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

Запасами называются массы нефти и конденсата, объём газа в выявленных разведанных и разрабатываемых залежах, в стандартных условиях на дату подсчёта.

Вместе с выявленными залежами скопления углеводородов, могут содержаться в предполагаемых залежах на установленных месторождениях или на готовых для бурения площадях, а также в литолого-стратиграфических комплексах, но не вскрытых пока что бурением пластах. В литолого-стратиграфические комплексы обязательно должна быть доказана или предполагаема нефтегазоносность в пределах крупных геоструктурных элементах.

Ресурсы – масса конденсата, нефти и объём газа на дату оценки в стандартных условиях в определённых пластах и литолого-стратиграфических комплексах.

Запасы конденсата, нефти и газа и их попутные компоненты ,имеющие промышленное значение, разделяются на две группы, для которых необходимо вести индивидуальный подсчёт и учёт.

Балансовые – запасы залежей, применение, которых к разработке в настоящее время экономически, экологически обоснованно и целесообразно.

Забалансовые – запасы залежей, вовлечение в разработку которых в нынешнее время пока что не целесообразно экономически или даже технически или технологически невозможно. В более позднее время забалансовые месторождения или залежи могут быть переведены в балансовые и активно использоваться.

Для балансовых запасов конденсата, растворённого газа, нефти и их попутных компонентов, имеющих промышленное значение, подсчёт и учёт ведётся по извлекаемым запасам.

Извлекаемые запасы – часть балансовых запасов, которую можно извлекать из недр при грамотном (рациональном) использовании современных технологий и технических средств добычи, при этом необходимо учитывать допустимый уровень затрат и соблюдать требования по охране окружающей среды и недр.

Коэффициенты извлечения полезных ископаемых определяются на основании технико-экономических и технологических расчётов.

Методы подсчёта запасов нефти.

Для подсчёта запасов нефти используют, в основном, три метода подсчёта: объёмный, статический, метод материального баланса. Выбор метода определяется качеством и количеством исходных данных, режимом работы месторождения и его изученностью.

Объёмный метод.

Данный метод применяется на практике очень широко. Он может быть использован при различных стадиях изученности и разведанности и при любом режиме работы залежи. Объёмный метод основывается на условиях залегания нефти в определённых объектах, их геолого-физической характеристике.

Формулу, приведённую ниже, используют для подсчётов запасов нефти объёмным методом.

Q_изв=F*h*k_n*k_H*ρ_H*θ*η , где

Q_изв – извлекаемые запасы нефти (т)

F – площадь нефтеносности (м)

h – толщина пласта (эффективная мощность) (м)

k_n – коэффициент открытой пористости

k_H – коэффициент нефтенасыщенности

ρ_H – плотность нефти в поверхностных условиях (кг/м³)

θ – пересчётный коэффициент, учитывающий усадку нефти; Θ=1/в, в – объёмный коэффициент пластовой нефти

η – коэффициент нефтеотдачи

Указанную выше формулу представляется не сложно найти имея указанные данные и их проихведения:

F*h – объём залежи

F*h*k_n – объём пор залежи

F*h*k_n*k_H – нефтенасыщенный объём пласта

F*h*k_n*k_H*η – объём нефти, который возможно поднять на поверхность при на сегодняшний день существующих способах разработки залежей

F*h*k_n*k_H*θ*η – объём нефти, который представляется возможным извлечь на поверхность, с учётом её перехода из пластовых в поверхностные условия

F*h*k_n*k_H*ρ_H*θ*η – запасы нефти, измеряемые в тоннах, которые возможно извлечь на поверхность из недр в результате использования (эксплуатации) залежи

F*h*k_n*k_H*ρ_H*θ*η это и есть извлекаемые или промышленные запасы нефти (Q_изв)

Метод материального баланса.

Закон сохранения материи применим и к залежам углеводородов.

В процессе разработки залежи на основании данных снижения пластового давления, физических свойств породы, вмещающей нефть, вод, самой нефти и самое лавное – на основании изучения изменений основных показателей разработки залежи могут быть определены запасы нефти. Непрерывное перераспределение флюидов может быть вызвано вследствие изменения пластового давления из-за отбора нефти, попутного газа, воды, а так же их закачки в залежь. В этом есть суть вышеупомянутого закона, применимо к залежам углеводородов.

Статистический метод.

Статический метод основан на связях между различными показателями разработки. Учитываются предыдущие и последующие данные при подсчёте запасов. Среди них, наиболее часто встречающиеся это связи между дебитами нефти, текущим и накопленным отборами нефти и т.д.

Статический метод, как и метод материального баланса можно применять после достаточно долгой разработки залежи. Статический метод предоставляет более точные и более полные данные при подсчёте запасов. Это связанно с тем, что требуемые для расчёта показатели эксплуатации несложно, точно и регулярно определяются в процессе разработки. Использование статического метода подсчёта запасов нефти в залежи возможно при любом воздействии на пласт.

Методы подсчёта запасов газа.

При подсчёте запасов газа различают два их типа:

Свободный газ – газ, находящийся в газовых залежах и в газовых шапках конденсатных (нефтегазовых) залежей.

Растворённый в нефти – попутный газ, о котором уже говорилось раньше.

Подсчёт запасов свободного газа. Метод вытесненных объёмов.

Объёмный метод подсчёта запасов свободного газа аналогичен и основан на тех же принципах определения объёма залежи, что и подобный метод для подсчёта запасов нефти.

Q_Г=F*h*K_n*f*K_Г*(P₀*a₀ – P_cm*a_cm)/P_cm , где

Q_Г – начальные запасы газа в стандартных условиях (P_cm=0,5МПа, T_cm=293K) (м³)

F – площадь в пределах контура газоносности (м²)

h – эффективная газонасыщенная толщина (мощность) (м)

K_n – коэффициент открытой пористости

P₀ – начальное пластовое давление в залежи (МПа)

P_cm – среднее остаточное давление (МПа) в залежи, после извлечения промышленных запасов газа, при установлении на устье скважины давления 0,1 МПа

a₀ и a_cm – поправки на отклонение извлекаемых углеводородных газов от широко распространённого закона Бойля-Мариота для давлений P₀ и P_cm соответственно; a=1/z, где z=PV/RT, z – коэффициент сжимаемости газов, определяемый практическим путём по пробам в пластах

f – поправка на температуру для приведения объёма газа к стандартной температуре; T_cm/T_пл=293K/(273K+t_m)

K_Г – коэффициент газонасыщенности с учётом содержания связанной воды

t_m – температура пласта