НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ-1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

пересечения с осью абсцисс позволит определить начальные промышленные запасы газа. Этот способ лежит в основе подсчета запасов газа методом падения давления. Необходимо помнить, что газовый режим может устанавливаться на первых этапах разработки газовых залежей с газо-упруго-водонапорным и газоводонапорным режимами. Примером залежи с таким режимом может служить Пунгинское газовое месторождение (Западная Сибирь).

Газо-упрузо-водонапорный режим

Газо-упруго-водонапорным режимом газовой залежи следует называть такой режим, при котором основными силами, продвигающими газ к забою добывающих скважин, являются упругие силы как пластовой воды, породы, так и самого расширяющегося газа.

Обычно для таких залежей характерны низкая проницаемость. значительное фациальное замещение пласта, слабая гидродинамическая связь между газовой и законтурной частями пласта, значительная удаленность области питания от залежи.

На первых этапах разработки в залежи устанавливается газовый режим, так как пластовое давление снижается незначительно, что не

характеристик продолжительность первого - газового режима в залежи самая различная. Например, на ряде месторождений Самарской области первые признаки установления газоводонапорного режима стали проявляться при снижении пластового давления на 3-30 %.

В результате снижения пластового давления в залежи создаются условия для проявления упругих сил пласта и воды. При этом начинает медленно подниматься газоводяной контакт. Однако напор, возникающий за счет проявления упругих сил, не сможет компенсировать снижение пластового давления в залежи. Снижение пластового давления при этом будет зависеть как от текущего, так и от суммарного отборов газа. Таким образом, первыми признаками проявления газо-упруго-водонапорного режима являются:

1) подъем газоводяного контакта; 2) снижение пластового давления. Поскольку для газового режима значения удельных отборов газа V

на 0,1 МПа для всех периодов разработки остаются постоянными, для описываемого режима за счет поступления в

- 149 -

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

залежь пластовой воды величина Vv, будет больше V^, так как пластовое давление на эту дату будет уже не ps, a p^(p's}ps}- В

этом случае линия - давление-отбор уже не будет прямой линией (рис.31), экстраполяцию ее для подсчета запасов газа производить уже нельзя.

При разработке залежи с газо-упруго-водонапорным режимом используют коэффициент возмещения, который представляет собой отношение объема воды, внедрившейся в газовую залежь за определенное время, к объему газа, отобранному в то же время и приведенному к пластовым условиям. Например, коэффициент возмещения, равный 1, показывает, что в залежь поступило одинаковое количество объемов воды соответственно с объемом отобранного газа. Коэффициент возмещения, равный нулю, свидетельствует о полной изоляции залежи от напора подошвенных или краевых вод. Для газо-упруго-водонапорного режима коэффициент возмещения колеблется от нуля до 1. Коэффициент газоотдачи при этом режиме от 0,7 до 0,85.

Газоводонапорный режим

Газоводонапорным режимом газовой залежи следует называть такой режим, при котором основными источниками энергии, продвигающей газ к забоям добывающих скважин, являются активный напор пластовых (краевых и подошвенных) вод, а также расширение находящегося в залежи газа.

Геологические условия для проявления этого режима следующие; высокие проницаемость и фильтрационная характеристика пласта, высокая гидродинамическая связь между газовой и законтурной частями залежи, близкое расположение области питания от залежи и значительная разница их гипсометрических отметок.

В начальный период разработки в залежи вначале проявляется газовый режим. Продолжительность его зависит в основном от фильтрационных характеристик залежи и степени активности пластовой воды. Уже при незначительном снижении пластового давления в залежь начинает поступать пластовая вода, соответственно поднимается и газоводяной контакт. Снижение пластового давления при этом режиме зависит от текущего отбора газа. Следовательно, первыми признаками проявления этого режима будут: 1) быстрый подъем газоводяного контакта; 2) медленное понижение пластового давления.

Сравнивая величину удельных отборов газа на 0,1 МПа при

-150-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

газовом, газо-упруго-водонапорном и газоводонапорном режимах, можно отметить, что при описываемом режиме кривая давлениеотбор характеризуется еще большей кривизной (рис.31). Величина V при этом режиме за счет активного внедрения воды еще больше, чем при упруго-водонапорном и, естественно, при газовом режимах. Коэффициент возмещения в таких залежах обычно близок к 1. Конечный коэффициент газоотдачи достигает 0,9. Примером таких залежей является месторождение Дагестанские Огни.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ (к главе 6)

1.Какие природные факторы определяют пластовое давление?

2.Как влияет температура на динамику пластовых флюидов?

3.Какие типы природных режимов нефтяных и газовых залежей выделяются? Какие геологические факторы лежат в основе их выделения?

4.При каком природном режиме нефтяной залежи достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти?

5.При каком природном режиме на газовом месторождении достигается наибольший коэффициент газоотдачи?

Глава I

Подсчет запасов нефти и газа Россия всегда славилась своим корпусом горных инженеров и

учеными геологами. Еще в 1888 г. геологом А.И.Коншиным проводились подсчеты запасов по месторождениям юга России.

В 1925 г. была сделана первая попытка подсчета запасов нефти по стране в целом. Развитию методики подсчета запасов нефти и газа во многом способствовала созданная в 1935 г. Центральная комиссия по запасам (ЦКЗ), переименованная впоследствии во Всесоюзную комиссию по запасам (ВКЗ), а затем в Государственную комиссию по запасам (ГКЗ) при Совете Министров СССР, ныне ГКЗ России.

-151-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

7.1. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов

7.1.1. Общие положения

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитывают и учитывают в государственном балансе запасов полезных ископаемых России по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений.

Прогнозные ресурсы нефти и газа, наличие которых предполагается на основе общих геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических, геохимических исследований, оценивают в пределах крупных регионов, нефтегазоносных провинций акваторий, областей, районов, площадей. Данные о прогнозных ресурсах нефти

игаза используют при планировании поисковых и разведочных работ. При определении запасов месторождений подлежат

обязательному подсчету и учету запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутана, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами. Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, производятся по каждой залежи раздельно и месторождению в целом.

Перспективные ресурсы подсчитывают и учитывают, а прогнозные ресурсы оценивают раздельно по нефти, газу и конденсату.

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и конденсата, а также этана, пропана, бутана, серы и металлов подсчитывают и учитывают, а прогнозные ресурсы нефти и конденсата оценивают в единицах массы; запасы месторождений и перспективные ресурсы газа и гелия подсчитывают и учитывают, а прогнозные ресурсы газа оценивают в единицах объема. Подсчет, учет и оценка производятся при условиях, приведенных к стандартным (0,1 МПа при 20° С).

Оценка качества нефти, газа и конденсата производится в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов и технических условий с учетом технологии добычи и переработки, обеспечивающей их комплексное использование.

-152-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При получении из скважин на месторождениях нефти и газа притоков подземных вод должны быть определены химический состав подземных вод, содержание в них йода, брома, бора и других полезных компонентов, температура, дебиты воды и другие показатели для обоснования целесообразности проведения специальных геологоразведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определения возможности использования их' для извлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд.

Применение настоящей Классификации к запасам месторождений и перспективным ресурсам нефти и газа определяется инструкцией ГКЗ России.

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

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные - категории А, В, С.)

и предварительно оцененные - категория Сз.

Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на перспективные - категория С- и прогнозные - категории

О

Д1 и Д2.

Категория А - 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.).

Запасы категории А подсчитывают по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти и газа.

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,

-153-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

участкам с запасами более высоких категорий; в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений.

Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями.

Запасы категории Cg используются для определения

перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геологопромысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты и частично для проектирования разработки залежей.

Категория Сз - перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в

пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.

Форма, размер и условия залегания залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.

Перспективные ресурсы нефти и газа используют при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категорий С-| и Сз.

Категория Дч - прогнозные ресурсы нефти и газа литологостратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д-| производится по результатам региональных геологических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.

Категория Дз - прогнозные ресурсы нефти и газа литологостратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих

155-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

7.1.4. Подготовленность разведанных месторождений (залежей) нефти и газа для промышленного освоения

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; крупные - от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 500 млрд. м3 газа;

средние - от 10 до 30 млн. т нефти или от 10 до 30 млрд. м3 газа; мелкие - менее 10 млн. т нефти или 10 млрд. м3 газа.

По сложности геологического строения выделяются месторождения (залежи): простого строения, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу; сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений; очень сложного строения,

(залежи) определяют методику разведочных работ, их объемы и экономические показатели разведки и разработки.

Подготовленность разведанных месторождений (залежей) нефти и газа для промышленного освоения определяется степенью их изученности независимо от размера и сложности геологического строения.

Разведанные месторождения (залежи) или части месторождений (залежей) нефти и газа считаются подготовленными для промышленного освоения при соблюдении следующих условий:

а) балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, утверждены ГКЗ России и дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата месторождения;

б) утвержденные извлекаемые запасы нефти и конденсата, балансовые запасы газа, а также запасы содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов, используемые при проектировании предприятий по добыче нефти и газа, должны составлять не менее 80 % категории С) и до 20 % категории Сз.

-157-