Классификация залежей по фазовому составу углеводородов

Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное (единичное) скопление нефти и газа в ловушке. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому.

Газ, нефть и вода располагаются в залежи зонально – газ, как наиболее легкий, занимает кровельную часть природного резервуара, под покрышкой; ниже поровое пространство заполняется нефтью, еще ниже - водой.

По преобладанию жидкой фазы над газовой (или наоборот) залежи делятся на:

однофазовые — нефтяные, газовые, газоконденсатные

двухфазовые — газонефтяные, нефтегазовые.

Газовая залежь содержит в основном метан и его гомологи (этан, пропан и др.). Газ, содержащий более 95 % метана, относится к сухим, а газовые смеси с содержанием более 5 % тяжелых углеводородов называют жирными.

нефтяная

_{газовая} нефтегазовая

газоконденсатнонефтяная

газонефтяная

нефтегазоконденсатная

При визуальном осмотре керна продуктивных горизонтов нефтяных месторождений можно увидеть примазки и включения нефти в порах и трещинах породы. На чисто газовых месторождениях керн из продуктивных толщ не отличается от образцов, взятых из выше- или нижележащих отложений. Их можно отличить лишь сразу после подъема из скважины по запаху бензина, который быстро улетучивается и через небольшой промежуток времени керн уже не несет каких-либо следов УВ. В связи с этим проходка скважин в газоносных районах должна быть под постоянным геологическим контролем и обязательно сопровождаться газовым каротажем.

Газоконденсатные залежи представляют собой скопления жирного газа и растворенных в нем более тяжелых УВ (С₅ Н₁₂ и выше).

Концентрация их при большой высоте залежи увеличивается вниз по разрезу продуктивной толщи

Нефтегазоконденсатные залежи отличаются от предыдущих наличием в нижней части продуктивной толщи жидких УВ, представляющих собой легкую нефть, содержит скопление газа, подстилаемого нефтью (на всей площади или частично), геологические запасы которой не превышают половины суммарных запасов УВ залежи в целом. Газ, имеющий преобладающее значение, как правило, жирный, т.е. помимо метана содержит некоторое количество тяжелых УВ. В зависимости от типа резервуара и характера заполнения ловушки нефтяная часть может иметь вид либо нефтяной оторочки, либо нефтяной подушки.

Классификация залежей нефти и газа по их запасам Россия (2005г.)

Залежи, категория	Запасы нефти,в млн. т	Запасы газа, в млрд. м3
Уникальные	более 300	более 500
Крупные	300-30	500-30
Средние	30-3	30-3
Мелкие	3-1	3-1
Очень мелкие	Менее 1	Менее 1

Отличия между классификациями:

1.В США технически более доступное и совершенное оборудование для добычи нефти и газа, более низкий уровень добычи оказывается

рентабельным.

2.В РФ отмечается пренебрежительное отношение к мелким залежам, погоня только за крупным экономическим или политическим эффектом

Согласно западной классификации, запасы делятся на доказанные, вероятные и возможные. При этом обеспеченность компаний считается только по доказанным запасам. Главный их критерий - подтвержденность не менее чем на 90%. Вполне естественным выглядит вопрос вопрос о том, как "перевести" запасы из российской классификации в западную. Руководитель представительства компании tech input, inc в россии (она участвует совместно с крупнейшей фирмой miller & lents в аудите запасов нефти и газа российских компаний) александр френкель говорит: "компания miller & lents провела анализ на основе данных, включающих 290 залежей 50 месторождений западной сибири, и он показал, что в группу доказанных (западная классификация) включаются от 95% до 100% суммы запасов категорий а, в и с1 (российская классификация). При этом из общей суммы запасов категории с1 доказанным соответствует примерно 70-75%. Эти данные являются усредненными, так как в отдельных случаях процент запасов категории c1, соответствующих категории доказанных запасов, может быть не выше 30%". Необходимо отметить, что переоценку запасов крупнейших российских нефтяных компаний делали именно представители miller & lents. Согласно их данным, доказанные запасы нефти у "лукойла" составляют 2,3 млрд т (30 лет добычи, исходя из нынешнего уровня), у "сибнефти" более 600 млн т (25 лет добычи).

Западные коллеги российских нефтяников столь масштабных запасов не имеют. Они считают, что держать запасы более чем на 8-10 лет нерентабельно, так как ими нужно заниматься, вкладывая значительные средства в разработку. Российские компании уверены, что их ресурсы могут подождать и ничего с ними при этом не случится. Это произошло вследствие того, что в россии большую часть месторождений компании получили бесплатно. А в сша запасы стоят немалых денег.

Разница в классификации запасов заключается еще и в том, что на западе производится их ежегодная переоценка в зависимости от цены нефти.

Прежде чем начать добывать нефть на том или ином месторождении, нужно определить его структуру. Разведка позволяет выяснить, каковы геологические запасы нефти. После этого определяется их извлекаемая доля. Поэтому в лицензиях, определяющих право пользования тем или иным месторождением, учитывается так называемый коэффициент извлечения нефти (кин). По словам завотделом внии экономики минерального сырья и недропользования минприроды семена кимельмана, в россии по большинству лицензий коэффициент извлечения нефти согласно документации составляет 0,3. Это означает, что извлекаемые запасы на месторождении составляют 30% от геологических. Соответственно, 70% нефти останется в земле.

Выдача лицензий с коэффициентом извлечения нефти, равным 0,3, позволяет российским нефтяникам не особенно напрягаться, разрабатывая месторождения. Государство фактически разрешает им брать самую легкоизвлекаемую нефть. При этом во всем мире кин гораздо выше. По словам директора института геологии и разработки горючих ископаемых, в США и странах персидского залива коэффициент извлечения нефти составляет от 0,5 до 0,7. Причем традиционными способами разработки месторождений можно извлечь до 60% геологических запасов нефти. За счет применения методов повышения нефтеотдачи пластов этот показатель можно довести до 70%.

В США государственные органы строго следят за тем, чтобы компании извлекали из недр максимальное количество нефти. В России же эта проблема стоит очень остро. Чиновники Минприроды не могут даже точно отследить, с каким коэффициентом извлечения нефти ведут разработку недр российские компании. Заместитель руководителя этого министерства Петр Садовник говорит, что средний кин в нашей стране составляет сегодня 0,23, а семен кимельман называет цифру 0,17-0,2.

При этом представители Минприроды жалуются, что компании вводят их в заблуждение, причем при помощи очень простой схемы. Они закрывают скважины на одних участках, но зато на других добывают нефть

ускоренными темпами. В результате в среднем получается довольно приемлемая цифра. Для того чтобы определить, на каких лицензионных участках реально ведется добыча, представители мпр подчас прибегают к весьма экстравагантным методам. По словам семена кимельмана, чтобы раскрыть эту "страшную тайну", чиновники ночью облетают на вертолете месторождения нефтяных компаний и смотрят, где в домиках рабочих горит свет, а где - нет. Лидерами по неработающим скважинам являются две компании, которые в последнее время принято считать самыми эффективными, - "Юкос" и "Сибнефть". Необходимо отметить, что большое число неработающих скважин приводит к разрушению структуры всего месторождения. По словам александра френкеля, ввести в эксплуатацию брошенное или законсервированное месторождение стоит практически столько же, сколько запустить новое.

Многие участники рынка говорят о том, что никаких особенных технологий ни "Юкос", ни "Сибнефть" не используют. Они просто варварскими методами разрабатывают свои месторождения, отбирая самые продуктивные запасы и оставляя в земле порядка 90% нефти. Вот что рассказывает об этом источник "фокуса" в одной из госструктур: "в 1994 г. Я приехал в Самару вместе с представителями одной западной фирмы. Они предложили руководителям "Куйбышевнефти" создать совместное предприятие. Англичане хотели определить самый продуктивный нефтеносный пласт, пробурить куст скважин, провести контурное заводнение и в течение трех лет получать большой объем дешевой нефти. Но в этом случае кин снижался до 0,2. Эффективность проекта получалась бешеная. Правда, другие нефтеносные пласты разработать было бы уже нельзя. Местные специалисты сказали, что они не могут пойти на это. Нарушить норму по кин им не позволят ни местные власти, ни федеральные. Англичане уехали ни с чем. Потом Самарские месторождения отошли к "Юкосу", и теперь на них делается то, что предлагали англичане".

Директор института геологии и разработки горючих ископаемых евгений

грунис рассказал "фокусу" еще об одном способе быстро увеличить добычу: "у "Юкоса" есть хорошая программа повышения нефтеотдачи пластов, но она не реализуется. Повышение добычи нефти идет за счет интенсификации отбора. На каждой скважине стоит штуцер, например 6-миллиметровый, его меняют на больший, поэтому нефть идет более быстрыми темпами, но это приводит к пагубным последствиям. Идет неконтролируемое, резкое обводнение нефти. Хотя на начальном этапе это приводит к повышению нефтеотдачи".