2. Прогнозные ресурсы.

ПРОГНОЗНЫЕ РЕСУРСЫ — возможное количество полезных ископаемых в геологически слабо изученных участках земной коры и гидросферы.

Оценка прогнозных ресурсов производится на основе общих геологических представлений, научно-теоретических предпосылок, а также благоприятных результатов региональных геологических, геофизических и геохимических исследований. Основные принципы оценки прогнозных ресурсов полезных ископаемых в СССР установлены соответствующими классификациями.

рогнозные ресурсы нефти, газа и конденсата оцениваются в пределах крупных регионов, нефтегазоносных провинций, акваторий, областей, районов, площадей. По степени обоснованности они подразделяются на 2 категории: D1 и D2. Прогнозные ресурсы категории D1 литолого-стратиграфического комплекса оцениваются в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Количественная оценка ресурсов нефти и газа этой категории производится по результатам региональных геологических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с изученными месторождениями в пределах оцениваемого региона. Прогнозные ресурсы категории D2 литолого-стратиграфических комплексов оцениваются в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых ещё не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе комплекса данных геологических, геофизических и геохимических исследований, количественная оценка ресурсов нефти и газа 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 геологического управления США предусмотрена оценка двух групп необнаруженных (прогнозных) ресурсов (undisсоvered resources): гипотетических (hypothetical), оцениваемых по необнаруженным залежам полезных ископаемых в изученных районах, для выявления которых есть известные основания; теоретических (speculative), оцениваемых по необнаруженным залежам в любых районах.

3. Основные физические свойства нефти.

Нефть — жидкость от светло-коричневого (почти бесцветная) до тёмно-бурого (почти чёрного) цвета (хотя бывают образцы даже изумрудно-зелёной нефти). Средняя молекулярная масса 220—300 г/моль (редко 450—470). Плотность 0,65—1,05 (обычно 0,82—0,95) г/см³; нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой, 0,831—0,860 — средней, выше 0,860 — тяжёлой. Плотность нефти, как и других углеводородов, сильно зависит от температуры и давления^[5]. Она содержит большое число разных органических веществ и поэтому характеризуется не температурой кипения, а температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно >28 °C, реже ≥100 °C в случае тяжёлых не́фтей) и фракционным составом — выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом в определённых температурных пределах, как правило до 450—500 °C (выкипает ~ 80 % объёма пробы), реже 560—580 °C (90—95 %). Температура кристаллизации от −60 до + 30 °C; зависит преимущественно от содержания в нефти парафина (чем его больше, тем температура кристаллизации выше) и лёгких фракций (чем их больше, тем эта температура ниже). Вязкость изменяется в широких пределах (от 1,98 до 265,90 мм²/с для различных не́фтей, добываемых в России), определяется фракционным составом нефти и её температурой (чем она выше и больше количество лёгких фракций, тем ниже вязкость), а также содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (чем их больше, тем вязкость выше). Удельная теплоёмкость 1,7—2,1 кДж/(кг∙К); удельная теплота сгорания (низшая) 43,7—46,2 МДж/кг; диэлектрическая проницаемость 2,0—2,5; электрическая проводимость [удельная] от 2∙10⁻¹⁰ до 0,3∙10⁻¹⁸ Ом⁻¹∙см⁻¹.

Нефть — легковоспламеняющаяся жидкость; температура вспышки от −35^[6] до +121 °C (зависит от фракционного состава и содержания в ней растворённых газов). Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях не растворима в воде, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. В технологии для отделения от нефти воды и растворённой в ней соли проводят обезвоживание и обессоливание.

№ экз. билета 16 1. Начальное пластовое давление, приведенное давление.

Приведенное пластовое давление — это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи — плоскость, делящая объем залежи пополам. Положение поверхности приведения сохраняется постоянным до завершения разработки. Приведенное давление Р_пл.пр. вычисляют по формуле: Р_пл.пр=Р_пл.з±rgh где Р_пл.з — замеренное в скважине пластовое давление; h— расстояние между точкой замера и условной плоскостью; r — плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине — нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой — сделан замер), g – ускорение свободного падения Поправку rgh вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис. 80 в законтурных водяных скв. 1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной законтурной скв. 3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления. В этих трех скважинах поправку определяют с учетом плотности пластовой воды. По всем остальным скважинам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скв. 4, где пласт обводнен в процессе разработки, — воды, по скв. 5 — нефти. Характер распределения приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можн показать в виде схематического профиля. На рис. 81 горизонтальная линия 1 соответствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг.

ДАВЛЕНИЕ ПЛАСТОВОЕ НАЧАЛЬНОЕ — пластовое давление (в кгс/см²) в момент вскрытия пласта до утечки или добычи из него жидкости или газа. Наиболее достоверные данные о Д. п. н. получаются при отборе проб жидкости глубинным пробоотборником; его можно также определить путем замера статического уровня в скважине или путем замера давления в устье при закрытой задвижке (в случае фонтана), но для этого необходимо знать физ. состояние флюида, заполняющего ствол скважин. Д. п. н. находится обычно в прямой зависимости от глубины залежи нефти (газа) и в большинстве случаев близко к условному гидростатическому давлению.