НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОЛОГИЯ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 4

С 1 января 2016 года была введена в действие Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.

Настоящая Классификация устанавливает единые для Российской Федерации принципы подсчета и государственного учета запасов и ресурсов нефти, горючих газов и газового конденсата.

Запасы нефти и газа по категориям подразделяются: -по степени геологической изученности -по степени промышленного освоения

Критериями степени геологической изученности являются изученность как полевыми геофизическими исследованиями, таки и промысловыми и аналитическими исследованиями, позволяющими создать модель месторождения и осуществить подсчет запасов УВ сырья.

По степени промышленного освоения выделяются запасы залежей разрабатываемых и разведываемых месторождений

Слайд 5

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 6

Выделение запасов категории А на разрабатываемой залежи, полностью разбуренной эксплуатационными скважинами

Категория А - запасы, добыча которых ведется в соответствии с утвержденным проектным документом на разработку.

Все параметры залежи известны, запасы выделяются на поздней стадии разработки месторождения.

Границы запасов категории А устанавливаются:

для разрабатываемой залежи, полностью разбуренной эксплуатационными скважинами, и ранее числящимися в эксплуатационном фонде на данную залежь - по контуру залежи

Слайд 7 Выделение запасов категории А, В1 и В2 на разрабатываемой залежи, частично

разбуренной эксплуатационными скважинами

L – расстояние между эксплуатационными скважинами

Для разрабатываемой залежи, частично разбуренной эксплуатационными скважинами - на расстоянии равном половине шага сетки эксплуатационных скважин согласованной действующим проектным документом, от линии, проходящей через крайние скважины, в сторону неизученной части залежи (0,5 L), где L – расстояние между эксплуатационными скважинами) (рис. 2); В качестве крайних скважин в каждом пласте принимаются эксплуатационные скважины (добывающие, бездействующие, нагнетательные, пьезометрические и другие), запроектированные именно на этот пласт. Транзитные эксплуатационные скважины, запроектированные на другой пласт и не вскрытые

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

-для неразбуренных частей разрабатываемой залежи, непосредственно примыкающих к участкам запасов категории А – на расстоянии равном двойному шагу эксплуатационной сетки - 2L от линии, проходящей через крайние скважины,

или 1,5L от границы категории А в сторону неизученной части залежи если расстояние между квадратами запасов категории В1 около скважин

с промышленными притоками меньше двойного шага проектной эксплуатационной сетки (2L), то такие участки могут объединяться;

-если скважина, давшая промышленные притоки нефти или газа, расположена

вблизи границ залежи (расстояние от границы категории В1 до границы залежи меньше двойного шага эксплуатационной сетки 2L), то границы категории В1 можно распространить до границы залежи

Слайд 10 Выделение запасов категорий В1 и В2 по данным транзитных эксплуатационных

скважин, в части которых получены промышленные притоки

Запасы категории В2 (неразбуренные, оцененные) выделяются и подсчитываются на неизученных частях залежей разрабатываемых месторождений,

неразбуренных эксплуатационными скважинами, разработка которых проектируется в соответствии с утвержденным проектным документом (технологической схемой разработки или дополнением к ней)

К запасам категории В2 относят:

а) неразбуренные участки разрабатываемых залежей между внешним контуром нефтегазоносности и границами участков запасов категории В1,

неразрабатываемую залежь разрабатываемого месторождения, изученную по материалам промыслово-геофизических исследований в транзитных неопробованных эксплуатационных скважинах – до границ залежи проектным документом

Слайд 11

Выделение запасов категории В2 по данным транзитных эксплуатационных скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 12 Выделение запасов категории С1 и С2 на разведываемых залежах

Границы запасов категории С1 устанавливаются:в районе параметрических, поисковых и разведочных скважин, нефтегазоносность в которых установлена по результатам испытаний скважин,давших в колонне промышленные притоки нефти и газа, позволяющие на даннойстадии изученности дать предварительную оценку нефтегазоносного потенциала залежи, а также по результатам опробования скважин испытателем пластов (отдельные соседние скважины могут быть не опробованы, но продуктивность их предполагается по данным геофизических и геолого-технологических исследований, а также керна) - в сторону неизученной части залежи на расстоянии двойного шага эксплуатационной сетки (2L), согласованных в установленном порядке в проектных документах для аналогичных залежей разрабатываемых месторождений

Слайд 13 Выделение запасов категории С2 на новых залежах

К категории С2 (оцененные) в соответствии с требованиями Классификации относятся запасы залежей или частей залежей разведываемых месторождений, изученных сейсморазведкой или иными высокоточными методами, прошедшими апробацию в установленном порядке, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований и испытанием отдельных скважин в процессе бурения неразбуренных участков разведываемых залежей, между границами залежи и границами участков запасов категории С1, если имеется достаточно

геолого-геофизической информации для заключения о непрерывности свойств пласта-коллектора по данным сейсмических и других геофизических исследований

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

-в районе скважин, по результатам опробования которых, продуктивность не установлена, а характеристика по геофизическому исследованию скважин (ГИС) аналогична скважинам, давшим промышленные притоки нефти и газа;

-в районе скважин, продуктивность которых предполагается по данным промыслово-геофизических исследований и расположенных на значительном расстоянии от скважин, в которых получены промышленные притоки углеводородов

Слайд 14 Ресурсы

Выделение категорий ресурсов нефти и газа осуществляется в соответствии со степенью геологической изученности объектов и их перспектив нефтегазоносности.

Критерием выделения категорий ресурсов является предполагаемая нефтегазоносность ловушек или участка недр по площади и разрезу на основании соответствующей степени изученности геологического строения объектов исследования.

Ресурсы нефти и газа подразделяются на четыре категории:

-категория D0

-категория Dл

-категория D1

-категория D2

Слайд 15

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 16 ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

Процесс подсчета запасов нефти и газа на различных стадиях изучения залежей УВ сырья преследует различные цели.

Подсчет запасов на стадии поиска и оценки месторождений проводится для определения коммерческой ценности открытого месторождения.

Подсчет запасов на стадии разведки и опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) проводится для подготовки информации к проектированию промышленного освоения месторождения.

Подсчет геологических запасов разрабатываемых залежей проводится для оценки текущих запасов и для составления или корректировки действующих проектных документов.

Слайд 17 ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

Наиболее часто используемым методом подсчета запасов на всех этапах и стадиях геологоразведочных работ, а также в процессе опытной эксплуатации и разработки месторождений нефти и газа является объемный метод подсчета УВ сырья. Источником информации для построения геологической модели залежи и определения подсчетных параметров объемным методом служат результаты геологогеофизических исследований, проводимых в процессе поисково-оценочных, разведочных работ и эксплуатации оцениваемого объекта.

На любой стадии изучения залежей процесс подсчета геологических запасов нефти и свободного газа включает следующий комплекс последовательно проводимых работ:

-детальная корреляцию разрезов скважин с целью выделения в разрезе литологостратиграфического комплекса нефтегазоносных горизонтов, пластов, пропластков и прослоев, а также прослеживание их по площади залежи и выделения подсчетных объектов;

-выделение пластов-коллекторов и определение параметров пласта и насыщающих его флюидов;

-построение статической геологической модели залежей углеводородов (подсчетных объектов) и подсчет запасов в соответствии со степенью изученности залежи;

Слайд 18

Схема детальной корреляции скважин по кровле продуктивного пласта

Слайд 19 Примеры выделения коллекторов и определение параметров продуктивных пластов Слайд 20

Основные этапы создания геологических моделей для проведения подсчета запасов УВ сырья

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 21 Объемный метод

Подсчет геологических запасов нефти

QГЕОЛ – геологические запасы нефти, тыс. т.;

S – площадь нефтеносности, тыс. кв. м.;

H – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина нефтенасыщенных слоев-

коллекторов), м;

– пористость, д. ед.;

КННАС – коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.;

пересчетный коэффициент нефти (учитывает различия плотности

нефти в пластовых и стандартных условиях); r – плотность нефти, т/куб. м.

Слайд 22 ТАБЛИЦА ПОДСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ Слайд 23

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ – основные этапы создания геолого-геофизической модели месторождения для подсчета запасов

Слайд 24 Состав отчета по подсчету запасов

В целях создания условий для рационального и комплексного использования недр, определения границ участков недр, запасы нефти, газа, конденсата разведанных месторождений подлежат Государственной экспертизе, осуществляемой в соответствии с установленным законодательном порядке.

Положительное заключение органов Государственной экспертизы о достоверности и экономической значимости разведанных запасов является основой для постановки их на государственный учет и обязательным условием начала промышленного освоения.

Отчет по подсчету запасов должен быть составлен согласно «Требованиям к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов» Приказа МПР РФ от 28 декабря 2015 г. №564, «Рекомендациям по структуре и организации проведения государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов углеводородного сырья» (Приложение 1 к Приказу ФГУ «ГКЗ» № 301-орг от30.05.2011 г.) и «Методическим рекомендациям по применению классификации

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

запасов и ресурсов нефти и горючих газов» (Распоряжение Минприроды России от 01.02.2016 г. №3-р).

Материалы отчета должны содержать все данные, позволяющие провести проверку без личного участия авторов.

Материалы отчета включают текстовую часть, текстовые, табличные и графические приложения, данные разработки и другие исходные данные, необходимые для проведения подсчета запасов.

Слайд 25 Основным графическим документом при составлении пакета геолого-геофизической

информации является подсчетный план, который должен включать в себя следующие графические и табличные материалы:

-Обзорная карта района проведения работ с нанесенными контурами исследуемого месторождения;

-Структурная карта по кровле пласта-коллектора, на которой должны быть нанесены все скважины, участвовавшие в структурных построениях с абсолютными отметками кровли коллектора, величиной эффективной и эффективной нефте(газо)-насыщенной толщиной.

-Структурная карта по подошве коллектора для пластовой залежи;

-Карта эффективных нефте(газо)-насыщенных толщин;

-На всех картах должны быть нанесены контуры (внешние и внутренние) водо-нефтяных, газо-нефтяных, газо-водяных контактов;

-На подсчетные планы необходимо поместить планшеты ГИС по вновь пробуренным скважинам;

-Геологические профили;

-Табличные данные должны содержать информацио о результатах опробования и испытаний скважин, подсчетные таблицы, таблица сопоставления величин вновь подсчитанных запасов со стоящими на Государственном балансе

Слайд 26 Пример подсчетного плана месторождения, представляемого на защиту в ГКЗ

Слайд 27 СОЗДАНИЕ ТРЕХМЕРНОЙ ЦИФРОВОЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ -

Исходные данные и последовательность построения геологической 3Д модели месторождения Слайд 28

Пример 3D модели продуктивных горизонтов нефтегазового месторождения

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 29

Слайд 30 Оценка ресурсов нефти и газа

Вероятностная оценка ресурсов производится на основе объемного метода, где каждый параметр, участвующий в формуле подсчета ресурсов, рассматривается как случайная величина, а значения ресурсов – как функция этих случайных парамеров.

Для оценки ресурсов по методу Монте-Карло каждый подсчетный параметр (площадь, толщина коллектора, пористость, нефтенасыщенность и т.п.) задаются в виде функции распределения, т.е . набором значений с разной вероятностью.

Параметры и тип распределений обосновываются фактическими данными по близрасположенным месторождениям.