1.2. Горно-геологические параметры

Залежь – это естественное, локальное скопление углеводородов в горных породах с одним или несколькими сообщающимися между собой пластами-коллекторами.

Тип залежи, который характеризует скопление углеводородов, зависит от фазового состояния и количественного соотношения находящихся в ней нефти, газа и конденсата, а также от пластового давления и температуры (табл.1.3). В процессе разработки компонентный состав и давление в залежи меняются, что может приводить к перераспределению фаз и даже к изменению типа залежи.

Таблица 1.3

Классификация залежей углеводородов

Тип залежей и их обозначение	Основные характеристики
Газовые (Г)	Состоят в основном из метана. Содержание фракций С5+ не более 0,2 % объема залежи
Газоконденсатные (ГК):	Состоят из метана. Подразделяются в зависимости от содержания фракций С5+ и содержания конденсата Ск:
низкоконденсатные	С5+ = 0,2-0,6 %, Ск  25 г/м3
среднеконденсатные	С5+ = 0,4-1,9 %, Ск = 20-100 г/м3
высококонденсатные	С5  1,6 %, Ск  100 г/м3
с содержанием конденсата более 200 г/м3	С5  6 %
Нефтяные (Н)	Нефть с различным содержанием растворенного газа (обычно менее 200 м3/м3)
Нефтегазовые (НГ)	Газовые залежи с нефтяной оторочкой, запасы свободного газа превышают запасы нефти
Газонефтяные (ГН)	Нефтяные залежи с газовой шапкой. Запасы нефти превышают запасы свободного газа в газовой шапке
Нефтегазоконденсатные (НГК)	Газоконденсатные или конденсатные залежи с нефтяной оторочкой. Запасы свободного газа и конденсата превышают запасы нефти
Газоконденсатонефтяные (ГКН)	Нефтяные залежи с газоконденсатной шапкой. Запасы нефти превышают запасы газа и конденсата

Месторождение включает совокупность расположенных на локальной площади единичных залежей, приуроченных к одной или нескольким естественным ловушкам.

Толщина пласта бывает эффективной и общей. Эффективная толщина пласта включает сумму пористых, проницаемых и насыщенных флюидами участков, по которым происходит движение флюидов. Эффективная толщина пласта является одним из важнейших параметров при подсчете запасов углеводородов и разработке проекта эксплуатации месторождения.

Неоднородность пласта – это природная неравномерность емкостных и фильтрационных свойств пласта-коллектора по простиранию и по вертикали. Неоднородность пласта обусловлена в основном литологическим составом и изменчивостью его пористости и проницаемости. Неоднородность пласта необходимо учитывать при обосновании модели эксплуатационного объекта.

Слоистая неоднородность составляет один из наиболее распространенных типов геологической неоднородности, при которой проницаемые слои перемежаются с непроницаемыми глинистыми пропластками. Слоистая неоднородность классифицируется по толщине слоев: тонкая (1-10 см), мелкая (10-25 см), средняя (25-30 см), крупная (40-100 см) и очень крупная (более 100 см).

Учет слоистой неоднородности позволяет обосновывать выделение эксплуатационных объектов в многопластовом разрезе.

Расчлененность пласта характеризуется бессистемным чередованием проницаемых нефтенасыщенных линз и пропластков. Коэффициент расчлененности k_р определяется как отношение общего числа проницаемых пропластков во всех скважинах n к общему числу скважин N:

.

К запасам нефти относятся масса нефти и природных битумов, а также конденсата на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенная к нормальным условиям. По степени подготовленности к разработке запасы нефти делятся на четыре категории: А, В, С₁ и С₂. Первые три категории составляют разведанные запасы, а С₂ – предварительно оценочные.

Все запасы нефти в пласте подразделяются на:

 разведанные – это количество нефти, битума, газа и газоконденсата, установленное бурением разведочных и добывающих скважин и подсчитанное по категориям А₁ + В + С; к разведанным запасам относят объемы нефти, которые можно получить применением специальных методов эксплуатации;

 балансовые геологические – общее количество полезного ископаемого в залежи;

 эксплуатируемые – запасы нефти, разработка которых на данный период экономически целесообразна;

 балансовые извлекаемые – запасы нефти, которые могут быть извлечены из недр с использованием современных технологий и технических средств при соблюдении требований по охране недр и окружающей среды;

 потенциально возможные – это суммированные запасы нефти месторождений и залежей, извлечение которых возможно с применением более совершенных методов; размер потенциально возможных извлекаемых запасов нефти может увеличиваться за счет совершенствования известных и создания новых технологий;

 прогнозируемые – сумма запасов нефти месторождений и залежей, на которых прогнозируется применение новых технологий нефтеизвлечения;

 активные – запасы нефти, вовлеченные в разработку или подлежащие вводу в разработку в ближайшее время;

 пассивные – балансовые запасы нефти на объектах разрабатываемых месторождений, которые по экономическим или технологическим причинам не вовлечены в разработку;

 текущие – запасы нефти любых категорий, подсчитанные на определенную дату, за вычетом добытых нефти и газа;

 остаточные – балансовые запасы нефти, оставшиеся в недрах после завершения разработки месторождения определенным методом;

 забалансовые – запасы нефти, разработка которых на данное время экономически не целесообразна или технологически невозможна; в дальнейшем они могут быть переведены в категорию балансовых.

Размер запасов меняется за счет совершенствования технологий, изменения экономических условий добычи нефти и других факторов.

Степень выработки запасов характеризует отношение объема нефти, добытой из залежи, к размеру извлекаемых запасов нефти.

Оценка пространственного размещения начальных и остаточных запасов нефти в неоднородных слоистых и обводняющихся коллекторах необходима для планирования и регулирования разработки.

Нефтеотдача коллекторов – один из важнейших показателей эффективности процесса разработки залежей. Степень полноты извлечения нефти из недр характеризуют коэффициентом нефтеизвлечения (нефтеотдачи). Различают текущий, конечный и проектный коэффициенты нефтеизвлечения.

Текущий коэффициент нефтеизвлечения характеризует отношение добытого количества нефти за определенный период к балансовым ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени при эксплуатации месторождения.

Конечный коэффициент нефтеотдачи определяет отношение извлеченных запасов нефти за весь период разработки к балансовым запасам.

Проектный коэффициент нефтеизвлечения обосновывается и планируется при составлении проектов разработки месторождения.

Коэффициент вытеснения характеризует отношение объема нефти, вытесненной из зоны пласта агентом, к начальному содержанию нефти в этой же зоне.