116

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Газогидраты Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в

которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи. Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами газа — плотность воды в гидрантом состоянии возрастает до 1,26—1,32 см3/г (плотность льда 1,09см3/г).

Один объем воды в гидрантом состоянии связывает в зависимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.

Условия образования гидратов определяются составом газа, состоянием воды, внешними давлением и температурой и выражаются диаграммой гетерогенного состояния в координатах р-Т). Для заданной температуры повышение давления выше давления, соответствующего равновесной кривой, сопровождается соединением молекул газа с молекулами воды и образованием гидратов. Обратное снижение давления (или повышение температуры при неизменном давлении) сопровождается разложением гидрата на газ и воду.

Плотность гидратов природных газов составляет от 0,9 до 1,1 г/см3.

Газогидратные залежи — это залежи, содержащие газ, находящийся частично или полностью в гидратном состоянии (в зависимости от термодинамических условий и стадии формирования). Для формирования и сохранения газогидратных залежей не нужны литологические покрышки: они сами являются непроницаемыми экранами, под которыми могут накапливаться залежи нефти и свободного газа. Газогидратная залежь внизу может контактировать с пластовой подошвенной водой, газовой залежью или непроницаемыми пластами.

Присутствие гидратов в разрезе можно обнаружить стандартными методами каротажа. Гидратсодержащие пласты характеризуются:

-незначительной амплитудой ПС;

-отсутствием или малым значением приращения показаний микроградиент-зонда;

-интенсивностью вторичной активности, близкой к интенсивности водонасыщенных пластов;

-отсутствием глинистой корки и наличием каверн;

-значительной (в большинстве случаев) величиной к; повышенной скоростью прохождения акустических волн и др.

В основе разработки газогидратных залежей лежит принцип перевода газа в залежи из гидратного состояния в свободное и отбора его традиционными методами с помощью скважин. Перевести газ из гидратного состояния в свободное можно путем закачки в пласт катализаторов для разложения гидрата; повышения температуры залежи выше температуры разложения гидрата; снижения давления ниже давления разложения гидрата; термохимического, электроакустического и других воздействий на газогидратные залежи.

При вскрытии и разработке газогидратных залежей необходимо иметь в виду их специфические особенности, а именно: резкое увеличение объема газа при переходе его в свободное состояние; постоянство пластового давления,

117

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

соответствующего определенной изотерме разработки газогидратной залежи; высвобождение больших объемов воды при разложении гидрата и др.

2.7. Принципы нефтегеологического районирования

Нефтегеологическое районирование — это расчленение исследуемой территории на отдельные части по степени сходства и различия геотектонического строения, а также состава и региональной нефтегазоносности слагающих их осадочных формаций.

Основными задачами нефтегеологического районирования являются:

-выявление закономерных связей размещения генетически различных групп и категорий регионально нефтегазоносных территорий с теми или иными типами крупных геоструктурных элементов земной коры и связанными с ними формациями;

-сравнительная дифференцированная оценка перспектив нефтегазоносности различных частей изучаемой территории с определением мест возможной концентрации наибольших ресурсов нефти и газа в различных ее частях. Все это в совокупности должно служить научной основой для выбора наиболее оптимальных, т. е. высокоэффективных направлений поисков и разведки на нефть и газ.

Развитие процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в земной коре происходит лишь при определенном сочетании ряда геологических и физико-биогеохимических факторов, среди которых главнейшими являются: тектоническое строение и направленность тектонических движений в пределах исследуемой территории в течение рассматриваемого геологического времени; палеогеографические и фациальные условия накопления осадков; физические (коллекторские) свойства пород, слагающих разрез исследуемой территории; палеогидрогеологические и гидрогеохимические условия этой территории, а также термодинамические ее условия.

Однако среди этих основных факторов, контролирующих развитие в земной коре процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления, ведущая роль

принадлежит р е г и о н а л ь н о й т е к т о н и к е и п а л е о т е к т о н и к е , так как режимом и направленностью тектонических движений во времени и пространстве

вконечном результате предопределяются:

1.пространственное размещение крупных седиментационных бассейнов и региональных поднятий, изменения в их пределах во времени и пространстве литолого-фациальных условий накопления осадков, а следовательно, и условий формирования и размещения областей регионального нефтегазообразования и нефтегазонакопления, связанных с указанными седиментационными бассейнами;

2.образование различных структурных форм, которые при наличии прочих необходимых условий могут служить ловушками для формирования скоплений нефти и газа структурного типа;

3.пространственное распределение береговых линий, выклинивание пластов по направлению подъема слоев, стратиграфические несогласия и другие геологические явления, с которыми связано формированиескоплений нефти и газа литологического и стратиграфического типов;

118

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

4.изменения в пространстве и во времени расположения областей питания

иразгрузки пластовых вод и региональных направлений их. движений;

5.возникновение и развитие процессов миграции нефти и газа и изменение общей направленности ее в пространстве и во времени в тесной связи с палеогидрогеологическими условиями исследуемых территорий.

Из сказанного следует, что при выделении и классификации крупных нефтегазоносных территорий необходимо принимать во внимание тектонические, литолого-фациальные и гидрогеологические факторы с учетом, однако, ведущей

роли тектонического фактора во времени и пространстве, т. е. п а л е о т е к т о н и к и .

Учитывая все вышесказанное, в основу геологического районирования нефтегазоносных территорий необходимо положить т е к т о н и ч е с к и й принцип с выделением в пределах исследуемой территории в качестве основных ее подразделений различных генетических типов крупных геоструктурных элементов, характеризующихся своими особенностями геологического строения и истории геологического развития, а следовательно, и условиями регионального нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

Классификация крупных нефтегазоносных территорий прежде всего должна отчетливо отражать закономерные (генетические) связи указанных территорий с различными типами крупных геоструктурных элементов и приуроченных к ним формаций в течение всей истории их геологического развития. Это необходимо не только для изучения общих закономерностей формирования и размещения крупных нефтегазоносных территорий в земной коре, но и для разработки наиболее эффективных (для данных геологических условий) комплексов поисково-разведочных работ, чтобы помочь практикам быстрее и с меньшими затратами обнаруживать их.

Классификация нефтегазоносных территорий может объективно отражать действительность только в том случае, когда она основывается на детальном изучении фактических условий размещения их в различных геологических условиях на всех континентах Земли. С этой целью А. А. Бакировым на основе обобщения опубликованных данных была составлена серия карт размещения выявленных нефтегазоносных территорий и скоплений нефти и газа в различных геологических условиях на всех континентах Земли на тектонической основе соответствующих континентов. Все эти карты опубликованы в монографии автора «Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр».

Сравнительный анализ указанных карт размещения регионально нефтегазоносных территорий на всех континентах нашей планеты показал, что формирование и размещение их контролируются прежде всего наличием определенных типов крупных геоструктурных элементов, среди которых

впадины; внутрискладчатые срединные массивы; области погружения складчатых

119

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

мегасинеклизы (типа Прикаспийской и Примексиканской).

Наряду с этим на всех без исключения континентах Земли встречается целый ряд генетических типов крупных геоструктурных элементов – обширнейшие территории, не содержащие скоплений нефти и газа. К таким крупным геотектоническим элементам относятся:

- на п л а т ф о р м е н н ы х т е р р и т о р и я х : обширнейшие области выходов на дневную поверхность кристаллических и метаморфизованных образований в пределах щитов (типа Балтийского, Украинского, Алданского, Африканских, Аравийского, Индийского, Австралийского, Канадского, Гвианского и др.); области внутриплатформенных выступов крупных массивов кристаллических и метаморфизованных пород (типа Воронежского—на Русской платформе; Ллано, Озарк и других — на Североамериканской платформе); платформенные области, в пределах которых кристаллические породы складчатого фундамента залегают неглубоко под отложениями платформенного чехла незначительной мощности;

- н а с к л а д ч а т ы х т е р р и т о р и я х : области выходов на дневную поверхность метаморфизованных складчатых сооружений; области развития изверженных и эффузивных образований, несмотря на то что они интенсивно разбиты системой сбросовых нарушений, часть которых, несомненно, связана с глубинными разломами.

Таким образом, анализ размещения регионально нефтегазоносных территорий на всех континентах Земли указывает на их приуроченность .лишь к определенным крупным геоструктурным элементам и связанным с ними формациям. Поэтому правы были И. М. Губкин и его последователи, когда крупные нефтегазоносные территории выделяли прежде всего по геоструктурному признаку.

Перечисленные геотектонические связи регионально нефтегазоносных территорий с отдельными и лишь определенными районами крупных геоструктурных элементов однозначно прослеживаются на всех без исключения

н е ф т е г а з о н о с н о й т е р р и т о р и и в л и т о с ф е р е .

Вследствие этого указанные геоструктурные закономерности пространственного размещения регионально нефтегазоносных территорий, естественно, должны быть положены в основу нефтегеологического районирования при прогнозировании нефтегазоносности недр и дифференциальной оценки условий пространственного размещения прогнозных ресурсов углеводородов в пределах каждой исследуемой геологической провинции.

В предыдущем изложении были рассмотрены принципы выделения регионально нефтегазоносных территорий по геоструктурному признаку как ведущему среди всех геологических факторов, контролирующих формирование и пространственное их размещение. Для прогнозирования распространения регионально нефтегазоносных территорий, однако, кроме геотектонического фактора необходимо учитывать также условия развития в пределах исследуемой

120

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

территории л и т о г е н е з а в течение каждого рассматриваемого отрезка времени геологической истории, т. е. особенности осадочных ф о р м а ц и й .

Академик Н. М. Страхов справедливо писал, что «тектогенез и литогенез в истории земной коры в сущности — две стороны единого историкогеологического процесса» (Историко-геологические типы осадконакопления. Изв. АН СССР, сер. геология, № 2, 1946).

Сравнительный анализ условий размещения регионально нефтегазоносных территорий на всех без исключения континентах нашей планеты показывает, что формирование и пространственное их размещение связаны, с одной стороны, с т е к т о г е н е з о м и притом лишь с о п р е д е л е н н ы м р е ж и м о м колебательных движений, когда происходит формирование определенных генетических типов геоструктурных элементов, благоприятных для образования региональных скоплений нефти и газа,, а с другой стороны, с л и т о г е н е з о м и при этом генетически лишь с определенными формациями и литологофациальными условиями их образования и пространственного распространения.

образований каждой нефтегазоносной провинции обычно имеется несколько самостоятельных регионально нефтегазоносных комплексов, приуроченных к соответствующим крупным циклам осадконакопления.

Как показано А. А. Бакировым (1958, 1973), ареалы региональной нефтегазоносности и концентрации наибольших ресурсов нефти в отложениях стратиграфических подразделений осадочных образований, как правило, приурочены к территориям,где:

-накопление осадков в течение данного геологического времени происходило в субаквальной среде с анаэробной геохимической обстановкой в фазы развития движений прогибания, амплитуды которого во время накопления осадков рассматриваемого комплекса или в последующие эпохи обеспечивали создание соответствующих термодинамических условий, необходимых для преобразования и последующей миграции нефтяных углеводородов из нефтематеринских комплексов в коллекторы;

-в последующие за стадией прогибания фазы развития восходящих движений рассматриваемая часть разреза не попадала в зону активного водообмена и аэрации;

-в строении исследуемого регионально нефтегазоносного этажа участвуют отложения с хорошими коллекторскими свойствами;

-исследуемый регионально нефтегазоносный этаж перекрыт толщей практически газонефтенепроницаемых пород, обеспечивающих сохранность сформировавшихся скоплений нефти и газа от процессов разрушения в последующие этапы геологической истории;

-имеются соответствующие геоструктурные и литологические условия, необходимые для формирования различных типов зон регионального нефтегазонакопления структурной, литологической, стратиграфической или смешанной групп.

Все перечисленные ранее палеотектонические, палеогеографические,

121

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

формационные, литолого-фациальные, палеогидрогеологические условия, в совокупности и в теснейшей взаимосвязи контролирующие возникновение и развитие процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления, в течение всей геологической истории не оставались с т а б и л ь н ыми и с наступлением новых крупных циклов литогенеза нередко претерпевали существенные пространственные изменения. Поэтому, естественно, для научного обоснования прогнозирования распространения регионально нефтегазоносных территорий необходимо оценивать перспективы нефтегазоносное™ и прогнозные ресурсы углеводородов раздельно по каждому литолого-стратиграфическому комплексу, приуроченному к отдельным крупным циклам литогенеза, с подразделением (районированием) бассейнов седиментации соответствующих отрезков геологического времени на отдельные сегменты, характеризующиеся определенными палеотектоническими, палеогеографическими и палеогидрогеологическими условиями накопления осадков в течение этого времени.

Поэтому нефтегеологическое районирование каждой исследуемой геологической провинции должно быть с т у п е н ч а т ы м . Главнейшими звеньями его должны быть:

1.геотектоническое районирование исследуемой территории с выделением

вее пределах крупных геоструктурных элементов, отличающихся по своему строению, условиям формирования и развития и по характеру приуроченных к ним осадочных формаций;

2.выделение в пределах исследуемой территории бассейнов седиментации для крупных циклов литогенеза, приуроченных к определенным стратиграфическим подразделениям слагающих данную территорию осадочных образований;

3.районирование, расчленение бассейнов седиментации крупных циклов литогенеза с выделением в их пределах районов или областей, характеризующихся определенными типами формаций и распределением их мощностей, а также особенностями палеотектонических, палеогеографических и палеогидрогеологических условий их накопления;

4.выделение районов, отличающихся разными потенциальными возможностями распространения и концентрации в их пределах ресурсов углеводородов.

При нефтегазогеологическом районировании следует учитывать четыре основные группы факторов - критериев, контролирующих процессы генерации, миграции и аккумуляции УВ:

-современное геотектоническое строение изучаемых территорий и особенности формирования их геоструктурных элементов;

-литолого-стратиграфическую характеристику разреза, основанную на палеогеографических, формационных и фациальных условиях формирования осадков в различных частях этих территорий;

-гидрогеологические условия;

-геохимические условия территорий, в том числе фазовое состояние и физико-химическйе свойства и состав УВ, нефтегазоматеринский потенциал

122

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

пород и концентрацию, и состав содержащихся в них битумоидов и органического вещества (0В).

Залежи и месторождения, связанные с геоструктурными элементами соответствующего ранга, относятся к элементам нефтегазогеологического районирования наиболее низкого уровня.

Ассоциация смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены к ловушкам, составляющим единую группу, осложняющую структуру более высокого порядка

(уровня), называется зоной нефтегазонакопления.

Нефтегазоносный район представляет собой ассоциацию зон нефтегазонакопления, характеризующихся общностью геологического строения и развития, литолого-фациальных условий и условий регионального нефтегазонакопления.

Нефтегазоносная область - это ассоциация смежных нефтегазо-носных районов в пределах крупного геоструктурного элемента более высокого уровня по сравнению с уровнем элемента, соответствующего нефтегазоносному району. Все нефтегазоносные районы в пределах области должны характеризоваться общностью геологического строения и историей развития, включая палеографические условия нефтегазо-образования и нефтегазонакопления.

Нефтегазоносная провинция представляет собой ассоциацию смежных нефтегазоносных областей в пределах одного крупнейшего геоструктурного элемента или их группы.

Зоны, районы, области и провинции, нефтегазоносность которых еще не доказана, но предполагается, принято называть нефтегазо-перспективными.

Наряду с районированием по площади нефтегазогеологическое районирование предусматривает расчленение по разрезу осадочного чехла оцениваемой территории. Основными единицами такого расчленения являются пласт, резервуар 1, нефтегазоносный комплекс и нефтегазоносная формация.

Нефтегазоносным пластом называется толща проницаемых породколлекторов, ограниченных сверху (в кровле) и снизу (в подошве)

подразделение, перекрытое региональной покрышкой. Комплекс включает один нефтегазоносный горизонт или их группу.

Нефтегазоносная формация представляет собой естественноисторическую ассоциацию горных пород, генетически связанных во времени и пространстве региональными палеогеографическими и палеотектоническими условиями, благоприятными для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Нефтегазоносная формация может содержать один нефтегазоносный комплекс или их группу.

Пласты, горизонты, комплексы, продуктивность которых еще не доказана, но предполагается, называют нефтегазоперспективными пластами, горизонтами и комплексами.

123

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.8. Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа и их назначение

Весь последовательный ход изучения нефтегазоносных объектов направлен

впервую очередь на их локализацию и выявление залежей нефти и газа в горизонтах и пластах в подготовленных к поисковому бурению ловушках. До того момента, пока первая скважина не вскрыла пласт или горизонт, можно лишь предполагать возможность обнаружения в нем залежи на основе аналогии с соседними залежами той же структурно-фациальной зоны.

Когда скважины прошли этот пласт или горизонт, наличие в нем залежи устанавливается опробованием или с помощью комплекса промысловогеофизических и других исследований. Факт установления продуктивности горизонтов и пластов, т. е. факт выявления залежей, служит границей, разделяющей запасы и ресурсы.

Масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называются ЗАПАСАМИ.

На подсчитанную величину запасов влияют объем и качество информации, полученной при поисковых и разведочных работах и разработке, а также применяемые методы подсчета.

Подсчитываемые запасы одной и той же залежи по мере накопления фактических данных на разных стадиях геологоразведочных работ или с учетом данных эксплуатационного разбуривания и разработки могут претерпевать существенные изменения. Естественно, чем выше степень изученности, чем больше фактических данных и выше их качество, тем достовернее подсчитанные запасы. Если объем и качество информации получаемой по выявленным залежам

впроцессе поисков, разведки и разработки, увязать с определенными стадиями изученности залежей, то станет понятной сущность разделения запасов на категории.

Наряду с выявленными залежами в нефтегазоносных горизонтах и пластах, а также в литолого-стратиграфических комплексах объектов, не изученных поисковым бурением, могут содержаться скопления УВ, наличие которых предполагается на основании геолого-геофизических исследований и сложившихся представлений о геологическом строении. Это предполагаемые залежи в продуктивных, но не вскрытых бурением пластах на установленных месторождениях или на подготовленных к бурению площадях, а также в литолого-стратиграфических комплексах с доказанной и предполагаемой нефтегазоносностью в пределах крупных геоструктурных элементов (1 порядка).

Масса нефти и конденсата и объем газа на дату оценки, приведенные к стандартным условиям, в указанных выше объектах называются ресурсами.

Оцененные ресурсы отличаются от запасов, а также друг от друга не только различной степенью изученности, но и разной степенью обоснованности. Например, обоснованность запасов в продуктивных пластах, пройденных бурением и характеризующихся благоприятной в отношении нефтегазоносности геолого-геофизической характеристикой, значительно выше обоснованности ресурсов в продуктивных пластах, еще не вскрытых бурением.

124

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В Классификации запасов и ресурсов 1983 г. впервые законодательно введено понятие «ресурсы». Ресурсы по степени обоснованности разделены на категории, образующие с категориями запасов единый ряд А-Д. Четкое ограничение ресурсов от запасов является свидетельством более низкой степени изученности и обоснованности, а в конечном счете и достоверности ресурсов.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (промышленные) категории А, В, C1 и предварительно оцененные— категория С2.

Ресурсы этих же полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов по степени их изученности и обоснованности подразделяются на перспективныекатегория С3 и прогнозные - категории Д1 и Д2.

Запасы полезных компонентов, содержащихся в нефти и газе в промышленных количествах, а также их перспективные и прогнозные ресурсы соответственно подсчитываются или оцениваются по тем же категориям и в тех же границах, что и содержащие их полезные ископаемые.

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, гидропровод-ность и пьезопроводность и другие).

3апасы категории А подсчитываются по залежи (ее части) разбуренной в соответствии с утвержденным проектом paзработки месторождения нефти или 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, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.

Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Категория C1 - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть, скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.

Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и

125

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент, вытеснения нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.

Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в cтeпeни, обеспечивающей получение иcxoдныx дaнныx для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Категория С2 - запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований:

-неразведанных частях залежи, примыкающих к 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 С2 используются для определения перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геологопромысловых исследований при переводе скважин на вышележащие пласты и частично для проектирования разработки залежей.

Категория С3 - перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными 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 нефтей или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.

Перспективные ресурсы нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категории С1 и С2.

Категория Д1 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-сратигра-

126

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

фических комплексов, оцениваемые в пределах крупных peгиональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д1 производится по результатам региональных геологических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторож-дениями в пределах оцениваемого региона.

Категория Д2 - прогнозные ресурсы нефти и газа литологостратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований. Количественная оценка прогнозных ресурсов этой категории производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений

ипо аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа.

ВКлассификации запасов определено и назначение запасов и ресурсов нефти и газа.

Так, данные о запасах месторождений и перспективных ресурсов нефти и газа, числящихся на государственном балансе, используются при разработке схем развития отраслей народного хозяйства, при планировании геологоразведочных работ. Между тем назначение каждой категории запасов преследует более конкретные цели.

Данные о запасах вновь разведанных залежей, подготовленных для промышленного освоения, используются при проектировании предприятий по добыче, транспортировке и комплексной переработке нефти и газа.

По предварительно оцененным запасам категории C2 определяются перспективы месторождения, планируются геологоразведочные работы.

Перспективные ресурсы используются при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категорий C1 и C2.

Прогнозные ресурсы категории Д1 используются для обоснования наиболее эффективных направлений, планирования геологоразведочных работ и прироста запасов на перспективу, обоснования долгосрочных схем развития добычи нефти

игаза.

Прогнозные ресурсы категории Д2 как менее обоснованные и базирующиеся на общих геологических представлениях и аналогии с более изученными территориями используются при планировании региональных геологоразведочных работ и выборе направлений ранних этапов поисков.

2.9. Группы запасов нефти и газа и основные принципы их подсчета и учета

По народнохозяйственному значению запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подразделяются на две группы, подлежащие самостоятельному подсчету и учету:

- балансовые - запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно;

127

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

- забалансовые—запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы.

Извлекаемые запасы - часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат (замыкающих) и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются ГКЗ РФ с учетом заключений по ним Министерства нефтяной промышленности, Министерства газовой промышленности и Министерства геологии РФ.

Запасы месторождений нефти и газа, расположенные в пределах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, относятся к балансовым или забалансовым на основании технико-экономических расчетов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений. Если фактическая ценность ожидаемой продукции нефтегазодобывающих предприятий выше всех суммарных затрат, необходимых для освоения месторождения, то практически все разведанные (А, В и C1) и предварительно оцененные (С2) запасы должны быть отнесены к группе балансовых.

Таким образом, классификация запасов и ресурсов предусматривает жесткие требования при отнесении запасов к балансовым или забалансовым.

Классификация запасов предусматривает учет забалансовых запасов всех категорий.

На месторождениях, введенных в разработку, классификация запасов обязывает производить перевод запасов категорий C1 и С2 в более высокие категории по данным бурения и исследования добывающих скважин, а в необходимых случаях - по данным доразведки. В тех случаях, когда в результате доразведки, проведенной на разрабатываемом месторождении, балансовые и извлекаемые запасы категорий A+B+C1 изменяются по сравнению с ранее утвержденными ГКЗ РФ более чем на 20%, необходимо проводить пересчет запасов.

Пересчет запасов производится и в тех случаях, когда в процессе разработки или доразведки залежей намечается списание балансовых и извлекаемых запасов категорий A+B+C1, не подтвердившихся или не подлежащих отработке по технико-экономическим причинам, превышающее нормативы, установленные действующим положением о порядке списания запасов полезных ископаемых с баланса предприятий по добыче нефти и газа.

При пересчете запасов на разрабатываемых месторождениях необходимо сопоставить данные разведки и разработки по запасам, условиям залегания,

129

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1 - нефть; 2 - вода: 3 - нефть и вода; скважины: 4 - добывающие, 5 - разведочные, 6 - в консервации, 7 - ликвидированные, в - не давшие притока; 9 - изогипсы поверхности коллекторов, м; контуры нефтеносности: 10 - внешний, 11 - внутренний; 12 - граница литолого-фациального замещения коллекторов; 13 - категории запасов; цифры у скважин:

в числителе - номер скважины, в знаменателе - абсолютная отметка кровли коллектора, м.

На подсчетный план также наносятся все пробуренные на дату подсчета запасов скважины (с точным указанием положения устьев, то-чек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта):

-разведочные;

-добывающие;

-законсервированные в ожидании организации промысла;

-нагнетательные и наблюдательные;

-давшие безводную нефть, нефть с водой, газ, газ с конденсатом, газ с конденсатом и водой и воду;

-находящиеся в опробовании;

-неопробованные, с указанием характеристики нефте-, газо- и водонасыщенности пластов - коллекторов по данным интерпретации материалов геофизических исследований скважин;

-ликвидированные, с указанием причин ликвидации;

-вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами.

По испытанным скважинам указываются: глубина и абсолютные отметки кровли и подошвы коллектора, абсолютные отметки интервалов перфорации, начальный и текущий дебиты нефти, газа и воды, диаметр штуцера, депрессия, продолжительность работы, дата появления воды и ее содержание в процентах в добываемой продукции. При совместном опробовании двух и более пластов указывают их индексы. Дебиты нефти и газа должны быть замерены при работе скважин на одинаковых штуцерах.

По добывающим скважинам приводятся: дата ввода в работу, начальный и текущий дебиты и пластовое давление, добытое количество нефти, газа, конденсата и воды, дата начала обводнения и содержание воды в процентах в добываемой продукции на дату подсчета запасов. При большом количестве скважин эти сведения помещаются в таблице на подсчетном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дается таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, подсчитанные запасы, их категории, величины параметров, принятые по решению ГКЗ РФ, дата, на которую подсчитаны запасы.

При повторном подсчете запасов на подсчетные планы должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденных при предыдущем подсчете, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.

Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов производится раздельно для газовой, нефтяной,. газонефтяной, водонефтяной и газонефтеводяной зон по типам коллекторов для каждого пласта залежи и месторождения в целом с обязательной оценкой перспектив всего месторождения.

130

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Запасы содержащихся в нефти и газе компонентов, имеющие промышленное значение, подсчитываются в границах подсчета запасов нефти и газа.

При подсчете запасов подсчетные параметры измеряются в следующих единицах: толщина в метрах; давление в мегапаскалях (с точностью до десятых долей единицы); площадь в тысячах квадратных метров; плотность нефти, конденсата и воды в граммах на кубический сантиметр, а газа—в килограммах на кубический метр (с точностью до тысячных долей единицы); коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности в долях единицы с округлением до сотых долей; коэффициенты извлечения нефти и конденсата в долях единицы с округлением до тысячных долей.

Запасы нефти, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются в тысячах тонн, газа - в миллионах кубических метров, гелия и аргона—в тысячах кубических метров.

Средние значения параметров и результаты подсчета запасов приводятся в табличной форме.

Понятие о подсчетных параметрах (исходных данных), оценке ресурсов

иподсчете запасов

Впроцессе геологоразведочных работ выявляются характеристики изучаемого объекта - подсчетные параметры, используемые затем для оценки ресурсов и подсчета запасов. Они различны на различных этапах и стадиях геоло- го-разведочных работ.

На р е г и он ал ь н ом эт а пе это данные, контролирующие нефтегазоносный потенциал - мощность нефтематеринских толщ, мощность региональной покрышки, и др. На поисково-оценочном этапе значение приобретают размеры ловушек, мощность коллектора, глубина и тектоническая сложность ловушек. Количественная оценка прогнозных ресурсов в возможно нефтегазоносных комплексах в пределах конкретных участков на прогнозной территории делается по аналогии. При этом пользуются следующими методами.

-Количественных геологических аналогий. Метод заключается в том, что на эталонных участках определяются зависимости между удельными запасами и наиболее информативными факторами, и переноса выявленных зависимостей на расчетные участки со сходным геологическим строением.

-На «усредненную структуру». При применении этого метода на эталонном участке определяют средние геологические запасы на одну структуру, плотность этих структур, и затем переносят полученные результаты на расчетный участок.

-Удельных плотностей запасов. Используя данный метод, на эталонных участках определяют удельные плотности геологических запасов продуктивного пласта (толщи, комплекса и т.д.), приходящихся на 1 км3 общего объема пород, или пород-коллекторов, и переносят эти соотношения на расчетные участки с учетом поправочных коэффициентов, характеризующих изменение мощности, пустотности и других параметров.

На р аз ве д оч н ом э та пе подсчетными параметрами для нефтяных месторождений являются площадь нефтеносности, эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, коэффициент открытой пористости, коэффициент

131

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нефтенасыщенности пласта, коэффициент нефтеотдачи пласта, а также физические параметры нефти.

Подсчетными параметрами для газ о в ы х м е с т ор ож де ни й являются площадь газоносности, эффективная мощность газонасыщенной части пласта, коэффициент открытой пористости, коэффициент газонасыщенности пласта, с учетом содержания связанной воды и начальное пластовое давление в залежи.

Перечисленные параметры используются при подсчете запасов.

Подсчет запасов ведется на основе полученных в процессе разведки фактических данных, однако, какие бы современные, надежные и изощренные методы обработки фактического материала не применялись, достоверные и полные сведения о залежи геолог обычно получает после того, как она полностью отработана. Разработка же всегда начинается в условиях недостаточных данных. Из методов подсчетов запасов наиболее распространены:

Объемный - основан на подсчете насыщенного нефтью объема пустотного пространства залежи.

Падения пластового давления - применяется при подсчете запасов свободного газа.

Растворенного газа, — при котором запасы растворенного газа вычисляются по данным величины начального газосодержания, установленного по глубинным пробам.

Материального баланса - базируется на изучении параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте в зависимости от изменения давления в процессе разработки залежи.

Статистический метод подсчета нефти - применяется на поздних стадиях разработки. Он основан на статистической обработке данных о поведении дебитов накопленной добычи в процессе эксплуатации в зависимости от тех, или иных параметров разработки.

Применяются и другие методы.

Пересчет запасов - это их уточнение. Запасы пересчитывают в тех случаях, когда оценка месторождения за время, истекшая после предыдущего утверждения запасов, существенно изменилась в результате разведочных и эксплуатационных работ.

Достоверностью запасов называют максимальное приближение величины подсчитываемых запасов к ее истинному значению, которое происходит в процессе геологоразведочных и эксплуатационных работ, качественной обработки фактического материала и правильного выбора метода оценки.

ЧАСТЬ 3. НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОЛОГИЯ

Нефтегазопромысловая геология — отрасль геологии, занимающаяся детальным изучением месторождений и залежей нефти и газа в начальном (естественном) состоянии и в процессе разработки для определения их народнохозяйственного значения и рационального использования недр.

Таким образом, значение нефтегазопромысловой геологии состоит в обобщении и анализе всесторонней информации о месторождениях и залежах

132

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нефти и газа как объектах народнохозяйственной деятельности с целью геологического обоснования наиболее эффективных способов организации этой деятельности, обеспечения рационального использования и охраны недр и окружающей среды.

3.1. Связь нефтегазопромысловой геологии с другими геологическими и смежными науками

С точки зрения промыслового геолога залежь нефти или газа следует рассматривать как некоторую часть пространства, в которой накладываются друг на друга результаты различных геологических, физических, гидродинамических и других процессов, действовавших ранее и происходящих во время ее разработки. Поэтому залежь вследствие многообразия процессов, приведших к ее образованию и протекающих при ее разработке, можно изучать во многих аспектах.

Существуют различные науки, как геологические, так и негеологические, которые изучают те или иные из упомянутых выше процессов. Отсюда следует особенность нефтегазопромысловой геологии, заключающаяся в том, что она широко использует теоретические представления и фактические данные, получаемые методами других наук, и в своих выводах и обобщениях очень часто опирается на закономерности, установленные в рамках других наук.

Например, данные об условиях залегания продуктивных пластов в первую очередь поступают в результате полевых сейсмических исследований. При вскрытии залежи скважинами эти данные могут быть уточнены - методами структурной геологии.

Поднятые из скважин керн, пробы нефти, газа, воды исследуются методами физики пласта. Другим источником информации о свойствах пород служат данные промысловой геофизики, а также результаты гидродинамических исследований скважин. Теоретической основой этих методов являются подземная гидравлика и скважинная геофизика, играющие наиболее важную роль в решении задач нефтегазопромысловой геологии, так как с их помощью получают около 90 % информации, необходимой промысловому геологу.

Обобщая различную информацию об условиях залегания и свойствах нефтегазонасыщенных пород, промысловый геолог очень часто не создает какието новые принципы, законы, методы, а в значительной степени опирается на теоретические представления, законы и правила, установленные в рамках смежных наук: тектоники, стратиграфии, петрографии, гидрогеологии, подземной гидравлики и ряда других. Анализируя и обобщая количественные и качественные данные, современный промысловый геолог широко использует математические методы и ЭВМ, без чего результаты обобщения не могут считаться достаточно надежными.

Таким образом, науки, изучающие залежи нефти и газа в аспектах, отличных от тех, которыми занимается нефтегазопромысловая геология, составляют значительную часть теоретического и методического фундамента нефтегазопромысловой геологии.

Вместе с тем нефтегазопромысловая геология, имея самостоятельный объект — залежь нефти или газа, подготавливаемую к разработке или