Лекція №3 сумарні ресурси нафти, газу і конденсату

Для порівняння нафтогазоносності різних регіонів користуються інтегральними оцінками, які включають в себе накопичений видобуток, запаси, ресурси нафти, газу і конденсату всіх категорій. Першим назву таким оцінкам ще в 1932 році дав І.М. Губкін, об’єднав всі складові терміном „загальні геологічні запаси”. Не дивлячись на те, що ця назва досить точно відображала суть справи, вона не отримала широкого розповсюдження, так як практика кількісного прогнозування нафтогазоносності регіонів в ті роки була обмеженою.

Друге народження цього поняття пов’язано з кінцем 50-их років і початком 60-их, коли стали широко розгортатися роботи з кількісної оцінки перспектив нафтогазоносності, що сприяло відкриттю ряду нових нафтогазоносних провінцій країни. В геологічну термінологію увійшло нове поняття – „потенційні ресурси”, в яке вкладалося теж саме поняття, що і в поняття „загальні геологічні ресурси”.

Слід відмітити, що з самого початку термін „потенційні ресурси” викликав різку критику з сторони ряду видних геологів. Так М.О. Жданов неодноразово вказував, що включення у поняття „потенційні” накопиченого видобутку немає ніякої логіки.

В 1983 році у практику робіт з прогнозування нафтогазоносності замість поняття „потенційні ресурси” введено поняття „сумарні ресурси” .

Сумарні ресурси можуть бути початковими і поточними. Під початковими сумарними ресурсами регіону розуміють суму розвіданих запасів (категорій А+В+С₁) і попередньо оцінених запасів (категорії С₂) на родовищах до початку їх розробки, а також перспективних (категорії С₃) і прогнозних ресурсів (категорії Д₁+Д₂), підрахованих і оцінених в межах регіону на дату оцінки або уточнення прогнозних ресурсів.

Поточні сумарні ресурси менші від початкових на величину накопиченого видобутку на родовищах регіону, що розробляються до моменту оцінки прогнозних ресурсів.

Серед сумарних ресурсів нафти, газу і конденсату доцільно виділяти ресурси, які можуть бути вилучені з надр. Такі ресурси можуть відповідати поняттю сумарні видобувні ресурси.

Початкові сумарні видобувні ресурси регіону визначаються сумою на ту ж саму дату: видобувні запаси категорії А+В+С₁+С₂ до початку розробки родовища і покладів; видобувних перспективних ресурсів категорії С₃ і видобувних прогнозних ресурсів категорій Д₁+Д₂.

Поточні сумарні видобувні ресурси відрізняються від поточних на величину накопиченого видобутку на дату оцінки або уточнення прогнозних ресурсів.

Лекція №4 категорійність запасів і основні вимоги до розвіданості і вивченості покладів нафти і газу

Відповідно до сучасної класифікації запасів родовищ нафти і горючих газів, розвідані запаси нафти і газів, а також вміст у них cупутніх компонентів, за ступенем їх розвіданості і вивчення підрозділяються на чотири категорії – А, В, С₁ і С₂, які визначаються наступними умовами.

До категорії А відносяться запаси покладу (або її частини), вивчені з детальністю, що забезпечує повне визначення форми і розмірів покладу, ефективної і нафтогазонасиченої потужності, характеру зміни властивостей колекторів і нафтогазонасиченості продуктивних пластів, якісного і кількісного складу нафти, горючих газів і супутніх компонентів, що містяться в них і інших параметрів, а також основних особливостей покладу, від яких залежать умови її розробки – режим роботи покладу, продуктивність свердловин, тиск, проникність колекторів, гідро- і п’єзопровідність та інші особливості.

Запаси категорії А підраховуються в процесі розробки покладу. Вони повинні бути детально вивчені за допомогою розвідувальних і експлуатаційних свердловин, пробурених на всій площі покладу по сітці, ухваленій відповідно до проекту розробки. Межі запасів категорії А в цьому випадку визначаються достовірно встановленим контуром покладу. Для покладу, розбурювання якого експлуатаційними свердловинами не закінчено, запаси категорії А підраховуються в межах тієї її частини, яка повністю розбурена відповідно до проекту розробки експлуатаційними свердловинами, що дали промислові припливи нафти або газу.

На площі підрахунку запасів категорії А повинні бути детально вивчені і достовірно визначені:

1. розміри і форма покладу; при порушеності нафтогазовміщуючих пластів – положення тектонічних порушень і їхньої амплітуди (форма і розміри кожного тектонічного блоку); для пасток літологічного і стратиграфічного типів – границі виклинювання, заміщення і перекриття проникних порід непроникними;

2) закономірності зміни по площі і розрізу літологічних особливостей продуктивного пласта – його речовинного складу, ефективної і нафтогазонасиченої потужності, властивостей (відкритої пористості, проникності) колекторів і нафтогазонасиченості;

3) геофізичні критерії оцінки продуктивності пластів, ув’язані з даними по керну, а також нижні межі пористості і проникності нафтогазовіддаючих порід (з урахуванням їхнього гранулометричного складу і карбонатності);

4) початкові і поточні дебіти нафти і води, початкові і поточні робочі дебіти вільного газу і вміст в ньому конденсату і гелію, а також зміна вмісту конденсату з часом (залежно від зміни пластового тиску), коефіцієнти продуктивності свердловин, величини початкового пластового тиску, тиск насичення, газових чинників та їхня зміна в часі;

5) якість нафти, газу, конденсату, води і вміст у них супутніх компонентів;

6) зміна в часі дебітів нафти, газу і води, положень водонафтового і газоводяного контактів, контурів нафтоносності і газоносності і пластового тиску;

7) сумарний видобуток нафти, газу, конденсату і води по свердловинах і пластах;

8) гідрогеологічні умови – гідродинамічний зв’язок окремих продуктивних пластів і тектонічних блоків, висотне положення контактів газ–нафта–вода, природний режим роботи покладу;

9) найефективніші методи дії на пласт і поклад в процесі їх розробки.

До категорії В відносяться запаси покладу (або її частини), нафтогазоносність якого встановлена на підставі отримання промислових припливів нафти або горючих газів в свердловинах на різних гіпсометричних відмітках і наявності сприятливих промислово–геофізичних даних і керну. Форма і розміри покладу, ефективна і нафтогазонасичена товщина, характер зміни властивостей колекторів і нафтогазонасиченість продуктивних пластів і інші параметри, а також основні особливості, які визначають умови розробки покладу, вивчені наближено, але в ступені, достатньому для проектування розробки покладу; склад нафти, горючих газів і супутніх компонентів, що містяться в них, в пластових умовах і умовах поверхні вивчені детально. По нафтових покладах проведена пробна експлуатація окремих свердловин. По газових покладах встановлена відсутність нафтової облямівки або визначена її промислова цінність.

При виконанні вказаних умов по покладу (родовищу) I-і групи (група складності геологічної будови покладу) і отримання промислових припливів нафти або газу не менше ніж в трьох свердловинах, розташованих в різних частинах покладу, до категорії В відносяться запаси, підраховані в контурі ізогіпси, яка відповідає найбільш низькій відмітці пласта, з якої свердловинами отриманий промисловий приплив безводної нафти або газу. По покладу (родовищу) II групи до категорії В відносяться запаси, підраховані на площі, оконтуреній свердловинами, що дали промислові припливи безводної нафти або газу.

На площі підрахунку запасів категорії В за матеріалами пошукових і розвідувальних свердловин повинні бути вивчені і встановлені в ступені, достатньому для проектування розробки:

1. положення продуктивного пласта в розрізі і ступені витриманості його по площі, положення тектонічних порушень і їхньої амплітуди;

2) літологічні особливості продуктивного пласта – речовинний склад його, загальна, ефективна і нафтогазонасичена товщина, властивості колекторів порід, що складають пласт (відкрита пористість, проникність), нафтогазонасиченість і характер їхньої зміни по площі і розрізу;

3) висотне положення контактів газ–нафта–вода за даними випробування і з урахуванням промислово-геофізичних матеріалів;

4) якість нафти, газу, конденсату, води, а також вміст у них супутніх компонентів;

5) за даними випробування пробурених свердловин і пробної експлуатації окремих свердловин – початкові і поточні дебіти нафти і води, початкові робочі (оптимальні) дебіти газу, коефіцієнти продуктивності свердловин, початковий і поточний пластовий тиск, тиск насичення, газові чинники;

6) гідрогеологічні умови і природний режим роботи покладу.

До категорії С₁ відносяться запаси покладів, нафтогазоносність яких встановлена на підставі отримання промислових припливів нафти або горючих газів в окремих свердловинах (частина свердловин може бути випробувана випробувачем пластів) і сприятливих промислово–геофізичних даних у ряді інших свердловин, а також запаси частини покладу (тектонічного блоку), що примикає до площ із запасами більш високих категорій.

Умови залягання нафти або горючих газів встановлені перевіреними для даного району методами геологічних і геофізичних досліджень, властивості колекторів продуктивних пластів і інші параметри вивчені по окремих свердловинах або ухвалені по аналогії з більш вивченою частиною покладу і сусідніми розвіданими родовищами.

Для віднесення запасів до категорії С₁ по покладах, що тільки виявлені, оцінка запасів яких дається тільки по цій категорії, необхідно вивчити і встановити:

1. будову і розміри структури, положення продуктивних пластів в розрізі по окремих свердловинах, літологічні особливості – речовинний склад пласта, товщину, пористість, проникність, нафтогазонасиченість продуктивного пласта;

2) фактичні добові дебіти нафти і газу по свердловинах та коефіцієнти продуктивності;

3) висотне положення контактів нафта–вода, нафта–газ, газ–вода;

4) дані про пластовий тиск, тиск насичення нафти і тиск конденсації пластового газу;

5) якість нафти, конденсату і газу, а також вміст у них супутніх компонентів;

6) гідрогеологічні умови і режим роботи покладу за матеріалами дослідження свердловин або за даними аналогій сусідніх добре вивчених родовищ.

Контури нафтоносності і газоносності покладу проводяться за результатами випробування свердловин і матеріалах промислово–геофізичних досліджень з урахуванням геологічної будови структури.

Для запасів категорії С₁, які підраховані по блоках і полях, що безпосередньо прилягають до площ із запасами більш високих категорій, розмір зони екстраполяції визначається на основі загальних геолого-структурних побудов з урахуванням витриманості літологічного складу і колекторських властивостей продуктивних пластів до впевнено встановленого зовнішнього контуру нафта–газ–вода або не більше ніж на подвійній відстані між експлуатаційними свердловинами, передбаченої проектом розробки або тимчасовою технологічною схемою розробки.

До категорії С₂ відносяться запаси нафти і горючих газів, наявність яких передбачається на підставі сприятливих геологічних і геофізичних даних в окремих нерозвіданих полях, тектонічних блоках і пластах вивчених родовищ, а також запаси на нових структурах (в межах відомих нафтогазоносних районів), оконтурених перевіреними для даного району методами геологічних і геофізичних досліджень.

По нових структурах до категорії С₂ можуть бути віднесені запаси нафти і газів, які відповідають наступним умовам:

1. наявність структури і загальні контури їх встановлені достовірними для даного району методами геологічних і геофізичних досліджень; в межах району ступінь підтверджуваності розмірів та форм цих структур встановлено по даних глибокого буріння;

2) наявність колекторів, перекритих непроникними породами, передбачається на підставі структурно–фаціального аналізу району, а в окремих випадках за даними буріння;

3) можливість промислового нафтонасичення або газо- насичення колекторів, а також коефіцієнт заповнення структур нафтою або газом обґрунтовуються по аналогії з вивченими родовищами на підставі аналізу умов формування нафтових і газових покладів в межах даної структурно–фаціальної зони;

4) на площах, в межах яких припливи нафти і газу отримані тільки за допомогою випробувачів пластів в процесі буріння свердловини;

5) підрахунок запасів зроблений по окремих пластах, промислова продуктивність яких встановлена на інших, вже вивчених аналогічних за геологічною будовою родовищ, що знаходяться в межах структурно–фаціальної зони даної нафтогазоносної провінції.

По нафтових і газових родовищах із встановленими запасами більш високих категорій запаси категорії С₃ підраховуються:

1. по продуктивних пластах – на перспективних ділянках і по тектонічних блоках, що прилягають до площ із запасами, оціненими по більш високих категоріях;

2. по розкритих бурінням пластах, нафтогазоносність яких передбачається за даними промислово–геофізичних досліджень;

3. по нерозкритих пластах, продуктивність яких визначається по аналогії з сусідніми добре вивченими родовищами.

При підрахунку запасів нафти і газів категорії С₂ необхідно обґрунтувати:

а) контури нафтогазоносності, які визначають площу підрахунку, аналізом геолого–структурних умов залягання і літологічних особливостей пласта;

б) нафтогазонасичену товщину, пористість та інші підрахункові параметри на нових структурах з використанням даних по вивчених родовищах, аналогічних за геологічною будовою, із урахуванням закономірностей тектонічної будови і зміни фацій на території структурно–фаціальної зони, в межах якої розташована дана структура; на відомих вже родовищах – за аналогією з вивченими ділянками цих родовищ з урахуванням виявлених закономірностей тектонічної будови і змін літологічного складу порід.