4. Геолого-промысловые характеристики залежей нефти и газа

Нефтяные залежи по ряду геолого-промысловых признаков классифицируются следующим образом.

По коллекторским свойствам:

- низкопроницаемые – до 50·10^-3 мкм²;

- проницаемые – от 50 до 100·10^-3 мкм²;

- высокопроницаемые – более 100·10^-3 мкм².

По вязкости нефти:

- маловязкие – до 10 мПа·с;

- повышенной вязкости – 10-30 мПа·с;

- вязкие – 30-60 мПа·с;

- высоковязкие – 60-3000 мПа·с;

- сверхвязкие (битуминозные) – 3000-10000 мПа·с;

- природные битумы – более 10000 мПа·с.

По содержанию серы:

- малосернистые - массовая доля серы до 0,6%;

- сернистые – от 0,6 до 1,8%;

- высокосернистые – от 1,8 до 3,5%;

- особо высокосернистые – более 3,5%.

По плотности нефти:

- особо легкие – до 830 кг/м³;

- легкие – от 830 до 850 кг/м³;

- средние – от 850 до 870 кг/м³;

- тяжелые – от 870 до 895 кг/м³;

- битуминозные – свыше 895 кг/м³.

По начальному значению дебитов скважин:

- низкодебитные – до 7 т/сут;

- среднедебитные – 7-25 т/сут;

- высокодебитные – более 25-200 т/сут;

- сверхвысокодебитные – более 200 т/сут.

Нефтяные месторождения по величине извлекаемых запасов подразделяются на:

- мелкие – менее 15 млн. тонн;

- средние – от 15 до 60 млн. тонн;

- крупные – от 60 до 300 млн. тонн;

- уникальные – более 300 млн. тонн.

Помимо указанных характеристик влияние на выбор систем разработки, эффективность эксплуатации месторождений нефти и в конечном итоге на перспективы нефтеизвлечения оказывают строение природных резервуаров, их неоднородность и расчлененность, условия залегания пород, режим залежей, тип цемента и т.д. С учетом этого геолого-физические условия залежей подразделяют на благоприятные для извлечения нефти с применением традиционных методов заводнения и неблагоприятные. Соответственно этому все разведанные запасы делятся на сравнительно легко извлекаемые (активные) и трудноизвлекаемые.

К первой группе относятся запасы при разработке которых традиционными методами вытеснения нефти водой обеспечиваются высокие темпы отбора и конечный коэффициент извлечения нефти КИН более 0,4-0,5. К этой группе относятся запасы залежей, содержащих маловязкие нефти (до 10 мПа·с) в высокопродуктивных коллекторах.

Под трудноизвлекаемыми понимают запасы, для которых при традиционных методах вытеснения характерны низкие темпы отбора и конечный КИН не более 0,2-0,3. Эта группа включает запасы всех залежей с повышенной и высокой вязкостью (более 25 мПа·с), а также залежи маловязких нефтей в слабопроницаемых коллекторах, водо-нефтяных зонах с небольшой нефтенасыщенной толщиной (менее 3 м) и незначительной долей нефтенасыщенной части пласта (менее 4 м) к общей толщине коллектора, а также залежи в нетрадиционных коллекторах.

Месторождения природных газов в зависимости от состава и свойств насыщающих их флюидов, подразделяются на:

- Газовые - насыщены легкими углеводородами парафинового ряда с содержанием метана до 98%;

- Газоконденсатные - насыщены углеводородами парафинового ряда в составе которых имеется достаточно большое количество углеводородов от пентана и тяжелее, конденсирующихся при изменении пластового давления;

- Газонефтяные - имеют газовую шапку и нефтяную оторочку;

- Газогидратные - содержат в продуктивных пластах газ в твердом гидратном состоянии.

Месторождения природного газа по величине извлекаемых запасов подразделяются на:

- мелкие – менее 40 млрд. куб. метров;

- средние – от 40 до 75 млрд. куб. метров;

- крупные – от 75 до 500 млрд. куб. метров;

- уникальные – более 500 млрд. куб. метров.