- •Глава 1. «История добычи и оценка запасов нефти и газа Мирового океана».
- •Общая характеристика Мирового океана.
- •Особенности рельефа океанического дна.
- •История добычи нефти и газа.
- •История добычи нефти и газа со дна мирового океана.
- •История использования нефти и газа.
- •Виды углеводородных полезных ископаемых. Химический состав углеводородов.
- •Категории запасов, назначение перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа.
- •Метод подсчёта запасов газа по падению пластового давления.
- •Эволюция оценок ресурсов нефти и газа.
- •Оценка запасов углеводородных полезных ископаемых в Мировом океане.
Категории запасов, назначение перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа.
Запасами называются массы нефти и конденсата, объём газа в выявленных разведанных и разрабатываемых залежах, в стандартных условиях на дату подсчёта.
Вместе с выявленными залежами скопления углеводородов, могут содержаться в предполагаемых залежах на установленных месторождениях или на готовых для бурения площадях, а также в литолого-стратиграфических комплексах, но не вскрытых пока что бурением пластах. В литолого-стратиграфические комплексы обязательно должна быть доказана или предполагаема нефтегазоносность в пределах крупных геоструктурных элементах.
Ресурсы – масса конденсата, нефти и объём газа на дату оценки в стандартных условиях в определённых пластах и литолого-стратиграфических комплексах.
Запасы конденсата, нефти и газа и их попутные компоненты ,имеющие промышленное значение, разделяются на две группы, для которых необходимо вести индивидуальный подсчёт и учёт.
Балансовые – запасы залежей, применение, которых к разработке в настоящее время экономически, экологически обоснованно и целесообразно.
Забалансовые – запасы залежей, вовлечение в разработку которых в нынешнее время пока что не целесообразно экономически или даже технически или технологически невозможно. В более позднее время забалансовые месторождения или залежи могут быть переведены в балансовые и активно использоваться.
Для балансовых запасов конденсата, растворённого газа, нефти и их попутных компонентов, имеющих промышленное значение, подсчёт и учёт ведётся по извлекаемым запасам.
Извлекаемые запасы – часть балансовых запасов, которую можно извлекать из недр при грамотном (рациональном) использовании современных технологий и технических средств добычи, при этом необходимо учитывать допустимый уровень затрат и соблюдать требования по охране окружающей среды и недр.
Коэффициенты извлечения полезных ископаемых определяются на основании технико-экономических и технологических расчётов.
Методы подсчёта запасов нефти.
Для подсчёта запасов нефти используют, в основном, три метода подсчёта: объёмный, статический, метод материального баланса. Выбор метода определяется качеством и количеством исходных данных, режимом работы месторождения и его изученностью.
Объёмный метод.
Данный метод применяется на практике очень широко. Он может быть использован при различных стадиях изученности и разведанности и при любом режиме работы залежи. Объёмный метод основывается на условиях залегания нефти в определённых объектах, их геолого-физической характеристике.
Формулу, приведённую ниже, используют для подсчётов запасов нефти объёмным методом.
Qизв=F*h*kn*kH*ρH*θ*η , где
Qизв – извлекаемые запасы нефти (т)
F – площадь нефтеносности (м)
h – толщина пласта (эффективная мощность) (м)
kn – коэффициент открытой пористости
kH – коэффициент нефтенасыщенности
ρH – плотность нефти в поверхностных условиях (кг/м3)
θ – пересчётный коэффициент, учитывающий усадку нефти; Θ=1/в, в – объёмный коэффициент пластовой нефти
η – коэффициент нефтеотдачи
Указанную выше формулу представляется не сложно найти имея указанные данные и их проихведения:
F*h – объём залежи
F*h*kn – объём пор залежи
F*h*kn*kH – нефтенасыщенный объём пласта
F*h*kn*kH*η – объём нефти, который возможно поднять на поверхность при на сегодняшний день существующих способах разработки залежей
F*h*kn*kH*θ*η – объём нефти, который представляется возможным извлечь на поверхность, с учётом её перехода из пластовых в поверхностные условия
F*h*kn*kH*ρH*θ*η – запасы нефти, измеряемые в тоннах, которые возможно извлечь на поверхность из недр в результате использования (эксплуатации) залежи
F*h*kn*kH*ρH*θ*η это и есть извлекаемые или промышленные запасы нефти (Qизв)
Метод материального баланса.
Закон сохранения материи применим и к залежам углеводородов.
В процессе разработки залежи на основании данных снижения пластового давления, физических свойств породы, вмещающей нефть, вод, самой нефти и самое лавное – на основании изучения изменений основных показателей разработки залежи могут быть определены запасы нефти. Непрерывное перераспределение флюидов может быть вызвано вследствие изменения пластового давления из-за отбора нефти, попутного газа, воды, а так же их закачки в залежь. В этом есть суть вышеупомянутого закона, применимо к залежам углеводородов.
Статистический метод.
Статический метод основан на связях между различными показателями разработки. Учитываются предыдущие и последующие данные при подсчёте запасов. Среди них, наиболее часто встречающиеся это связи между дебитами нефти, текущим и накопленным отборами нефти и т.д.
Статический метод, как и метод материального баланса можно применять после достаточно долгой разработки залежи. Статический метод предоставляет более точные и более полные данные при подсчёте запасов. Это связанно с тем, что требуемые для расчёта показатели эксплуатации несложно, точно и регулярно определяются в процессе разработки. Использование статического метода подсчёта запасов нефти в залежи возможно при любом воздействии на пласт.
Методы подсчёта запасов газа.
При подсчёте запасов газа различают два их типа:
Свободный газ – газ, находящийся в газовых залежах и в газовых шапках конденсатных (нефтегазовых) залежей.
Растворённый в нефти – попутный газ, о котором уже говорилось раньше.
Подсчёт запасов свободного газа. Метод вытесненных объёмов.
Объёмный метод подсчёта запасов свободного газа аналогичен и основан на тех же принципах определения объёма залежи, что и подобный метод для подсчёта запасов нефти.
QГ=F*h*Kn*f*KГ*(P0*a0 – Pcm*acm)/Pcm , где
QГ – начальные запасы газа в стандартных условиях (Pcm=0,5МПа, Tcm=293K) (м3)
F – площадь в пределах контура газоносности (м2)
h – эффективная газонасыщенная толщина (мощность) (м)
Kn – коэффициент открытой пористости
P0 – начальное пластовое давление в залежи (МПа)
Pcm – среднее остаточное давление (МПа) в залежи, после извлечения промышленных запасов газа, при установлении на устье скважины давления 0,1 МПа
a0 и acm – поправки на отклонение извлекаемых углеводородных газов от широко распространённого закона Бойля-Мариота для давлений P0 и Pcm соответственно; a=1/z, где z=PV/RT, z – коэффициент сжимаемости газов, определяемый практическим путём по пробам в пластах
f – поправка на температуру для приведения объёма газа к стандартной температуре; Tcm/Tпл=293K/(273K+tm)
KГ – коэффициент газонасыщенности с учётом содержания связанной воды
tm – температура пласта