Геология (катаев)

24. Баланс запасов

Ведение Государственного баланса запасов полезных ископаемых (ГБЗ) в соответствии со ст. 31 и 32 Закона РФ "О недрах" осуществляется в целях учета состояния минерально-сырьевой базы. Ведение ГБЗ является одной из важнейших функций Федерального агентства по недропользованию (Роснедра). При этом Роснедра обеспечивает постановку запасов на ГБЗ и их списание с него в порядке, утвержденном приказом МПР России от 15.12.2006 г. № 286. Основанием для постановки запасов на государственный учет является заключение

государственной экспертизы о промышленной значимости разведанных запасов полезных ископаемых, проводимой на любой стадии геологического изучения недр, в соответствии с Положением, утвержденным Постановлением Правительства РФ от 11.02.2005 г. № 69.

Он должен содержать сведения о количестве, качестве и степени изученности запасов каждого вида полезных ископаемых по месторождениям, имеющим промышленное значение, об их размещении, о степени промышленного освоения, добыче, потерях и об обеспеченности промышленности разведанными запасами полезных ископаемых на основе классификации запасов полезных ископаемых, которая утверждается в порядке, устанавливаемом Правительством Российской Федерации.

Первичный учет состояния и изменения запасов полезных ископаемых и их использования по объектам пользования недрами производится пользователем недр, осуществляющим поиски, оценку, разведку и (или) разработку месторождений полезных ископаемых.

Учету и постановке на государственный и территориальные балансы подлежат количественные изменения балансовых и забалансовых запасов полезных ископаемых:

-запасы по вновь выявленным в результате геолого - разведочных работ месторождениям (площадям, участкам, залежам, шахтным и карьерным полям и другим объектам), подсчитанные в соответствии с принятыми в установленном порядке параметрами для подсчета запасов (в том числе кондициями, по нефти, газу, конденсату - коэффициентом извлечения);

-прирост или уменьшение запасов, полученные в результате геолого - разведочных и эксплуатационных работ на месторождениях, запасы которых ранее были апробированы или утверждены органами государственной экспертизы запасов (ГКЗ, ЦКЗ, ТКЗ);

-увеличение или уменьшение запасов при переоценке ранее подсчитанных запасов или переводе забалансовых запасов в балансовые без проведения дополнительных геолого - разведочных работ.

Основанием для постановки на баланс указанных запасов и учета их изменения являются заключения органов государственной экспертизы. Состояние и изменение балансовых и забалансовых запасов полезных ископаемых учитываются ежегодно в формах N 5-гр и 6-гр и в балансах по их наличию в недрах (без учета разубоживания для твердых полезных ископаемых), в том числе балансовых - по категориям А, В, С1 и С2, учитываемых раздельно, и по суммам категорий А + В, А + В + С1.

25. Методы подсчета ресурсов и запасов

Существуют два принципиально разных метода подсчета извлекаемых запасов и ресурсов нефти:

Детерминистский метод (Deterministic) – метод, базирующийся на известных геологических, инженерных и экономических данных. Для расчета используются одиночные значения параметров, используемых для расчета запасов (площадь, пористость, мощность и т.д.). Результатом также является единственное значение запасов.

Вероятностный метод (Probabilistic) – статистический анализ известных геологических, инженерных и экономических данных, при котором запасы подсчитываются по непрерывным кривым распределения. На входе и на выходе – кривые распределения значений с вероятностями появления значений.

ВРоссии исторически сложился детерминистский подход, в результате которого получается одно единственное значение запасов. Это более понятный подход. Но и более ошибочный. Вероятность, что полученная в результате расчетов цифра по запасам нефти не соответствует реальности, стремиться к 100% (насколько именно эта цифра не соответствует реальности – другой вопрос).

ПОДСЧЕТ РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГАЗА

1.Объемным методом. Подсчетные параметры берутся по аналогии с соседними месторождениями.

2.Методом плотностей запасов. Рассчитывается плотность запасов на разведанные структуры, затем полученный коэффициент умножается на площадь поискового объекта.

3.Вероятностная оценка запасов (метод Монте-Карло)

Подсчет запасов нефти:

1.Объемным методом. Q = F hн.эф κп.о κн κизвл.н ρ θ – извлекаемые запасы

2.Статистический метод основан на статистических связях между предыдущими и последующими дебитами скважин, когда путем построения кривых производительности определяется темп падения дебита от начала до конца рентабельной “жизни” скважин и тем самым устанавливается суммарная добыча по скважинам. Такой метод в основном используют при подсчете запасов объектов, находящихся на поздней стадии разработки.

3.Метод материального баланса. Он основан на изучении изменений физического состояния нефти и газа и их фазового соотношения в пласте в зависимости от изменения пластового давления в процессе разработки. Подсчетным объектом должна быть вся залежь как единая гидродинамическая система, либо изолированные друг от друга поля и блоки. Они наиболее достоверны в тех случаях, когда дренируется весь объем залежи.

26. Геологические риски

Mногочисленные факторы рисков, влияющие на успех и коммерческую привлекательность нефтегазового проекта, можно условно разделить на четыре группы: технические, коммерческие, организационные и политические. Геологические риски относятся к первой группе – техническим рискам. Они описывают

вероятность наличия или отсутствия залежей нефти и газа при проектировании ГРР, возможный объем запасов и качество углеводородов.

Оценка геологических рисков является лишь заключительной фазой сложного трудоемкого и объемного процесса геологического изучения исследуемой территории с целью поисков месторождений нефти и газа.

Оценка геологических рисков:

Вероятность наличия УВ скоплений в исследуемом пласте, районе (Рув)

Вероятность существования коллектора (Ркол)

Вероятность существования покрышки (Рпокр)

Вероятность существования ловушки (Рлов)

Вероятность того, что ВНК/ГВК будет на отметке, не выше определенной отметки (Рвнк)

Вероятность, что средняя пористость будет не меньше определенного значения (Рпор)

Вероятность, что средний коэффициент нефтенасыщенности/газонасыщенности будет не меньше определенного значения (Рнас)

Вероятность, что средний дебит скважин будет не меньше определенного значения (Рд)

Вероятность открытия залежи со свойствами не хуже выбранных значений (Р):

27. Вероятностная оценка запасов и ресурсов

При использовании вероятностных методов определяются следующие величины оценки запасов и ресурсов:

1)Минимальная величина или оптимистическая оценка (P90) - оцененная величина запасов и ресурсов подтверждается с вероятностью 0,9;

2)Базовая величина или ожидаемая оценка (P50) - оцененная величина запасов и ресурсов подтверждается с вероятностью 0,5;

3)Максимальная величина или пессимистическая оценка (P10) - оцененная величина запасов и ресурсов подтверждается с вероятностью 0,1.

-Каждый параметр для оценки запасов или ресурсов (площадь, толщина, пористость, нефтенасыщенность и т.д.) задается не одним значением, а распределением, т.е. набором значений с разной вероятностью.

-Параметры и тип распределений обосновывается фактическими данными по аналогичным

месторождениям.

-Уточнение исходных данных уменьшает диапазон неопределенности.

-Площадь является основным параметром, влияющим на оценку объемов ресурсов.

Вероятностная оценка ресурсов характеризуется величиной неопределенности, которая оценивается как

соотношение значений Р10 к Р90. Чем меньше неопределенность в оценке параметров, тем меньше соотношение Р10/Р90.

28. Трудноизвлекаемые запасы.

Трудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ) – запасы залежей (месторождений, объектов разработки) или частей залежи, отличающиеся сравнительно неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти и (или) физическими ее свойствами.

Для их разработки требуются повышенные затраты финансовых, материальных и трудовых ресурсов, нетрадиционные технологии, несерийное оборудование, дорогостоящие реагенты и материалы. Темпы извлечения, коэффициенты нефтеотдачи, экономическая эффективность их разработки существенно ниже показателей для залежей с нормальной нефтью.

Категории ТрИЗ в соответствии с действующим законодательством

- участки недр, расположенные в границах Республики Саха (Якутия), Иркутской области, Красноярского края, Ненецкого АО, полуострове Ямал в ЯНАО (ст. 342 НК РФ)

Под нефтяным песком, на самом деле, подразумевается смесь песка, воды, глины, тяжелой нефти и природного битума.

Для добычи нефти из нефтяных песков применяют два принципиально различных метода:

1) Открытым карьерным способом и 2) Непосредственно из пласта.

Карьерный способ добычи подразумевает, что нефтяной песок, попросту говоря, грузиться на самосвалы и перевозится на установку переработки, где его промывают горячей водой и таким образом отделяют нефть от всего прочего материала. Для извлечения тяжелой нефти непосредственно из пласта используют, как правило, тепловые способы добычи, такие как парогравитационное воздействие

Тяжелая/высоковязкая/битумная нефть других регионов мира;

Сланцевая нефть;

ВРоссии приоритетным направлением разработки нетрадиционных запасов углеводородов является сланцевая нефть. Значительное распространение «доманикоидов» и «баженитов» по площади и в разрезе в пределах основных нефтегазовых пластов, а также обилие в них промышленных притоков свидетельствует о потенциальной возможности организации масштабной добычи этой нефти с применением современных технологий. Ресурсы в России оцениваются в ~100 млрд тонн. Добыча нефти и газа из богатых углеводородами «сланцев», известная как «сланцевая нефть» или «сланцевый газ», является одним из наиболее быстро развивающихся направлений современной разведки и разработки ресурсов нефти и газа.

Существует 2 вида так называемой «сланцевой» нефти. Первая по составу похожа на нефть традиционную, залегает на глубине 2-3 км. и добывается из низкопроницаемых коллекторов. Бурят горизонтальные скважины с последующими множественными гидроразрывами нефтесодержащих пород. Постольку поскольку дебит таких скважин очень быстро падает, для поддержания объемов добычи требуется бурить значительное количество скважин по очень плотной сетке. Поэтому затраты на добычу сланцевой нефти неизбежно оказываются выше, чем затраты на добычу нефти традиционных месторождений.

Второй вид сланцевой нефти добывать еще сложнее. Потому как ее требуется получить из керогена — вещества, составляющего основу нефти, который как раз и содержится в горючих сланцах. Пласты с керогеном залегают ниже уровня залегания традиционных углеводородов и фактически являются их донорами. Для получения нефти кероген подвергают термической обработке прямо в сланцевом пласте. Получившееся вещество поднимают на поверхность, вытесняя веществом-агентом, а затем породу охлаждают.

30. Качество подготовки исходной информации, создание информационных баз данных.

Архивы первичной информации. Сюда входят данные, поступающие непосредственно после выполнения тех или иных исследований. Главная задача архивов – обеспечение сохранности, доступности и полноты информации. Люди, формирующие архивы, не несут ответственности за качество данных, корректность их получения, подтверждаемость их дальнейшими исследованиями и т.п. Роль архивов трудно переоценить, так как это основа для создания любых моделей или баз данных.

Базы данных. В базах данных хранятся результаты интерпретации первичной информации. В отличие от архивов к базам данных предъявляются требования проверки однозначности, определенности и достоверности информации. Для выполнения этих задач в базах данных существует и разрабатывается программное обеспечение, гарантирующее их решение.

Геологические модели. Они возникают как результат использования материалов архивов, баз данных и опыта специалистов. Обязательные условия существования моделей – выделение объектов, постановка задач, вероятностная оценка полученных результатов. Любые геологические модели являются одним из вариантов представления природных геологических объектов.

Для нормального информационного обеспечения нефтяных проектов необходимо наличие всех трех элементов: архивов, баз данных и геологических моделей. Успешное создание моделей без архивов первичной информации и баз данных невозможно, как и обратное – существование только геологических моделей. Это связано с тем, что объекты в ходе нефтяного проекта могут видоизменяться сами по себе, например, при обнаружении новых перспективных пластов, переходе к другому типу залежи, при получении новых данных, позволяющих провести ревизию и верификацию предыдущей информации, и т.д.

Построение геологической модели начинается с обработки и интерпретации скважинных данных.

Анализ каротажных диаграмм различных методов, керновых данных, результатов испытаний скважин служит основой для детальной межскважинной корреляции и выделения пластов-коллекторов и флюидоупоров.

Глубокая динамическая обработка сейсмических данных позволяет выявить в волновом поле специфические особенности, присущие изучаемому нефтеносному объекту. При наличии достаточного объема промысловой информации по скважинам производится анализ корреляционных связей геологических и геофизических параметров и прогноз характеристик межскважинного пространства с учетом сейсмических данных.

Создание структурной геологической модели производится на базисе структурных сейсмических поверхностей, наиболее полно отображающих рельеф межскважинного пространства. Прогноз распределения фильтрационно-емкостных параметров модели - наиболее сложная процедура, требующая тщательного обоснования исходных данных (пористости, проницаемости и др.), принимаемых для расчетов, а так же учета всех пространственных геометрических факторов и граничных значений для формирования устойчивой трехмерной модели.

Сформированная трехмерная геологическая модель - основа для подсчета геологических запасов полезных ископаемых изучаемого объекта.

Обоснование петрофизических зависимостей, используемых при подсчете запасов нефти и газа, - один из важнейших этапов подготовки месторождения к разработке. По лабораторным исследованиям керна разрабатывается петрофизическая основа для интерпретации данных ГИС и проектирования разработки нефтяных месторождений.

В процессе построения модели формируется структурированная база данных, которая обеспечивает высокую технологичность рабочего процесса на всех этапах моделирования и образует единую информационную среду для анализа полевых геофизических, сейсмических, каротажных, скважинных, промысловых и геодезических данных, а также результатов гидродинамического моделирования и контроля за разработкой залежи. Фактически база данных геологической модели является центральным звеном всего процесса построения модели. Исходные данные всегда имеют ограниченную достоверность и могут корректироваться на всех этапах построения модели. Абсолютные отметки пластопересечений могут изменяться на ± 10 метров от первоначально установленных, координаты пластопересечений также могут изменяться в среднем на ± 150 метров. Основные ошибки или низкая достоверность структурных построений при моделировании связана как с сейсмическими данными, так и с погрешностями инклинометрии. Ошибки в результатах интерпретации ГИС, являющихся основным источником количественной информации при заполнении трехмерных сеток, вызываются нарушениями технологии первичного вскрытия разреза скважин, недостаточным объемом испытаний или их низкой достоверностью при больших интервалах испытаний, низкой степенью достоверности керновых исследований, малым количеством оценочных скважин с высоким объемом исследований керна, малым количеством специальных комплексных исследований. Противоречия между данными интерпретации ГИС, результатами опробования и данными добычи можно оценить только в практически готовой геологической модели или на этапе её адаптации к истории разработки после ремасштабирования. По результатам моделирования большого количества месторождений установлено, что итоговая база исходных данных геологической модели может быть создана и структурирована только на последних этапах построения геолого-технологической модели, когда будут устранены все противоречия и все разнородные данные будут согласованы между собой. Управление данными при моделировании крупных месторождений с большим количеством скважин и подсчетных объектов осложняется необходимостью: 1) взаимного согласования данных из различных источников, формирования первоначальных информационных

массивов - увязку фонда скважин с данными ГИС, инклинометрии, промысловыми данными, сейсмическими данными; 2) переработки и оценки качества первичных данных, ввиду постоянного, но неравномерного по объему информационного потока первичных данных; 3) постоянной корректировки данных на различных этапах построения модели; 4) непрерывного обновления информации и контроля её качества. Сбор и подготовка данных. Самый продолжительный этап: может занимать от 10% до 40% времени всего процесса нахождения нового геологического знания. Первой важнейшей задачей выполнения работы по созданию 3Д геологической модели является создание полной непротиворечивой, проверенной специалистами на наличие ошибок базы исходных данных. Оценивание данных. Входные данные могут изначально находиться в одной базе или в нескольких. Перед загрузкой данных в базу данных геологической модели необходимо учесть, что разные источники данных могут быть спроектированы под определенные задачи и, соответственно, возникают проблемы, связанные с объединением данных: разные форматы представления числовых данных; разное кодирование данных; разные способы хранения данных; разные единицы измерения, а также частота сбора данных и дата последнего обновления.

31. Прирост запасов и его качество.

Запасы нефти изменяются за счёт:

-геологоразведочных работ (ГРР);

-списаний по статьям «разведка» и «переоценка»;

-прироста из-за переоценки, в том числе за счёт роста коэффициента извлечения нефти (КИН)

-открытие новых месторождений.

Прирост запасов в основном связывают с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов. Доля трудноизвлекаемых запасов увеличивается в основном за счет прироста запасов в низкопроницаемых коллекторах и остаточных запасов нефти месторождений, находящихся на поздней стадии разработки. Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами с применением традиционных технологий характеризуется низкими значениями нефтеотдачи, не превышающими 10-25%. Для разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами необходимо применять современные тенологии методов увеличения нефтеотдачи, обеспечивающих увеличение, как коэффициента вытеснения, так и коэффициента охвата.

Из 2923 месторождений – разрабатывается 60%. Большая часть неразрабатываемых запасов относится к ТРИЗ и отличается низкой изученностью (>60% категория запасов С2)