изучение месторождения, с которым связаны залежи нефти и газа, и знание особенностей условий их залегания. Россия всегда славилась своим корпусом горных инженеров и учеными геологами. Еще в 1888 г. геологом А.И. Коншиным проводились подсчеты запасов по месторождениям юга России. «В 1925 г. была сделана первая попытка подсчета запасов нефти по стране в целом. В 1937 году по инициативе Энергетического института АН СССР М. А. Жданов и С. В. Шумилин впервые подсчитали запасы газа»3. Развитию методики подсчета запасов нефти и газа во многом способствовала созданная в 1935 г. Центральная комиссия по запасам (ЦКЗ), переименованная впоследствии во Всесоюзную комиссию по запасам (ВКЗ), а затем в Государственную комиссию по запасам (ГКЗ) при Совете Министров СССР, ныне ГКЗ России. Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и горючего газа подсчитывают и учитывают в государственном балансе запасов полезных ископаемых России по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Под горючим газом подразумевается природный газ – свободный газ, газ газовых шапок и газ, растворенный в нефти. Прогнозные ресурсы нефти и газа, наличие которых предполагается на основе общих геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических, геохимических исследований, оценивают в пределах крупных регионов, нефтегазоносных провинций акваторий, областей, районов, площадей. Данные о прогнозных ресурсах нефти и газа используют при планировании поисковых и разведочных работ. При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету и учету запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутана, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами. Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, производятся по каждой залежи раздельно и месторождению в целом. Перспективные ресурсы подсчитывают и учитывают, а прогнозные ресурсы оценивают раздельно по нефти, газу и конденсату. Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и конденсата, а также этана, пропана, бутана, серы и металлов подсчитывают и учитывают, а прогнозные ресурсы нефти и конденсата оценивают в единицах массы; запасы месторождений и перспективные ресурсы газа и гелия подсчитывают и учитывают, а прогнозные ресурсы газа оценивают в единицах объема. Подсчет, учет и оценка производятся при условиях, приведенных к стандартным (0,1 МПа при 20° С). Оценка качества нефти, газа и конденсата производится в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов и технических условий с учетом технологии добычи и переработки, обеспечивающей их комплексное использование. При получении из скважин на месторождениях нефти и газа притоков подземных вод должны быть определены химический состав подземных вод, содержание в них йода, брома, бора и других полезных компонентов, температура, дебиты воды и другие показатели для обоснования целесообразности проведения специальных геологоразведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определения возможности использования их для увлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд. Применение настоящей Классификации к запасам месторождений и перспективным ресурсам нефти и газа определяется инструкцией ГКЗ России. «Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на четыре категории: разведанные - категории А, В, С1 и предварительно оцененные - категория С2»4. Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на перспективные - категория С3 и прогнозные – категории Д1 и Д2. Категория А - запасы залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и др.). Запасы категории А подсчитывают по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти и газа. Категория В - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи. Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа. Категория С1 - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований, выполненных в неопробованных скважинах. Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенных для данного района методов геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент вытеснения нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические, геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями. Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа. Категория С2 - запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований: в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий; в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений. Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями. Запасы категории С3 используются для определения перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геологопромысловых исследований при переводе скважин на выше-залегающие пласты и частично для проектирования разработки залежей. Категория С3 - перспективные ресурсы нефти и газа, подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района. Форма, размер и условия залегания залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями. Перспективные ресурсы нефти и газа используют при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категорий С1 и С2. Категория Д1 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д1 производится по результатам региональных геологических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона. Категория Д2 - 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 и геохимических исследований. Количественная оценка прогнозных ресурсов этой категории производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа. Запасы имеющих промышленное значение компонентов, содержащихся в нефти, газе и конденсате, подсчитываются в контурах подсчета запасов нефти и газа по тем же категориям. 8. Группы запасов нефти и газа Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них в промышленных количествах компонентов по народнохозяйственному значению подразделяются на две группы, подлежащие раздельному подсчету и учету: 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. В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитывают и учитывают 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. Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются ГКЗ России с учетом заключений по ним соответствующих ведомств. Запасы месторождений нефти и газа, расположенные в пределах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, сооружений, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, относятся к балансовым или забалансовым на основании технико-экономических расчетов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений. Заключение Нефть и газ играют и будут играть в ближайшие годы главную роль в энергетическом балансе страны. При возрастающих затруднениях в обеспечении различными видами энергии в мире, встает вопрос об увеличении их ресурсов. Поиск и разведка новых месторождений становится с каждым годом сложнее и дороже (в первую очередь за счет увеличения глубин бурения и выхода на шельф). Поэтому важными задачами нефтегазодобывающих предприятий являются достижения высокой эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений, увеличение извлекаемых запасов нефти и газа на разрабатываемых месторождениях. Все это вызывает необходимость широкого применения методов геологического и промыслово-геофизического изучения месторождений нефти, газа и газоконденсата.Изучение геологического строения нефтяных и газовых месторождений, подсчет запасов нефти и газа в них, исследование процессов, происходящих в недрах при разработке месторождений, а также осуществление контроля за их разработкой – все эти вопросы составляют раздел горно-геологической науки, которая называется нефтегазопромысловой геологией.Для современного этапа развития промыслово-геологических исследований характерна широкая комплексность, предполагающая применение данных геологии, промысловой геофизики, бурения, эксплуатации, экономики и т.п.Список использованной литературы:Бурдынь Т.А., Закс Ю.Б. Химия нефти, газа и пластовых вод. – М.: Недра, 1975. Горшков Г.П., Якушова А.Ф. Общая геология. – М., 1973. Еременко Н.А. Геология нефти и газа. - М., 1968. Маслов Н.И., Котов М.Р. Инженерная геология. – М., 1971. Пермяков В.Г., Хайретдинов Н.Ш., Шевкунов Е.Н. Нефтепромысловая геология и геофизика. - М., 1986. Элияшевский И.В. Технология добычи нефти и газа. - М., 1985. Калинин В. Г., Вагин С. Б. И др. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. М., 1997. 1 2 3 4 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||