Разработка нефтяных и газовых месторождений 3

Разработка нефтяных и газовых месторождений

тема: «Изучение основ разработки месторождений нефти и газа»

1.1 Подразделение ресурсов и запасов углеводородов по степени изученности.

Ниже приводится классификация запасов месторождений в соответствии с положением системы классификации запасов и ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, установленная Приказом МПР РФ от 7 февраля 2001 № 126 17 .

1. Общие положения

1.1.Настоящая классификация определяет единые для Российской Федерации принципы подсчета, оценки и государственного учета запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов * (в дальнейшем именуемых "газами") в недрах по степени их изученности и экономическому значению, а также условия предоставления запасов месторождений для добычи.

1.2.Запасы подсчитываются и учитываются, а перспективные и прогнозные ресурсы оцениваются всеми недропользователями раздельно по нефти и растворенному газу, свободному газу, газу газовых шапок и конденсату.

1.3.Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов подсчитываются по каждой залежи раздельно и месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке.

1.4.На месторождениях в запасах нефти, газа и конденсата подлежат обязательному подсчету и учету содержащиеся в них компоненты (этан, пропан, бутан, сера, гелий, металлы), целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами.

1.5.Качество нефти, газа и конденсата изучается в соответствии с требованиями государственных отраслевых стандартов и технических условий с учетом технологии добычи и переработки, обеспечивающей их комплексное использование.

1.6.Подсчет и учет запасов месторождений, а также оценка перспективных и прогнозных ресурсов нефти, конденсата, этана, пропана, бутана, серы и металлов производятся в единицах массы, а газа и гелия в единицах объема. Подсчет, учет и оценка производятся при условиях, приведенных к стандартным (0,1 МПа при 20 °С).

1.7.При получении из скважин на месторождениях нефти и газа притоков подземных вод должны быть определены химический состав

Консорциум « Н е д р а »

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум « Н е д р а »

подземных вод,содержание в них йода, брома, бора и других полезных компонентов, температура, дебиты воды и другие показатели для обоснования целесообразности проведения специальных геолого-разведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определения возможности использования их для извлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд.

2. Группы месторождений по сложности геологического строения и величине запасов

2.1. Месторождения (залежи) нефти и газа по сложности их геологического строения подразделяются на следующие группы:

1-я группа. Месторождения (залежи) простого внутреннего строения, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами; продуктивные нефте-или газонасыщенные пласты представлены коллекторами порового типа и характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу.

2-я группа. Месторождения (залежи) сложного строения; продуктивные нефтеили газонасыщенные, в отдельных случаях с нефтяной оторочкой пласты представлены коллекторами в основном порового типа и характеризуются невыдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу, наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений.

3-я группа. Месторождения (залежи) очень сложного строения, характеризующиеся варьирующими по площади ВНК и ГНК, наличием или литологических замещений, или тектонических нарушений, или очень изменчивых толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов, представленных в основном коллекторами с вторичной пустотностью.

2.2. Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа подразделяются на:

уникальные — более 300 млн т нефти или 500 млрд м3 газа;

очень крупные — от 100 до 300 млн т нефти или от 100 до 500 млрд м3 газа;

крупные — от 30 до 100 млн т нефти или от 30 до 100 млрд м3 газа;

средние — от 10 до 30 млн т нефти или от 10 до 30 млрд м3 газа;

мелкие — от 1 до 10 млн т нефти или от 1 до 10 млрд м3 газа;

очень мелкие — менее 1 млн т нефти или менее 1 млрд м3 газа. 3. Группы месторождений по степени их изученности

Консорциум « Н е д р а »

3.1.Месторождения (залежи) нефти и газа по степени изученности подразделяются на:

•разрабатываемые;

•разведанные (подготовленные для промышленного освоения);

•предварительно оцененные.

3.2.К разрабатываемым относятся месторождения (залежи) нефти и газа, полностью или частично разбуренные эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с технологической схемой или проектом промышленной (для газа — опытно-промышленной) разработки.

Детальность изучения залежей обеспечивает полное определение количественных и качественных характеристик, а также продуктивности выявленных пластов и позволяет квалифицировать запасы разбуренных участков месторождения по категориям А или В (для очень мелких месторождений — С2).

3.3.К разведанным относятся месторождения (залежи), добывные возможности которых, запасы, качество нефти, газа, газового конденсата и содержащихся в них компонентов, гидрогеологические, геокриологические, экологические и другие условия разработки изучены в процессе разведочных работ с полнотой, достаточной для достоверного технико-экономического обоснования решения о порядке

иусловиях их вовлечения в промышленное освоение, а также о проектировании на их базе добывающего предприятия (промысла).

3.4.К предварительно оцененным относятся месторождения (залежи), запасы и добывные возможности которых, качество нефти и газа, гидрогеологические, геокриологические, экономические, экологические и другие условия разработки изучены в степени, позволяющей обосновать целесообразность дальнейшей их разведки и разработки с использованием аналогий с другими разрабатываемыми или разведанными объектами в данном районе или более изученными залежами данного месторождения.

4. Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа

4.1. Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени их достоверности и изученности подразделяются на категории А, В, С1 и С2.

Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на перспективные — категория Д0 и прогнозные — категории Д1

и Д2.

Консорциум « Н е д р а »

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум « Н е д р а »

4.2. Категория А — запасы разрабатываемой (дренируемые запасы) залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте-и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления,

дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и др.).

4.3. Категория В — запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и

газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов,

состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи,

определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.

4.4.Категория С1 — запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.

4.5.Категория С2 ~ запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований:

внеразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий;

впромежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений.

4.6.Категория Д0 — перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных с помощью проверенных для данного района методов геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.

4.7.Категория Д1 — прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

4.8.Категория Д2 ~ прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных

Консорциум « Н е д р а »

региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований.

4.9. Запасы имеющих промышленное значение компонентов, содержащихся в нефти, газе и конденсате, подсчитываются в контурах подсчета запасов нефти и газа по тем же категориям.

5. Группы запасов нефти и газа по их экономическому значению

5.1. При оценке месторождений нефти, газа и конденсата подсчитываются и учитываются как все запасы, находящиеся в недрах

(геологические запасы), так и та их часть, которая может быть извлечена из недр при современном уровне техники и технологии добычи

(извлекаемые запасы).

5.2. Извлекаемые запасы нефти, газа и конденсата, а также запасы содержащихся в них попутных полезных компонентов по их промышленно-экономическому значению подразделяются на две основные группы:

экономические (рентабельные);

потенциально экономические.

5.3. Количество извлекаемых запасов нефти, газа и конденсата устанавливается на основе подтвержденных государственной экспертизой специальных повариантных технологических и технико-экономических расчетов, обосновывающих соответствующие коэффициенты извлечения.

1.2 Разработка залежей нефти с высокой вязкостью.

Важнейшей составляющей сырьевой базы нефтяной отрасли не только России, но и ряда других нефтедобывающих стран мира являются запасы высоковязких тяжелых нефтей и природных битумов. По разным оценкам их запасы составляют от 790 млрд. т. до 1 трлн.

т., что в 5–6 раз больше остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости, составляющих примерно 162 млрд. тонн.

На сегодня высоковязкие нефти и битумы не самый востребованный вид углеводородного сырья, однако, в качестве альтернативы традиционной нефти и газу некоторые страны выбрали именно его. Особые перспективы применения связаны с внедрением технологий производства синтетической нефти. Синтетической является почти половина канадской нефти, устойчиво растут темпы добычи битумов и производства нефти на его основе в Венесуэле.

Консорциум « Н е д р а »

Геологические запасы высоковязкой нефти и битумов в России составляет от 6 до 75 млрд. тонн, однако их применение требует использования специальных дорогостоящих технологий, так как они сложны в переработке, из-за высокой вязкости их сложно перекачивать,

они плохо протекают в скважине, и даже при больших запасах трудно отбирать большие дебиты. Высоковязкие нефти на рынке стоят дешевле, относятся к категории низкосортных, и особой охоты за ними, с целью получения больших прибылей пока нет, поэтому не многие российские компании готовы вкладывать значительные средства в разработку месторождений и переработку высоковязких нефтей.

По наиболее широко используемой в мировой практике классификации тяжелыми нефтями считаются углеводородные жидкости с плотностью 920–1000 кг/м3 и вязкостью от 10 до 100 мПа·с, а природными битумами – слаботекучие или полутвердые смеси преимущественно углеводородного состава с плотностью более 1000 кг/м3 и вязкостью выше 10000 мПа·с. Промежуточную группу между битумами и тяжелыми нефтями образуют так называемые сверхтяжелые нефти с вязкостью от 100 до 10000 мПа·с и плотностью около или несколько более 1000 кг/м3.Тяжелые и сверхтяжелые нефти многие авторы объединяют под общим названием – тяжелые нефти или высоковязкие нефти.

Вязкость в пластовых условиях для месторождений тяжелой нефти варьируется от относительно небольших значений 20 мПа·с до величин вязкости близких к значениям природного битума (9000 мПа·с). При этом большинство месторождений имеют вязкость в пределах

1000 мПа·с.

Обычно коллекторы месторождений тяжелых нефтей характеризуются довольно высокими емкостными свойствами. Значения пористости могут лежать в пределах от 20% до 45%. При этом для коллекторов характерна расчлененность и значительная неоднородность фильтрационных свойств (проницаемость может изменяться от сотых долей до нескольких единиц мкм2).

Залежи тяжелых нефтей встречаются на всех диапазонах глубин от 300 метров до глубин свыше 1500 метров. При этом доля балансовых запасов высоковязких нефтей расположенных на глубинах свыше 1500 метров составляет только 5% всех запасов. Наиболее значимые по запасам месторождения расположены в диапазонах глубин 1000–1500 метров. Очень часто месторождения высоковязкой нефти представляют собой сложную многопластовую систему, в которой различные этажи нефтеносности имеют не только различные емкостно-

фильтрационые свойства, но и отличные друг от друга свойства пластового флюида.

Консорциум « Н е д р а »

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум « Н е д р а »

Основные месторождения природных битумов располагаются на внешних бортах мезозой-кайнозойских краевых прогибов,

примыкающих к щитам и сводам древних платформ (Канадский, Гвианский щиты, Оленекский свод). Месторождения могут быть пластовые, жильные, штокверковые. Пластовые месторождения (до 60 м) охватывают, нередко, многие тысячи квадратных километров

(Атабаска, Канада).

Жильные и штокверковые месторождения формируются на путях вертикальной миграции углеводородов по тектоническим трещинам,

зонам региональных разрывов. Крупнейшие жильные тела в Турции (Харбол, Авгамасья) достигают длины 3,5 км при мощности 20 – 80 м и прослеживаются до глубины 500 м. Покровные залежи образуются за счет излившихся нефтей. Известны так называемые асфальтовые озера

(Охинское на Сахалине, Пич-Лейк на о. Тринидад, Гуаноко в Венесуэле).

Природные битумы генетически представляют собой, в различной степени, дегазированные, потерявшие легкие фракции, вязкие,

полутвердые естественные производные нефти (мальты, асфальты, асфальтиты). Кроме повышенного содержания асфальтено-смолистых компонентов (от 25 до 75% мас.), высокой плотности, аномальной вязкости, обусловливающие специфику добычи, транспорта и переработки, природные битумы отличаются от маловязких нефтей значительным содержанием серы и металлов, особенно пятиокиси ванадия V2O5 и никеля (Ni) в концентрациях, соизмеримых с содержанием металлов в промышленных рудных месторождениях в России и странах СНГ (V2O5 до 7800 г/т) и за рубежом (V2O5 до 3500 г./т). Наиболее обогащены указанными компонентами природные битумы месторождений Волго-Уральской битумонефтегазоносной провинции. Так, в битумах (мальта-высокосмолистая нефть) содержание серы достигает 7,2% мас., V2O5 и Ni, соответственно, 2000 г./т и 100 г./т. В асфальтитах Оренбуржья концентрация серы превышает 6% – 8% мас.,

V2O5 и Ni соответственно 6500 г./т в 640 г./т. Таким образом, месторождения природных битумов необходимо рассматривать не только как источник мономинерального сырья для получения только нефти и продуктов её переработки, а, прежде всего с позиций поликомпонентного сырья.

В России основные перспективы поиска природных битумов, связаны с породами пермских отложений центральных районов Волго-

Уральской битумонефтегазоносной провинции, т.е. как раз на той территории, где запасы обычной нефти выработаны в наибольшей мере по сравнению с другими нефтедобывающими регионами России. Почти 36% запасов битумов России находятся на территории Татарстана,

который по этому показателю занимает ведущее место в стране. Большая часть скоплений битумов в пермских отложениях Татарии

Консорциум « Н е д р а »