подсчет запасов. Заслуженный нефтяник Российской Федерации

• Название: Заслуженный нефтяник Российской Федерации
• Анкор: подсчет запасов
• Дата: 12.12.2021
• Размер: 0.76 Mb.
• Имя файла: []_Podschet_zapasov_i_ocenka_resursov_nefti_i_gaza(BookSee.org)..doc
• Тип: Решение; #300903
• страница: 1 из 6

Некоммерческий фонд имени профессора А. В. Аксарина

Президент фонда: доцент, кандидат геолого-минералогических наук, "Заслуженный нефтяник Российской Федерации" Волощук Г. М.

______________________________________________________________

ВВЕДЕНИЕ

Перед работниками нефтяной и газовой промышленности, а также геологической службой страны стоит ответственная задача по наращи-ванию запасов углеводородного сырья – нефти, газа и конденсата.

Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти, газа и конденсата основывается на детальном изучении недр и синтезируют в себе все сведения, полученные в процессе поисков, разведки и разработки залежей: данные изучения минералогических и петрографических особенностей пород, физики пласта и физико-химических свойств флюидов, результаты полевых и промыслово-геофизических исследований, сведения об условиях формирования залежей нефти, газа и конденсата, о закономерностях размещения их в недрах и т.д., данные петрофизического изучения нефтегазоносных толщ, опробования и испытания скважин, опытно-промышленных работ и разработки залежей, результаты промыслово-геологического изучения залежей и процессов, протекающих при их разработке.

Решение этих задач в значительной мере зависит от достоверности осуществляемых подсчетов запасов месторождений и перспективных ресурсов, а также оценок прогнозных ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов.

Таким образом, совершенно очевидна непосредственная связь рассматриваемого курса, представляющего собой составную часть промысловой геологии нефти и газа, с фундаментальными теоретическими и прикладными науками.

1. 
   ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ «КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ МЕСТОРОЖДЕНИИ, ПЕРСПЕКТИВНЫХ И ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГОРЮЧИХ ГАЗОВ»
   

1.1 СУЩНОСТЬ КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ

Характерная черта применяемых в России классификаций запасов месторождений полезных ископаемых вообще и нефти и газа в частности - их научная обоснованность. Классификация запасов - это нормативные научно-методические документы, синтезирующие на­копленный опыт и определяющие тактику и стратегию поисков, раз­ведки, геолого-экономической оценки и разработки месторождений нефти и газа, научные принципы планирования прироста запасов и масштабы добычи нефти и газа. Советские классификации послу­жили основой таких же классификаций в странах СЭВ.

«Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» 1983 г. устанавлива­ет:

- единые для РФ принципы подсчета и государственного уче­та запасов месторождений и перспективных ресурсов нефти и горю­чих газов в недрах по степени их изученности и народнохозяйст­венному значению;

- условия, определяющие подготовленность разведанных место­рождений для промышленного освоения;

- основные принципы оценки прогнозных ресурсов нефти и газа.

Ее применение к запасам месторождений и перспективным ре­сурсам нефти и газа определяется «Инструкцией по применению Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», а методические принципы количественной оценки прогнозных ресурсов—«Методическими указаниями по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата».

В существующей Классификации запасов и ресурсов нашли отражение современные научные положения о необходимости прослеживания последовательного ряда в зависимости от степени изученности и обоснованности: запасы месторождений - перспективные ресур­сы и прогнозные ресурсы.

Запасы месторождений и перспектив­ные ресурсы нефти и газа подсчитываются и учитываются в госу­дарственном балансе запасов полезных ископаемых РФ по ре­зультатам геологоразведочных работ и разработки месторожде­ний.

Прогнозные ресурсы нефти и газа, наличие которых лишь предполагается на основе общих геологических представлений, те­оретических предпосылок и по результатам реологических, геофи­зических и геохимических исследований, оцениваются в пределах крупных регионов, нефтегазоносных провинций, акваторий, облас­тей, районов. Порядок проверки произведенных оценок прогнозных ресур-сов определяется Министерством геологии РФ, Министер­ством неф-тяной промышленности, Министерством газовой про­мышленности.

1. 2. КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ИЗУЧЕНИЮ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ

В Классификации запасов и ресурсов 1983 г. отражены требо­вания комплексного и рационального использования природных ре­сурсов, на что обращено особое внимание в «Основах законо­дательства РФ о недрах».

Рациональное и комплексное использование природных ресур­сов основывается на комплексном изучении месторождений и в значительной мере определяется вовлечением в промышленное ос­воение наряду с основными попутных ископаемых и компонентов. Это способствует повышению экономического потенциала место­рождений, созданию безотходной и малоотходной технологии, по­вышению эффективности мероприятий по охране окружающей среды.

На нефтяных и газовых месторождениях к основным полезнымископаемым относятся нефть и горючие газы.

В соответствии с «Требованиями к комплексному изучению месторождений и под­счету запасов попутных полезных ископаемых и компонентов» утвержденными ГКЗ СССР в 1982 г., к попутным полезным иско­паемым относятся минеральные комплексы (горные породы, руды, подземные воды, рассолы), дoбычa которых при разработке основного полезного ископаемого и использование в народном хозяйст­ве являются экономически целесообразными. К попутным полезным компонентам относятся заключенные в полезных ископаемых минералы, металлы и другие химические элементы и их соедине­ния, которые при переработке полезных ископаемых могут быть рентабельно извлечены и использованы в народном хозяйстве стра­ны.

В зависимости от форм нахождения, связи с основными для данного месторождения полезными ископаемыми и с учетом требо­ваний, предъявляемых промышленностью к разработке, попутные полезные ископаемые и компоненты подразделяются на группы.

К первой группе относятся попутные полезные ископаемые, образующие самостоятельные пласты залежи или рудные тела в породах, вмещающих основное полезное ископаемое. Применительно к неф­тяным и газовым месторождениям это подземные воды продуктив­ных пластов или водоносных горизонтов, содержащие повышенные концентрации йода, брома, бора, соединений магния, калия, лития, рубидия, стронция и других компонентов, а также подземные во­ды, пригодные для бальнеологических, теплоэнергетических и иных целей.

Ко второй группе, относится компоненты,—заключенные в полезномископаемом выделяемые при его добыче (сепарации) в самостоя-тельные продукты. B нефтяных залежах это растворенный (по­путный) газ, а в газоконденсатных - конденсат. В Классификации запасов и ресурсов 1983 г. они рассматриваются как основные по­лезные ископаемые.

К третьей группе относятся попутные полезные компоненты, присутствующие в составе основного полезного ископаемого и выделяемые лишь при его переработке. На многих месторождениях нефти. и битумов такими компонентами могут быть сера (в форме серово­дорода и других сернистых соединений), ванадий, титан, никель и др. Свободный и растворенный газы содержат этан, пропан, бутан, а также могут содержать сероводород, гелий, аргон, углекислый газ, иногда ртуть. В подземных водах месторождений нефти и га­за могут присутствовать, как отмечалось выше, йод и бром, а так­же соединения различных металлов, относимые к полезным компо­нентам III группы.

При определении запасов месторождений подлежат обязатель­ному подсчету и учету запасы нефти, газа, конденсата и содержа­щихся в них компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обоснована тех­нологическими и технико-экономическими расчетами. Подсчет и учет запасов этих полезных ископаемых и компонентов, имеющих промышленное значение, производятся по каждой залежи раз­дельно и месторождению в целом по наличию их в недрах без уче­та потерь при разработке месторождений.

Прогнозные ресурсы оцениваются раздельно по нефти, газу и конденсату, а также по содержащимся в них компонентам.

Подсчет, учет и оценка запасов и перспективных ресурсов и оценка прогнозных ресурсов производятся при условиях, приве­денных к стандартным (0,1 МПа при 20 °С).

1. 3. ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ

КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ И ПАРАМЕТРЫ

Ценность любого месторождения нефти и газа в первую оче­редь определяется величиной запасов основных полезных ископае­мых, которые слагаются из запасов выявленных в его пределах за­лежей.

Особенности залегания нефти и газа в недрах требуют прове­дения исследований, направленных на изучение:

- флюидов основных полезных ископаемых (нефти, газа, конден­сата), попутных полезных ископаемых (подземных вод), а также содержащихся в тех и других полезных компонентов;

- пород-коллекторов в пределах ловушек, пустотное пространст­во которых служит вместилищем флюидов;

- условий залегания флюидов в ловушках;

- основных особенностей залежей, определяющих условия их разра-ботки (режим работы, продуктивность скважин, пластовое давление, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность плас­тов и т. д.);

• 
  процессов, протекающих в недрах при формировании залежей и их разработке.
  

1.3.1 ФЛЮИДЫ

Нефть, газ и конденсат представляют собой природные смеси углеводородных и неуглеводородных соединений.
НЕФТЬ - природная смесь, состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой (СпН2п+2), нафтеновой (СпНап) и ароматической (СпН2п-2) групп, которые в пластовых и стандартных условиях находятся в жидкой фазе. Кроме углеводо­родов (УВ) в нефтях присутствуют сернистые, азотистые, кислород­ные соединения, металлорганические комплексы. Кислород в неф­тях обычно входит в состав нафтеновых и жирных кислот, смол и асфальтенов. К постоянным компонентам нефти относится сера, которая присутствует как в виде различных соединений, так и в свободном состоянии. В большинстве нефтей в пластовых услови­ях в том или ином количестве содержится растворенный газ.

По составу углеводородной и неуглеводородной частей нефти подразделяются на ряд типов, основными показателями которых являются групповой углеводородный состав, фракционный состав, содержание неуглеводородных компонентов, асфальтенов и смол.

По групповому углеводородному составу (в процентах по массе) выделяются нефти метановые, нефтеновые и ароматические.

По содержанию парафинов нефти подразделяются на малопарафинистые (содержание парафинов не вы­ше 1,5%), парафинистые (1,51—6%) и высокопарафинистые (вы­ше 6%).

Фракционный состав отражает относительное содержание (в процентах по массе) различных фракций нефтей, выкипающих при разгонке до 350°С, и масляных фракций (дистиллятов), выки­пающих при температуре выше 350 °С.

По содержанию серы нефти подразделяются на малосернистые (до 0,5 %), сернистые (0,51—2 %) и высокосернистые (выше 2 %). Сера в нефтяных при содержании ее более 0,5 % имеет промыш­ленное значение.

По содержанию смол выделяются нефти малосмолистые (ме­нее 5%), смолистые (5—15%) и высокосмолистые (выше 15%). Концентрация редких металлов (ванадия, титана, никеля и др.) в некоторых высокосмолистых нефтях может достигать промышлен­ных значений.

Свойства нефтей в стандартных условиях существенно отлича­ются от их свойств в пластовых условиях вследствие повышенного содержания в них растворенного газа при высоких температуре и давлении в недрах. Для подсчета запасов, рациональной их разработки, первичной подготовки, транспортировки и переработки нефтей свойства их определяются раздельно для этих условий. В стандартных условиях к основным параметрам нефтей относятся плотность, молекулярная масса, вязкость, температура застывания и кипения, а для пластовых условий определяются газосодержание, давление насыщения растворенным газом, объемный коэффициент, коэффициент сжимае-мости, коэффициент теплового. расширения, плотность и вязкость.
ГАЗЫ - природная смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в га-зообразной фазе в виде отдельных скоплений либо в растворенном в нефти или воде состоянии, а в стандартных условиях - только в газообразной фазе. К основным компонентам пластового газа относятся метан и его гомологи—этан, пропан, бутаны. Газ часто содержит сероводород, гелий, оксид углерода, азот и инертные газы, иногда ртуть. Этан при содержании в газе 3 % и более, гелий при концентрации в свободном газе 0,05 % и в растворен­ном в нефти газе 0,035 %, а также сероводород при содержании 0,5 % (по объему) имеют промышленное значение.

Важнейшие параметры газа - молекулярная масса, плотность в стандартных условиях, относительная плотность по воздуху, среднекритические температура и давление, коэффициент сверх­сжимаемости, объемный коэффициент, вязкость, гидратообразование, теплота сгорания.
КОНДЕНСАТ - природная смесь в основном легких углеводо­родных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденса­ции. В стандартных условиях конденсат (стабильный) находится в жидком состоянии и не содержит газообразных УВ. В состав конденсата могут входить сера и парафин. Конденсаты различа­ются по групповому и фракционному составу. К основным пара­метрам пластового газа, содержащего конденсат, кроме перечис­ленных выше, относятся также конденсатно-газовый фактор и давление начала конденсации. Конденсат характеризуется плот­ностью и вязкостью в стандартных условиях.
1.3.2. ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

Природным резервуаром (по И. О. Броду) называется природ­ная емкость для нефти, газа и воды, внутри которой они могут циркулировать и форма которой обусловлена соотношением кол­лектора с вмещающим его (коллектор) плохо проницаемыми по­родами.

Нефть и газ аккумулируются в пустотном пространстве по­род—коллекторов природных резервуаров в пределах ловушек, образуя естественные скопления. Ловушками нефти и газа назы­ваются части природных резервуаров, в которых благодаря раз­личного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а также тектоническому экраниро­ванию создаются условия для скопления нефти и газа.

Строение природных резервуаров определяется их типом, ве­щественным составом слагающих их пород, типом пустотного пространства пород-коллекторов и выдержанностью этих пород по площади.

Различают три основных типа резервуаров: пластовые, массив­ные и литологически ограниченные. Они могут быть сложены по­родами разного вещественного состава: терригенными, карбонат­ными, эвапоритовыми, вулканогенными.

Породы-коллекторы разного вещественного состава характеризуются соответствующим типом пустотного пространства - поровым, трещин-ным, кавернозным, смешанным в разных сочетаниях.

Всем продуктивным пластам в той или иной мере свойственна неоднородность, выражающаяся в изменчивости формы залегания и физических свойств коллекторов в пределах рассматриваемого пласта.

Изменчивость формы продуктивного пласта определяется нео­динаковой его толщиной (общей и эффективной), расчлененностью, выклиниванием всего пласта и слагающих его пропластков, их литолого-фациальным замещением непроницаемыми разностями.

Изменчивость физических свойств продук­тивного пласта обусловли-вается в первую очередь различием его коллекторских свойств.
1.3.3 УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ ФЛЮИДОВ В ЗАЛЕЖИ

Любое естественное скопление нефти и газа в ловушке назы­вается залежью.

Газ, нефть и вода в залежи распределяются под воздействием гравитационного фактора, т. е. в зависимости от их плотности. •Обычно газ и нефть занимают верхнюю часть ловушки, а вода подпирает их снизу, заполняя всю остальную часть резервуара. Газ и нефть в свою очередь также распределяются под влиянием гравитационного фактора: газ как более легкий располагается над нефтью.

Условия залегания нефти и газа в залежах определяются гип­сометрическим положением водонефтяного (ВНК), газоводяного (ГВК) и газонефтяного (ГНК.) контактов; высотой залежи; раз­мерами нефтяной, газовой, водонефтяной, газонефтяной и газово­дяной зон, нефтегазонасы-щенной толщиной пласта, величинами начальной и остаточной нефтенасыщенности и газонасыщенности пород-коллекторов и их изменением по площади и разрезу; на­чальными пластовыми давлением и температурой.
1.3.4. ОСНОВНЫЕ ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ
Выделяются следующие основные ти­пы залежей нефти и газа: пластовый (Рис. 1); массивный; литологически или стратиграфически ограниченный; тектонически экрани­рованный.



Рис. 1. Схема пластовой сводовой залежи.

Части пласта: 1—водяная, 2 — водонефтяная, 3—нефтяная, 4 —газонефтяная, 5—газо­вая; 6 — породы-коллекторы; Н — высота залежи; Нг, Нн — высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи

Залежь нефти и газа может быть приурочена к одному изоли­рованному природному резервуару или связана с группой гидро­динамически сообщающихся природных резервуаров, в которых от­метки газожидкостного и водонефтяного контактов соответствен­но одинаковы. Во втором случае залежь выделяется как массив­ная или пластово-массивная.
1.3.5 КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ПО ФАЗОВОМУ СОСТОЯНИЮ УВ
В зависи­мости от фазового состояния и основного состава углеводо-родных соединений в недрах залежи нефти и газа подразделяются на (рис. 2):

- нефтяные, содержащие только нефть, в различной степени насыщенную газом;