подсчет запасов. Заслуженный нефтяник Российской Федерации
 Скачать 0.76 Mb.
|
|
Масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называются ЗАПАСАМИ. На подсчитанную величину запасов влияют объем и качество информации, полученной при поисковых и разведочных работах и разработке, а также применяемые методы подсчета. Подсчитываемые запасы одной и той же залежи по мере накопления фактических данных на разных стадиях геологоразведочных работ или с учетом данных эксплуатационного разбуривания и разработки могут претерпевать существенные изменения. Естественно, чем выше степень изученности, чем больше фактических данных и выше их качество, тем достовернее подсчитанные запасы. Если объем и качество информации получаемой по выявленным залежам в процессе поисков, разведки и разработки, увязать с определенными стадиями изученности залежей, то станет понятной сущность разделения запасов на категории. Наряду с выявленными залежами в нефтегазоносных горизонтах и пластах, а также в литолого-стратиграфических комплексах объектов, не изученных поисковым бурением, могут содержаться скопления УВ, наличие которых предполагается на основании геолого-геофизических исследований и сложившихся представлений о геологическом строении. Это предполагаемые залежи в продуктивных, но не вскрытых бурением пластах на установленных месторождениях или на подготовленных к бурению площадях, а также в литолого-стратиграфических комплексах с доказанной и предполагаемой нефтегазоносностью в пределах крупных геоструктурных элементов (1 порядка). Масса нефти и конденсата и объем газа на дату оценки, приведенные к стандартным условиям, в указанных выше объектах называются ресурсами. Оцененные ресурсы отличаются от запасов, а также друг от друга не только различной степенью изученности, но и разной степенью обоснованности. Например, обоснованность запасов в продуктивных пластах, пройденных бурением и характеризующихся благоприятной в отношении нефтегазоносности геолого-геофизической характеристикой, значительно выше обоснованности ресурсов в продуктивных пластах, еще не вскрытых бурением. В Классификации запасов и ресурсов 1983 г. впервые законодательно введено понятие «ресурсы». Ресурсы по степени обоснованности разделены на категории, образующие с категориями запасов единый ряд А—Д. Четкое ограничение ресурсов от запасов является свидетельством более низкой степени изученности и обоснованности, а в конечном счете и достоверности ресурсов. Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (промышленные) категории А, В, C1 и предварительно оцененные—категория С2. Ресурсы этих же полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов по степени их изученности и обоснованности подразделяются на перспективные— категория С3 и прогнозные—категории Д1 и Д2. Запасы полезных компонентов, содержащихся в нефти и газе в промышленных количествах, а также их перспективные и прогнозные ресурсы соответственно подсчитываются или оцениваются по тем же категориям и в тех же границах, что и содержащие их полезные ископаемые. 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, гидропровод-ность и пьезопроводность и другие). 3апасы категории А подсчитываются по залежи (ее части) разбуренной в соответствии с утвержденным проектом paзработки месторождения нефти или 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 C1 - 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 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 проверенными для данного района методами 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 и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями. Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в cтeпeни, обеспечивающей получение иcxoдныx дaнныx 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: - 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 С2 используются для определения перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышележащие 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 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 нефтей или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями. Перспективные ресурсы нефти и газа используются при плани-ровании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категории С1 и С2. Категория Д1 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-сратигра-фических комплексов, оцениваемые в пределах крупных peгиональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д1 производится по результатам региональных геологических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторож-дениями 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. В Классификации запасов определено и назначение запасов и ресурсов нефти и газа (Таблица 2). Так, данные о запасах месторождений и перспективных ресурсов нефти и газа, числящихся на государственном балансе, используются при разработке схем развития отраслей народного хозяйства, при планировании геологоразведочных работ. Между тем назначение каждой категории запасов преследует более конкретные цели. Данные о запасах вновь разведанных залежей, подготовленных для промышленного освоения, используются при проектировании предприятий по добыче, транспортировке и комплексной переработке нефти и газа. По предварительно оцененным запасам категории C2 определяются перспективы месторождения, планируются геологоразведочные работы. Перспективные ресурсы используются при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категорий C1 и C2. Прогнозные ресурсы категории Д1 используются для обоснования наиболее эффективных направлений, планирования геологоразведочных работ и прироста запасов на перспективу, обоснования долгосрочных схем развития добычи нефти и газа. Прогнозные ресурсы категории Д2 как менее обоснованные и базирующиеся на общих геологических представлениях и аналогии с более изученными территориями используются при планировании региональных геологоразведочных работ и выборе направлений ранних этапов поисков. 1.8. ГРУППЫ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА И ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ИХ ПОДСЧЕТА И УЧЕТА По народнохозяйственному значению запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подразделяются на две группы, подлежащие самостоятельному 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, подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы. Извлекаемые запасы - часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат (замыкающих) и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды. Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются ГКЗ РФ с учетом заключений по ним Министерства нефтяной промышленности, Министерства газовой промышленности и Министерства геологии РФ. Запасы месторождений нефти и газа, расположенные в пределах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, 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. Если фактическая ценность ожидаемой продукции нефтегазодобывающих предприятий выше всех суммарных затрат, необходимых для освоения месторождения, то практически все разведанные (А, В и C1) и предварительно оцененные (С2) запасы должны быть отнесены к группе балансовых. Таким образом, классификация запасов и ресурсов предусматривает жесткие требования при отнесении запасов к балансовым или забалансовым. Классификация запасов предусматривает учет забалансовых запасов всех категорий. На месторождениях, введенных в разработку, классификация запасов обязывает производить перевод запасов категорий C1 и С2 в более высокие категории по данным бурения и исследования добывающих скважин, а в необходимых случаях - по данным доразведки. В тех случаях, когда в результате доразведки, проведенной на разрабатываемом месторождении, балансовые и извлекаемые запасы категорий A+B+C1 изменяются по сравнению с ранее утвержденными ГКЗ РФ более чем на 20%, необходимо проводить пересчет запасов. Пересчет запасов производится и в тех случаях, когда в процессе разработки или доразведки залежей намечается списание балансовых и извлекаемых запасов категорий A+B+C1, не подтвердившихся или не подлежащих отработке по технико-экономическим причинам, превышающее нормативы, установленные действующим положением о порядке списания запасов полезных ископаемых с баланса предприятий по добыче нефти и газа. При пересчете запасов на разрабатываемых месторождениях необходимо сопоставить данные разведки и разработки по запасам, условиям залегания, эффективной газонефтенасыщенной толщине, площади залежи, коллекторским свойствам пород и их неф-тегазонасыщенности, коэффициентах извлечения. При анализе баланса движения запасов следует установить конкретные причины изменений запасов и их категорийности. По месторождениям, на которых выявилось изменение запасов, утвержденных ГКЗ РФ, сопоставление данных разведки и разработки, а также анализ причин их расхождений, должны производиться совместно организациями, разведывавшими и разрабатывающими месторождение. Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план. Подсчетные планы (рис. 3) составляются на основе структурной карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов или ближайшего репера, расположенного не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов. Границы и площадь подсчета запасов нефти и газа каждой из категорий окрашиваются определенным цветом: - категория А - красным; - категория В - синим; - категорияС1 - зеленым; - категория С2 – желтым.  Рис. 3. Пример подсчетного плана залежи. 1 — нефть; 2 — вода: 3 — нефть и вода; скважины: 4 — добывающие, 5 — разведочные, 6 — в консервации, 7 — ликвидированные, в—не давшие притока; 9 — изогипсы поверхности коллекторов, м; контуры нефтеносности: 10 — внешний, 11 — внутренний; 12 — граница литолого-фациального замещения коллекторов; 13—категории запасов; цифры у скважин: в числителе—номер скважины, в знаменателе—абсолютная отметка кровли коллектора, м. На подсчетный план также наносятся все пробуренные на дату подсчета запасов скважины (с точным указанием положения устьев, то-чек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта): - разведочные; - добывающие; - законсервированные в ожидании организации промысла; - нагнетательные и наблюдательные; - давшие безводную нефть, нефть с водой, газ, газ с конденсатом, газ с конденсатом и водой и воду; - находящиеся в опробовании; - неопробованные, с указанием характеристики нефте-, газо- и водо-насыщенности пластов - коллекторов по данным интерпретации материалов геофизических исследований скважин; - ликвидированные, с указанием причин ликвидации; - вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами. По испытанным скважинам указываются: глубина и абсолютные отметки кровли и подошвы коллектора, абсолютные отметки интервалов перфорации, начальный и текущий дебиты нефти, газа и воды, диаметр штуцера, депрессия, продолжительность работы, дата появления воды и ее содержание в процентах в добываемой продукции. При совместном опробовании двух и более пластов указывают их индексы. Дебиты неф-ти и газа должны быть замерены при работе скважин на одинаковых штуцерах. По добывающим скважинам приводятся: дата ввода в работу, начальный и текущий дебиты и пластовое давление, добытое количество нефти, газа, конденсата и воды, дата начала обводнения исодержание воды в процентах в добываемой продукции на дату подсчета запасов. При большом количестве скважин эти сведения помещаются в таблице на подсчетном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дается таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, подсчитанные запасы, их категории, величины параметров, принятые по решению ГКЗ РФ, дата, на которую подсчитаны запасы. При повторном подсчете запасов на подсчетные планы должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденных при предыдущем подсчете, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов производится раздельно для газовой, нефтяной,. газонефтяной, водонефтяной и газонефтеводяной зон по типам коллекторов для каждого пласта залежи и месторождения в целом с обязательной оценкой перспектив всего месторождения. Запасы содержащихся в нефти и газе компонентов, имеющие промышленное значение, подсчитываются в границах подсчета запасов нефти и газа. При подсчете запасов подсчетные параметры измеряются в следующих единицах: толщина в метрах; давление в мегапаскалях (с точностью до десятых долей единицы); площадь в тысячах квадратных метров; плотность нефти, конденсата и воды в граммах на кубический сантиметр, а газа—в килограммах на кубический метр (с точностью до тысячных долей единицы); коэффициенты пористости и нефтегазо-насыщенности в долях единицы с округлением до сотых долей; коэффициенты извлечения нефти и конденсата в долях единицы с округлением до тысячных долей. Запасы нефти, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются в тысячах тонн, газа - в миллионах кубических метров, гелия и аргона—в тысячах кубических метров. Средние значения параметров и результаты подсчета запасов приводятся в табличной форме. 1.9. ПОДГОТОВЛЕННОСТЬ РАЗВЕДАННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ) НЕФТИ И ГАЗА ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННОГО ОСВОЕНИЯ В соответствии с Классификацией запасов подготовленность разведанных месторождений (залежей) нефти и газа для промышленного освоения определяется степенью их изученности независимо от размера и сложности геологического строения. Разведанные месторождения считаются подготовленными для промышленного освоения при соблюдении следующих условий: - балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа и конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, утверждены ГКЗ СССР и дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата месторождения; - утвержденные извлекаемые запасы нефти и конденсата, балансовые запасы газа, а также запасы содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов, используемые при проектировании предприятий по добыче нефти и газа, должны составлять не менее 80 % категории C1 и до 20 % категории С2. Возможность промышленного освоения разведанных месторождений (залежей) или частей месторождений (залежей) нефти и газа при наличии запасов категории С2 более 20 % устанавливается в исключительных случаях ГКЗ СССР при утверждении запасов на основе экспертизы материалов подсчета; - состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение, особенности разработки месторождений (залежей), дебиты нефти, газа и конденсата, гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа; - в районе разведанного месторождения должны быть оценены сырьевая база производства строительных материалов и возможные источники водоснабжения с целью обеспечения потребностей будущих предприятий по добыче нефти и газа; - имеются сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы при проведении проектно-изыскательских работ для изучения возможностей сброса промышленных и других сточных вод; - составлены рекомендации о разработке мероприятий по обеспечению предотвращения загрязнения окружающей среды. В целях ускорения промышленного освоения месторождений нефти и газа министерствам, осуществляющим разработку, разрешается: - осуществлять проектные и изыскательские работы по строительству промысловых объектов и промышленных сооружений, а также составлять технологические схемы разработки месторождений нефти и проекты опытно-промышленной разработки месторождений газа на базе запасов нефти и газа, принятых ЦКЗ соответствующих министерств; - утверждать проектно-сметную документацию и вводить в разработку: по согласованию с ГКЗ СССР месторождения нефти с извлекаемыми запасами до 30 млн. т на срок до 5 лет на базе запасов принятых ЦКЗ министерств, с последующим утверждением их в ГКЗ СССР. Если после 5 лет разработки месторождения остаточные извлекаемые запасы нефти не превысят 1 млн. т, то дальнейшая разработка месторождения производится по согласованию с ГКЗ РФ на базе запасов, принятых ЦКЗ соответствующего министерства; месторождения газа, расположенные в районах действующих газопроводов, а также месторождения с запасами до 30 млрд. м3 в других районах на срок до 5 лет на базе запасов, принятых ЦКЗ министерств, с последующим их утверждением в ГКЗ РФ. Если после 5 лет разработки остаточные запасы газа не превысят 3 млрд. м3, то дальнейшая разработка месторождения производится по согласованию с ГКЗ СССР на базе запасов, принятых ЦКЗ министерства, осуществляющего разработку месторождения; по согласованию с ГКЗ СССР и Госгортехнадзором СССР месторождения нефти и газа, расположенные в акваториях морей и океанов, на срок до 5 лет на базе запасов, принятых ЦКЗ Министерства газовой промышленности, с последующим их утверждением в ГКЗ РФ; месторождения нефти с извлекаемыми запасами до 1 млн. т и газа с запасами до 3 млрд; м3 на базе запасов категорий C1 и С2, принятых ЦКЗ соответствующих министерств, без последующего утверждения в ГКЗ СССР. ВЫДЕЛЕНИЕ ОЦЕНОЧНЫХ И ПОДСЧЕТНЫХ ОБЪЕКТОВ РЕСУРСОВ И ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА 2.1 ВЗАИМОСВЯЗЬ КАТЕГОРИИ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ С ЭТАПАМИ И СТАДИЯМИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ В Классификации запасов и ресурсов каждая категория тесно увязана с соответствующими этапом и стадией геологоразведочного процесса или разработки залежей (Табл. 2). Таблица 2. Оценочные и подсчетные объекты ресурсов и запасов нефти и газа
Основные черты такой увязки можно представить следующим образом. На региональном этапе оцениваются только прогнозные ресурсы нефти, газа и конденсата. При этом на стадии прогнозирования нефтегаэоносности, объектами изучения которой служат провинции, нефтегазоперспективные или нефтегазоносные области и районы, оцениваемые прогнозные ресурсы в большинстве случаев относят к категории Д2. На стадии оценки зон нефтегазонакопления объектами изучения являются нефтегазоперспективные зоны и зоны нефтегазонакопления, по которым преобладающая часть оцениваемых ресурсов относится к категории Д1. Поисковый этап характеризуется локализацией изучаемых объектов и их последовательной детализацией. К завершению подстадии выявления объектов прогнозные ресурсы оцениваются на перспективных ловушках, выявленных в районах как с установленной, так и с возможной нефтегазоносностью. Ресурсы категории Д1 выделяются на выявленных ловушках в пределах нефтегазоперспективных зон нефтегазоносных районов. Ресурсы катетории Д2 оцениваются в ловушках, выявленных в пределах нефтегазоперспективных районов, т. е. районов с еще не установленной нефтегазоносностью. Ресурсы этой категории выделяются также в ловушках, расположенных в пределах нефтегазоносных районов в продуктивных комплексах, погруженных ниже достигнутых бурением глубин. Подстадия подготовки объектов завершается подсчетом перспективных ресурсов категории Сз в ловушках, подготовленных для поискового бурения и расположенных в той же структурно-фациальной зоне данного нефтегазоносного района, в которой имеются выявленные разведанные и разрабатываемые залежи. Ресурсы подготовленных ловушек вне такой зоны относят к категории Д1 если ловушки расположены в пределах нефтегазоперспективных зон нефтегазоносного района, и к категории Д2, если они расположены в пределах нефтегазоперспективных районов. Все перечисленные выше категории охватывают ресурсы предполагаемых залежей, не вскрытых бурением. Стадия поиска месторождений (залежей) завершается после получения первого промышленного притока нефти или газа из подготовленной ловушки. Запасы вновь выявленной залежи подсчитываются в основном по категории С1 и лишь частично по категории C1 (около скважины с промышленным притоком). Разведочный этап начинается стадией оценки месторождений (залежей). По мере бурения каждой новой разведочной скважины доля запасов категорий С2 на промышленных залежах последовательно уменьшается и соответственно возрастает доля запасов категории C1. Разведочный этап завершается стадией подготовки месторождений (залежей) к разработке. Решение о вводе месторождения (залежи) в промышленную разработку может быть принято, когда доля извлекаемых запасов категории C1 составляет не менее 80%, а запасов категории С2—не более 20%. Запасы категории В подсчитываются по уже разрабатываемой залежи (или ее части), разбуренной в соответствии с первым проектным документом на разработку. С окончанием разбуривания залежи, что по времени совпадает с завершением I стадии разработки, при достижении соответствующей степени изученности все ее запасы переводятся в Запасы категории А подсчитываются по залежи в целом или по ее частям, доразбуренным в соответствии с проектом разработки. После завершения бурения в основном всех скважин по проекту (период III стадии разработки) запасы залежи переводятся в категорию А. Таким образом, на каждой более высокой стадии геологоразведочного процесса и разработки залежей повышается детальность исследований. Благодаря этому уточняются представления о геологи-ческом строении объектов, которые дифференцируются на все более мелкие объекты, элементарные по отношению к первоначальным. Увязка категорий ресурсов и запасов с определенными этапами и стадиями геологоразведочного процесса и разработки залежей создает предпосылки для применения системного подхода к выделению объектов оценки прогнозных ресурсов и объектов подсчета перспективных ресурсов и запасов нефти и газа. Назовем их для краткости соответственно оценочными и подсчетными объектами. Суть системного подхода заключается в представлении оценочных и подсчетных объектов в виде ряда уровней организации, находящихся в отношении последовательного подчинения и соответствующих определенной стадии изученности. 2. 2 ВЫДЕЛЕНИЕ ОЦЕНОЧНЫХ ОБЪЕКТОВ ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ В современной науке под системами обычно понимают сложные объекты, для которых характерны множественность, разнотипность и разнокачественность образующих их элементов и связей. К важным свойствам систем относится их целостность. Последняя обусловливается наличием у объектов особого рода внутренних и внешних системообразующих связей, а также существованием среди элементарных объектов, составляющих систему, определенных форм организованности или упорядоченности, образующих своего рода уровни иерархии. Нужно иметь в виду, что понятие «элементарный объект»— относительное. Объект, рассматриваемый при низкой степени изученности в качестве элементарного, с повышением степени изученности оказывается сложным, состоящим из нескольких, меньших по масштабу, элементарных объектов. Именно в такой взаимосвязи находятся все объекты внутри самых крупных систем — нефтегазоносных провинций и их осадочного выполнения, на которых осуществляются оценка прогнозных ресурсов и подсчет перспективных ресурсов и запасов нефти и газа и содержащихся в них компонентов. В последние годы при прогнозировании нефтегазоносности наме-тилась вполне определенная тенденция одновременного учета площадной и вертикальной иерархии при выделении оценочных объектов по принципу: меньший по площади объект увязывается с более узкой литолого-стратиграфической единицей разреза. Объекты, выделенные таким образом, обладают существенными преимуществами по сравнению с любыми другими, поскольку позволяют конкретизировать прогноз, повышая тем самым его достоверность. Одновременно следует увязывать масштабы оценочных объектов с выделяемыми стадиями геологоразведочного процесса. Принцип разделения нефтегазоносных провинций и выполняющих их отложений на объекты площадной и вертикальной иерархии положен в основу нефтегазогеологического районирования. Однако, если в разрезе объекты нефтегазогеологического расчленения совпадают с оценочными объектами, то по площади, начиная с нефтегазоносного района, оценочные объекты приурочивают к геоструктурным элементам соответствующего порядка и знака. Чтобы определить, какие пары объектов площадной и вертикальной иерархии можно рассматривать на каждой стадии как оценочные объекты одного уровня общей системы нефтегазоносная провинция—осадочный чехол, необходимо оговорить условия, при которых возможно сопоставление таких пар. При прогнозировании нефтегазоносности недр важнейшими являются принципы геологической аналогии. Они заключаются в выборе на изученной территории эталонных объектов, которые по ряду критериев можно считать сходными по геологическому строению со слабо изученными оценочными объектами на прогнозной территории. При этом эталонный и оценочный объекты должны быть приурочены к геоструктурным элементам одного порядка и знака. Они, всвою очередь, представляют собой часть одного тектонического сооружения более высокого ранга, расположенного в пределах соответствующего объекта нефтегазогеологического районирования одного с ним уровня. Проведение аналогии между эталонным и оценочным участками по площади и разрезу возможно в том случае, если объект нефтегазо-геологического расчленения прослеживается на территории объекта нефтегазогеологического районирования, охватывающего эти участки. На стадии прогноза нефтегазоносности при оценке ресурсов категории Д2 необходимо, чтобы один и тот же комплекс прослеживался как в пределах эталона — крупного тектонического сооружения (I порядка), т. е. свода, впадины и др., где установлена его нефтегазоносность, так и в пределах оценочного участка того же порядка и знака, где тот же комплекс относится к нефтегазоперспективным. И эталон, и оценочный объект в данном случае должны быть расположены в пределах разных нефтегазоносных районов одной нефтегазоносной области. Следовательно, оценочный объект категории Д2 на стадии прогноза нефтегазоносности в плане ограничивается крупным тектоническим сооружением (I порядка) или его частью, а в разрезе — толщиной нефтегазоперспективного комплекса. Существующие методы позволяют оценивать прогнозные ресурсы категории Д2 и по более крупным элементам нефтегазоносным области и провинции и их осадочному выполнению. Оценочными объектами категории Д2 на подстадиях выявления объектов и подготовки их к поисковому бурению служат выявленные и подготовленные ловушки в пределах тектонических сооружений, относимых к этой категории. В разрезе основным объектом на них является нефтегазоперспективный комплекс. Оценочные и эталонные объекты при оценке прогнозных ресурсов категории Д1 на стадии оценки зон нефтегазонакопления выбираются в пределах одного крупного тектонического сооружения (I порядка). По площади эталонные участки охватывают сооружения меньшего порядка (валы и т. п.) или их участки в пределах изученных зон нефтегазона-копления. Оценочные участки выделяются на одинаковых по рангу и знаку геоструктурных элементах, расположенных в пределах нефтегазо-перспективных зон или неизученных частей зон нефтегазонакопления. В разрезе эталонным и оценочным объектам соответствуют более узкие интервалы разреза, чем нефтегазоносный комплекс, т. е. горизонты, прослеживаемые в пределах нефтегазоносного района. Нефтегазоносность одних и тех же горизонтов на эталонных участках доказана, а на оценочных предполагается. Оценочными объектами категории Д1 на подстадиях выявления и подготовки объектов к поисковому бурению являются выявленные и подготовленные ловушки в пределах тектонических сооружений, относимых к категории Д1. В разрезе оценочным объектом на таких ловушках служит нефтегазоперспективный горизонт. 2. 3. ВЫДЕЛЕНИЕ ПОДСЧЕТНЫХ ОБЪЕКТОВ ПЕРСПЕКТИВНЫХ РЕСУРСОВ При подсчете перспективных ресурсов категории Сз уровень подсчетных объектов в плане соответствует отдельной ловушке, способной аккумулировать нефть и газ. Тип ловушки определяется строением структурно-фациальной зоны. Приуроченность групп связанных между собой ловушек к одной зоне нефтегазонакопления (следовательно, и к одной структурно-фациальной зоне) предопределяет преимущественную приуроченность залежей к одним и тем же пластам. Таким образом, при оценке перспективных ресурсов объектами подсчета одного уровня в плане и разрезе являются ловушки и нефтегазоносные пласты. При этом пласт рассматривается как минимальное подразделение разреза, способное вмещать самостоятельную залежь. При любом обобщении всегда возникают трудности с выделением горизонтов, пластов и их пропластков. Исходя из результатов изучения условий взаимодействия пластов при их дренировании в случае многопластового строения залежей, М. М. Иванова, И. П. Чоловский и И. С. Гутман предложили количественные критерии для решения этого вопроса. В частности, если пачка непроницаемых пород прослеживается внутри горизонта более чем на 70 % площади залежи, то она служит разделом между пластами-коллекторами. Пачки непроницаемых пород, распространенные менее чем на 70 % площади залежи, разделяют пропластки коллекторов, принадлежащих единому пласту. Если площадь распространения каждого непроницаемого пласта не превышает 30 % площади залежи, то такие пропластки не оказывают существенного влияния на характер разработки, и пласт можно считать монолитным. 2.4. ПОДСЧЕТНЫЕ ОБЪЕКТЫ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА Первый подсчет запасов выявленной (открытой) залежи производится по получении промышленного притока нефти и газа на перспективной площади. В разрезе в качестве подсчетного объекта принимаются пласт или горизонт в зависимости от того, с чем из них связаны залежи на соседних месторождениях той же структурно-фациальной зоны. Таким образом, иерархический уровень подсчетных объектов на предполагаемых и выявленных залежах остается одним и тем же. Этим определяется преемственность между запасами выявленных залежей, с одной стороны, и перспективными ресурсами предполагаемых залежей с другой. Вместе с тем достоверность запасов, несмотря на то что в них преобладают запасы категории C2, существенно выше достоверности ресурсов категории Сз, поскольку в первом случае подтвержден сам факт наличия залежи. На стадии оценки месторождений (залежей) создаются предварительные модели выявленных залежей и месторождения в целом. По мере бурения каждой новой скважины баланс между запасами категорий С2 и C1 изменяется в сторону увеличения последней. Поскольку по данным пробуренных скважин на этой стадии должны быть установлены фазовое состояние УВ залежей, свойства флюидов, фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, типы залежей и их параметры, на ряде залежей появляется возможность первой дифференциации подсчетных объектов и запасов нефти и газа. Так, на пластовых сводовых залежах в качестве самостоятельных объектов в плане выделяются нефтяная (газовая) и водонефтяная (газовая) зоны, характеризующиеся различным насыщением коллекторов нефтью и газом. Однако данных для выделения отдельных объектов в разрезе, как правило, пока недостаточно. На стадии подготовки месторождения (залежей) к разработке, если разведанная залежь связана с пластом, то в разрезе она рассматривается как единый объект. В случаях, когда нефтяная залежь связана с горизонтом, полученных на этой стадии данных оказывается вполне достаточно для первой дифференциации горизонта на слагающие его продуктивные пласты. На разрабатываемой залежи должен проводиться комплекс исследований по детализации ее строения, на основе которого осуществляется перевод запасов в категории В и А. По данным исследова-ний в скважинах, пробуренных по более плотной сетке, уточняются границы распространения коллекторов каждого пропластка, выделяемого внутри продуктивного пласта. С учетом данных опробования скважин в терригенном коллекторе устанавливаются кондиционные значения, разделяющие высоко- и низко - продуктивные породы, прослеживаются зоны распространения пластов и пропластков разной продуктивности, рассматриваемые как самостоятельные подсчетные объекты. В карбонатном коллекторе выделяются в разрезе и прослеживаются по площади залежи пласты (пропластки) разных типов коллекторов, отличающиеся друг от друга коллекторскими свойствами. Таким образом, подсчетные и оценочные объекты, иерархический уровень которых определяется стадиями геологоразведочного процесса и разработки залежей, увязанные на различных уровнях по площади и разрезу, рассматриваются как своего рода элементарные тела сложной системы «нефтегазоносная провинция». Степень элементаризации объекта обусловливается степенью его изученности, в свою очередь определяющей категорийность запасов и ресурсов. Все это в конечном счете позволяет дифференцировать способы подсчета запасов и оценки ресурсов применительно к степени изученности объектов. 3. СУММАРНЫЕ РЕСУРСЫ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА Для сравнения нефтегазоносности различных регионов пользуются интегральными оценками, включающими в себя накопленную добычу, запасы, ресурсы нефти, газа и конденсата всех категорий. Первым название таким оценкам еще в 1932 г. дал И. М. Губкин, объединив все слагаемые термином «общие геологические запасы». Несмотря на то что это название очень метко отражало суть дела, оно не получило широкого распространения поскольку практика количественного прогнозирования нефтегазоносности регионов в те годы была ограниченной. Второе рождение этого понятия связано с концом 50-х—началом 60-х годов, когда в нашей стране стали широко развертываться работы по количественной оценке перспектив нефтегазоносности, чему способствовало открытие ряда новых нефтегазоносных провинций страны. В геологический лексикон вошло новое понятие — «потенциальные ресурсы», в которое вкладывался тот же смысл, что и в понятие «общие геологические ресурсы». Следует отметить, что с самого начала термин «потенциальные ресурсы» вызвал резкую критику со стороны ряда видных геологов. В 1983 г. в практику работ по прогнозированию нефтегазоносаюсти вместо понятия «потенциальные ресурсы» введено понятие «суммарные ресурсы». Суммарные ресурсы могут быть начальными и текущими. Под на-чальными суммарными ресурсами региона понимается сумма разведанных запасов (категорий A+B+C1) и предварительно оцененных запасов (категории С2) на месторождениях до начала их разработки, а также перспективных (категории Сз) и прогнозных ресурсов (категорий Д1+Д2), подсчитанных и оцененных в пределах региона на дату оценки или уточнения прогнозных ресурсов. Текущие суммарные ресурсы меньше начальных на величину накопленной добычи на разрабатываемых месторождениях региона к моменту оценки прогнозных ресурсов. Среди суммарных ресурсов нефти, газа и конденсата целесообразно выделять ресурсы, которые могут быть извлечены из недр. Таким ресурсам соответствует понятие суммарные извлекаемые ресурсы. При этом суммарные ресурсы правильнее называть суммарными геологическими ресурсами. Начальные суммарные извлекаемые ресурсы региона определяются суммой на ту же дату: извлекаемых запасов категорий A+B+C1+C2 до начала разработки месторождений и залежей; извлекаемых перспективных ресурсов категории Сз и извлекаемых прогнозных ресурсов категорий Д1+Д2. Текущие суммарные извлекаемые ресурсы отличаются от начальных на величины накопленной добычи на дату оценки или уточнения прогнозных ресурсов. 4. ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД ПОДСЧЕТА НАЧАЛЬНЫХ БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И СВОБОДНОГО ГАЗА 4. 1. СУЩНОСТЬ ОБЪЕМНОГО МЕТОДА Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей. Величину этих объемов получают путем умножения горизонтальной проекции площади залежей нефти или свободного газа (F) на среднее значение вертикальной эффективной нефте(газо)-насыщенной толщины пласта hэф.н. на среднее значение коэффициента открытой пористости kп.о. и на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности kн. или газонасыщенности kг.. При этом выражение Fhн.эф определяет объем коллекторов залежи (ее части), Fhн.эф kп.о.—объем пустотного пространства пород, Fhkп.о.kн. или Fhkп.о.kг. —объемы пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенных соответственно нефтью или свободным газом. В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значение пересчетного коэффициент , учитывающего усадку нефти. С учетом этих параметров объем нефтяной залежи (ее части) при стандартных условиях будет определяться выражением Vн.ст =Fhн.эф kп.о. kн. Умножив Vн.ст на среднее значение плотности нефти при стандартных условиях, получим начальные запасы нефти, содержащиеся в этой залежи или ее части: Qн.н =Fhн.эф kп.о. kн. Для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи (ее части), к стандартным условиям используется произведение барического Кр и термического Kт. Коэффициентов: Kр Kт.=[(pо ао - pост aост)/pст ] [(Tо + t ст)/(Tо + tпл)] где ро - среднее начальное пластовое давление в залежи (ее части), МПа; аo - поправка, обратно пропорциональная коэффициенту сжимаемости реальных газов Zo при давлении ро; ао=1/Zо;pост - среднее остаточное давление, устанавливающееся в залежи, когда давление на устье добывающих скважин равно стандартному, МПа; aост - соответствующаяpост поправка на сжимаемость реальных газов, равная l/Zocт pст - давление при стандартных, условиях, равное 0,1 МПа; Tо = 273 К; t ст =20°С; tпл - средняя температура в залежи в пластовых условиях, °С. В соответствии с изложенным формула для подсчета начальных запасов свободного газа залежи (ее части) объемным методом имеют следующий вид: Qн.г =Fhг.эф kп.о. kг Kр Kт | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||