Класс III: Литологические

Группа 2.1. Литологически экранированные залежи

Виды: - На выклинивании коллектора по восстанию

- На замещении проницаемых пород непроницаемыми

- Экранированные асфальтом и битумами

Группа 2.2. Литологически ограниченные залежи - приуроченные к песчаным образованиям русел палеорек или валообразным структурам прибрежных палеобаров.

Виды: - Шнурковые, рукавообразные (палеорусла).

- Баровые

Класс IV: Стратиграфические - залежи в коллекторах, срезанных эрозией и перекрытых несогласно залегающими слоями.

- Виды: - Залежи в локальных тектонических структурах (под угловым несогласием)

- В моноклиналях (под угловым несогласием)

- В выступах (останцах) палеорельефа

- В выступах погребенных кристаллических массивов

4.5. Классификация месторождений нефти и газа по величине запасов

Весьма важной, в практическом отношении, является классификация углеводородных скоплений по их количеству – т.е. по величине запасов. Само определение «мелкое», «среднее», «крупное», «уникальное» для месторождения сразу фиксирует разную его привлекательность для инвесторов.

Для газа учитывается его общее количество в объеме залежи – геологические запасы. В России они исчисляются в тысячах кубических метров; за рубежом, например, в США подсчитываются в тысячах кубических футов. В пересчете на «условное топливо», 1000 м³ газа примерно соответствуют 1 т нефти.

Средние коэффициенты извлечения нефти при добыче обычно не превышают 0,4-0,5, поэтому для нее, уже в процессе подсчета, оценивается не общее количество в недрах, а та величина, которая реально может быть добыта – извлекаемые запасы.

Запасы и добыча нефти исчисляются в России в тоннах, а в большинстве зарубежных стран – в баррелях. Баррель – это единица объема, не массы: 1 баррель = 159 литрам. То есть для нефти разного типа он будет весить от 110 до 150 кг.

Масштабы (классы) месторождений нефти и газа по величине запасов (1987г., СССР)

Нефть, млн.т Газ, млрд.м³

Мелкие менее 10 менее 10

Средние - 10 - 30 10 - 30

Крупные - 30 - 100 30 - 100

Крупнейшие - 100 - 300 100 - 500

Уникальные (Гиганты) - более 300 млн.т или более 500 млрд.м³. Во «Временной классификации запасов…», утвержденной приказом МПР РФ 7.02.2001 г., № 126, границы между классами «мелкие», «средние» и «крупные» существенно изменены.

4.6. Пластовые давления и температуры, динамический режим залежей

Энергия нефтяного пласта, за счет которой происходит извлечение пластового флюида на поверхность, характеризуется существующим в нем давлением. В среднем нормальное пластовое давление близко по величине гидростатическому, т.е. возрастает на 0,1 МПа на каждые 10 м глубины: 100 МПа на глубине 1000 м, 250 МПа – на глубине 2500 м и т.д. Вместе с тем, практически во всех нефтегазоносных районах, и на разных глубинах, встречаются и зоны аномально высокого пластового давления (АВПД). Особенно часто такие зоны встречаются на глубине свыше 4000 м и в подсолевых комплексах – коллекторах, экранированных толщей каменной соли.

Обычно АВПД в 1,3-1,8 раз больше гидростатического давления, изредка превышения достигают 2,0-2,2 раза. В пределах таких зон требуются особые режимы бурения, испытаний и разработки залежей. Основным средством профилактики газопроявлений в зонах АВПД является использование утяжеленных буровых растворов (УБР), применяется также устьевое противовыбросовое оборудование.

Учет величины пластового давления при бурении в интервалах вероятного проявления АВПД чрезвычайно важен для нормальной проводки скважин – в проекте в этом случае требуется точный выбор технологического режима бурения, в первую очередь – промывочной жидкости.

Измерение пластовой температуры и оценка ее изменений при строительстве глубоких скважин необходимы для определения свойств пластовых флюидов, подсчета запасов нефти и газа, проектирования разработки продуктивного горизонта, расчетов режима его работы, а также для решения различных технических задач, связанных с цементированием скважин и их перфорацией. В среднем, температура верхних слоев земной коры (до глубину до 10-20 км) повышается на 1ºС с погружением на каждые 33 м. Но это слишком усредненный показатель геотермической ступени, чтобы им пользоваться на практике. Реальные скорости изменения температуры с глубиной резко различаются в разных районах.

Температуру можно замерять как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах. Перед замером скважину полагается закрыть на срок 20-25 суток для восстановления естественного температурного режима, нарушенного бурением. На практике температуру замеряют обычно через 4-6 часов после остановки скважины. При замерах следует учитывать, что в зонах возможных газопроявлений (превышения пластового давления над забойным) происходит снижение температуры относительно ее естественного уровня.