Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа
Условия залегания флюидов в залежи. Типы природных резервуаров. Методы определения извлекаемых запасов нефти и газа. Подсчет балансовых запасов этана, пропана, бутанов, сероводорода и других полезных компонентов. Перевод запасов в более высокие категории.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | курс лекций |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 21.10.2018 |
| Размер файла | 860,3 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа
Введение
Перед работниками нефтяной и газовой промышленности, а также геологической службой страны стоит ответственная задача по наращиванию запасов углеводородного сырья - нефти, газа и конденсата.
Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти, газа и конденсата основывается на детальном изучении недр и синтезируют в себе все сведения, полученные в процессе поисков, разведки и разработки залежей: данные изучения минералогических и петрографических особенностей пород, физики пласта и физико-химических свойств флюидов, результаты полевых и промыслово-геофизических исследований, сведения об условиях формирования залежей нефти, газа и конденсата, о закономерностях размещения их в недрах и т.д., данные петрофизического изучения нефтегазоносных толщ, опробования и испытания скважин, опытно-промышленных работ и разработки залежей, результаты промыслово-геологического изучения залежей и процессов, протекающих при их разработке.
Решение этих задач в значительной мере зависит от достоверности осуществляемых подсчетов запасов месторождений и перспективных ресурсов, а также оценок прогнозных ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов.
Таким образом, совершенно очевидна непосредственная связь рассматриваемого курса, представляющего собой составную часть промысловой геологии нефти и газа, с фундаментальными теоретическими и прикладными науками.
1. Основные положения «классификации запасов месторождении, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов»
1.1 Сущность классификации запасов и ресурсов
Характерная черта применяемых в России классификаций запасов месторождений полезных ископаемых вообще и нефти и газа в частности - их научная обоснованность. Классификация запасов - это нормативные научно-методические документы, синтезирующие накопленный опыт и определяющие тактику и стратегию поисков, разведки, геолого-экономической оценки и разработки месторождений нефти и газа, научные принципы планирования прироста запасов и масштабы добычи нефти и газа. Советские классификации послужили основой таких же классификаций в странах СЭВ.
«Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» 1983 г. устанавливает:
- единые для РФ принципы подсчета и государственного учета запасов месторождений и перспективных ресурсов нефти и горючих газов в недрах по степени их изученности и народнохозяйственному значению;
- условия, определяющие подготовленность разведанных месторождений для промышленного освоения;
- основные принципы оценки прогнозных ресурсов нефти и газа.
Ее применение к запасам месторождений и перспективным ресурсам нефти и газа определяется «Инструкцией по применению Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», а методические принципы количественной оценки прогнозных ресурсов--«Методическими указаниями по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата».
В существующей Классификации запасов и ресурсов нашли отражение современные научные положения о необходимости прослеживания последовательного ряда в зависимости от степени изученности и обоснованности: запасы месторождений - перспективные ресурсы и прогнозные ресурсы.
Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитываются и учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых РФ по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений.
Прогнозные ресурсы нефти и газа, наличие которых лишь предполагается на основе общих геологических представлений, теоретических предпосылок и по результатам реологических, геофизических и геохимических исследований, оцениваются в пределах крупных регионов, нефтегазоносных провинций, акваторий, областей, районов. Порядок проверки произведенных оценок прогнозных ресур-сов определяется Министерством геологии РФ, Министерством нефтяной промышленности, Министерством газовой промышленности.
1.2 Комплексный подход к изучению нефтяных и газовых месторождении
В Классификации запасов и ресурсов 1983 г. отражены требования комплексного и рационального использования природных ресурсов, на что обращено особое внимание в «Основах законодательства РФ о недрах».
Рациональное и комплексное использование природных ресурсов основывается на комплексном изучении месторождений и в значительной мере определяется вовлечением в промышленное освоение наряду с основными попутных ископаемых и компонентов. Это способствует повышению экономического потенциала месторождений, созданию безотходной и малоотходной технологии, повышению эффективности мероприятий по охране окружающей среды.
На нефтяных и газовых месторождениях к основным полезным ископаемым относятся нефть и горючие газы.
В соответствии с «Требованиями к комплексному изучению месторождений и подсчету запасов попутных полезных ископаемых и компонентов» утвержденными ГКЗ СССР в 1982 г., к попутным полезным ископаемым относятся минеральные комплексы (горные породы, руды, подземные воды, рассолы), дoбычa которых при разработке основного полезного ископаемого и использование в народном хозяйстве являются экономически целесообразными. К попутным полезным компонентам относятся заключенные в полезных ископаемых минералы, металлы и другие химические элементы и их соединения, которые при переработке полезных ископаемых могут быть рентабельно извлечены и использованы в народном хозяйстве страны.
В зависимости от форм нахождения, связи с основными для данного месторождения полезными ископаемыми и с учетом требований, предъявляемых промышленностью к разработке, попутные полезные ископаемые и компоненты подразделяются на группы.
К первой группе относятся попутные полезные ископаемые, образующие самостоятельные пласты залежи или рудные тела в породах, вмещающих основное полезное ископаемое. Применительно к нефтяным и газовым месторождениям это подземные воды продуктивных пластов или водоносных горизонтов, содержащие повышенные концентрации йода, брома, бора, соединений магния, калия, лития, рубидия, стронция и других компонентов, а также подземные воды, пригодные для бальнеологических, теплоэнергетических и иных целей.
Ко второй группе, относится компоненты, -- заключенные в полезном ископаемом выделяемые при его добыче (сепарации) в самостоятельные продукты. B нефтяных залежах это растворенный (попутный) газ, а в газоконденсатных - конденсат. В Классификации запасов и ресурсов 1983 г. они рассматриваются как основные полезные ископаемые.
К третьей группе относятся попутные полезные компоненты, присутствующие в составе основного полезного ископаемого и выделяемые лишь при его переработке. На многих месторождениях нефти. и битумов такими компонентами могут быть сера (в форме сероводорода и других сернистых соединений), ванадий, титан, никель и др. Свободный и растворенный газы содержат этан, пропан, бутан, а также могут содержать сероводород, гелий, аргон, углекислый газ, иногда ртуть. В подземных водах месторождений нефти и газа могут присутствовать, как отмечалось выше, йод и бром, а также соединения различных металлов, относимые к полезным компонентам III группы.
При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету и учету запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами. Подсчет и учет запасов этих полезных ископаемых и компонентов, имеющих промышленное значение, производятся по каждой залежи раздельно и месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений.
Прогнозные ресурсы оцениваются раздельно по нефти, газу и конденсату, а также по содержащимся в них компонентам.
Подсчет, учет и оценка запасов и перспективных ресурсов и оценка прогнозных ресурсов производятся при условиях, приведенных к стандартным (0,1 МПа при 20 °С).
1.3 Залежи нефти и газа и их основные классификационные признаки и параметры
Ценность любого месторождения нефти и газа в первую очередь определяется величиной запасов основных полезных ископаемых, которые слагаются из запасов выявленных в его пределах залежей.
Особенности залегания нефти и газа в недрах требуют проведения исследований, направленных на изучение:
- флюидов основных полезных ископаемых (нефти, газа, конденсата), попутных полезных ископаемых (подземных вод), а также содержащихся в тех и других полезных компонентов;
- пород-коллекторов в пределах ловушек, пустотное пространство которых служит вместилищем флюидов;
- условий залегания флюидов в ловушках;
- основных особенностей залежей, определяющих условия их разра-ботки (режим работы, продуктивность скважин, пластовое давление, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность пластов и т. д.);
процессов, протекающих в недрах при формировании залежей и их разработке.
Нефть, газ и конденсат представляют собой природные смеси углеводородных и неуглеводородных соединений.
Нефть - природная смесь, состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой (СпН2п+2), нафтеновой (СпНап) и ароматической (СпН2п-2) групп, которые в пластовых и стандартных условиях находятся в жидкой фазе. Кроме углеводородов (УВ) в нефтях присутствуют сернистые, азотистые, кислородные соединения, металлорганические комплексы. Кислород в нефтях обычно входит в состав нафтеновых и жирных кислот, смол и асфальтенов. К постоянным компонентам нефти относится сера, которая присутствует как в виде различных соединений, так и в свободном состоянии. В большинстве нефтей в пластовых условиях в том или ином количестве содержится растворенный газ.
По составу углеводородной и неуглеводородной частей нефти подразделяются на ряд типов, основными показателями которых являются групповой углеводородный состав, фракционный состав, содержание неуглеводородных компонентов, асфальтенов и смол.
По групповому углеводородному составу (в процентах по массе) выделяются нефти метановые, нефтеновые и ароматические.
По содержанию парафинов нефти подразделяются на малопарафинистые (содержание парафинов не выше 1,5%), парафинистые (1,51--6%) и высокопарафинистые (выше 6%).
Фракционный состав отражает относительное содержание (в процентах по массе) различных фракций нефтей, выкипающих при разгонке до 350°С, и масляных фракций (дистиллятов), выкипающих при температуре выше 350 °С.
По содержанию серы нефти подразделяются на малосернистые (до 0,5 %), сернистые (0,51--2 %) и высокосернистые (выше 2 %). Сера в нефтяных при содержании ее более 0,5 % имеет промышленное значение.
По содержанию смол выделяются нефти малосмолистые (менее 5%), смолистые (5--15%) и высокосмолистые (выше 15%). Концентрация редких металлов (ванадия, титана, никеля и др.) в некоторых высокосмолистых нефтях может достигать промышленных значений.
Свойства нефтей в стандартных условиях существенно отличаются от их свойств в пластовых условиях вследствие повышенного содержания в них растворенного газа при высоких температуре и давлении в недрах. Для подсчета запасов, рациональной их разработки, первичной подготовки, транспортировки и переработки нефтей свойства их определяются раздельно для этих условий. В стандартных условиях к основным параметрам нефтей относятся плотность, молекулярная масса, вязкость, температура застывания и кипения, а для пластовых условий определяются газосодержание, давление насыщения растворенным газом, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, коэффициент теплового. расширения, плотность и вязкость.
Газы - природная смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в га-зообразной фазе в виде отдельных скоплений либо в растворенном в нефти или воде состоянии, а в стандартных условиях - только в газообразной фазе. К основным компонентам пластового газа относятся метан и его гомологи -- этан, пропан, бутаны. Газ часто содержит сероводород, гелий, оксид углерода, азот и инертные газы, иногда ртуть. Этан при содержании в газе 3 % и более, гелий при концентрации в свободном газе 0,05 % и в растворенном в нефти газе 0,035 %, а также сероводород при содержании 0,5 % (по объему) имеют промышленное значение.
Важнейшие параметры газа - молекулярная масса, плотность в стандартных условиях, относительная плотность по воздуху, среднекритические температура и давление, коэффициент сверхсжимаемости, объемный коэффициент, вязкость, гидратообразование, теплота сгорания.
Конденсат - природная смесь в основном легких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденсации. В стандартных условиях конденсат (стабильный) находится в жидком состоянии и не содержит газообразных УВ. В состав конденсата могут входить сера и парафин. Конденсаты различаются по групповому и фракционному составу. К основным параметрам пластового газа, содержащего конденсат, кроме перечисленных выше, относятся также конденсатно-газовый фактор и давление начала конденсации. Конденсат характеризуется плотностью и вязкостью в стандартных условиях.
1.4 Природные резервуары
Природным резервуаром (по И.О. Броду) называется природная емкость для нефти, газа и воды, внутри которой они могут циркулировать и форма которой обусловлена соотношением коллектора с вмещающим его (коллектор) плохо проницаемыми породами.
Нефть и газ аккумулируются в пустотном пространстве пород--коллекторов природных резервуаров в пределах ловушек, образуя естественные скопления. Ловушками нефти и газа называются части природных резервуаров, в которых благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а также тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа.
Строение природных резервуаров определяется их типом, вещественным составом слагающих их пород, типом пустотного пространства пород-коллекторов и выдержанностью этих пород по площади.
Различают три основных типа резервуаров: пластовые, массивные и литологически ограниченные. Они могут быть сложены породами разного вещественного состава: терригенными, карбонатными, эвапоритовыми, вулканогенными.
Породы-коллекторы разного вещественного состава характеризуются соответствующим типом пустотного пространства - поровым, трещин-ным, кавернозным, смешанным в разных сочетаниях.
Всем продуктивным пластам в той или иной мере свойственна неоднородность, выражающаяся в изменчивости формы залегания и физических свойств коллекторов в пределах рассматриваемого пласта.
Изменчивость формы продуктивного пласта определяется неодинаковой его толщиной (общей и эффективной), расчлененностью, выклиниванием всего пласта и слагающих его пропластков, их литолого-фациальным замещением непроницаемыми разностями.
Изменчивость физических свойств продуктивного пласта обусловливается в первую очередь различием его коллекторских свойств.
1.5 Условия залегания флюидов в залежи
Любое естественное скопление нефти и газа в ловушке называется залежью.
Газ, нефть и вода в залежи распределяются под воздействием гравитационного фактора, т. е. в зависимости от их плотности. *Обычно газ и нефть занимают верхнюю часть ловушки, а вода подпирает их снизу, заполняя всю остальную часть резервуара. Газ и нефть в свою очередь также распределяются под влиянием гравитационного фактора: газ как более легкий располагается над нефтью.
Условия залегания нефти и газа в залежах определяются гипсометрическим положением водонефтяного (ВНК), газоводяного (ГВК) и газонефтяного (ГНК.) контактов; высотой залежи; размерами нефтяной, газовой, водонефтяной, газонефтяной и газоводяной зон, нефтегазонасы-щенной толщиной пласта, величинами начальной и остаточной нефтенасыщенности и газонасыщенности пород-коллекторов и их изменением по площади и разрезу; начальными пластовыми давлением и температурой.
1.5.1 Основные типы залежей
Выделяются следующие основные типы залежей нефти и газа: пластовый (Рис. 1); массивный; литологически или стратиграфически ограниченный; тектонически экранированный.
Залежь нефти и газа может быть приурочена к одному изолированному природному резервуару или связана с группой гидродинамически сообщающихся природных резервуаров, в которых отметки газожидкостного и водонефтяного контактов соответственно одинаковы. Во втором случае залежь выделяется как массивная или пластово-массивная.
Рис. 1. Схема пластовой сводовой залежи: 1--водяная, 2 -- водонефтяная, 3--нефтяная, 4 --газонефтяная, 5--газовая; 6 -- породы-коллекторы; Н -- высота залежи; Нг, Нн -- высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи
1.5.2 Классификация залежей по фазовому состоянию УВ
В зависимости от фазового состояния и основного состава углеводородных соединений в недрах залежи нефти и газа подразделяются на (рис. 2):
- нефтяные, содержащие только нефть, в различной степени насыщенную газом;
- газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные); в газонефтяных залежах основная по объему часть нефтяная и меньшая -- газовая (газовая шапка); в нефтегазовых -- газовая шапка превышает по объему нефтяную часть системы; к нефтегазовым относятся также залежи с крайне незначительной по объему нефтяной частью - нефтяной оторочкой;
- газовые, содержащие только газ;
газоконденсатнонефтяные и нефтегазоконденсатные: в первых - основная по объему нефтяная часть, а во вторых - газо-конденсатная.(см. рис. 2).
1.5.3 Основные особенности, характеризующие условия разработки залежи
Любая нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки расходуется на вытеснение нефти и газа из резервуара (продуктивного пласта). Вытеснение флюидов из залежи происходит под действием природных сил-носителей пластовой энергии. Такими носителями являются в первую очередь напор краевых вод, а также упругие силы нефти, воды, породы; газа, сжатого в газовых залежах и газовых шапках, и газа, растворенного в нефти. Кроме того, в залежах действует сила тяжести нефти.
Характер проявления движущих сил в пласте, обусловливающих приток флюидов к добывающим скважинам, называется режимом залежи. В соответствии с характером проявления доминирующего источника пластовой энергии в процессе разработки в нефтяных залежах выделяют режимы: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный (газовой шапки), растворенного газа и гравитационный, а в газовых залежах--газовый и упруговодонапорный.
Проявление того или иного режима в залежи обусловлено неод-нородностью продуктивного пласта в пределах залежи и вне ее, составом и фазовым состоянием УВ залежи, ее удаленностью от области питания, применяемыми в процессе разработки технологическими решениями. О режимах залежи судят по изменению во времени дебитов нефти, газа и воды, обводненности продукции, пластовых давлений, газовых факторов, по продвижению краевых вод и т. п. Условия разработки залежей определяются также многими другими факторами: фазовыми проницаемостями пород, продуктивностью скважин, гидропроводностью, пьезопроводностью продуктивных пластов, степенью гидрофобизации пород, полнотой вытеснения нефти вытесняющим агентом.
1.6 Месторождения нефти и газа и их основные классификационные признаки
Месторождение представляет собой совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к единой тектонической структуре и расположенных в пределах одной площади.
Месторождения могут быть однозалежными и многозалежными. По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа месторождения подразделяются на уникальные, крупные, средние и мелкие (табл.1)
Таблица 1 Классификация запасов месторождений нефти и газа по размерам
|
Месторождения |
Запасы |
||
|
извлекаемые нефти, млн. т |
Балансовые газа, млрд. м3 |
||
|
Уникальные |
Свыше 300 |
Свыше 500 |
|
|
Крупные |
30--300 |
30--500 |
|
|
Средние |
10--30 |
10--30 |
|
|
Мелкие |
До 10 |
До 10 |
По сложности геологического строения, условиям залегания и выдержанности продуктивных пластов независимо от величины запасов выделяются месторождения (залежи):
простого строения, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты которых 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 литологическими замещениями коллекторов плохо проницаемыми породами или наличием тектонических нарушений;
очень сложного строения, для которых характерны как литоло-гические замещения или тектонические нарушения, так И невыдержанность толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.
Сложность геологического строения месторождений устанавливается исходя из соответствующих характеристик основных залежей, заключающих основную часть (больше 70 %) запасов месторождения. Размеры и сложность строения месторождений определяют методику разведочных работ, их объемы и экономические показатели разведки и разработки.
1.7 Нефтегазоносные объекты, содержащие ресурсы нефти и газа и основные принципы их классификации и нефтегазогеологического районирования
Нефть и газ крайне неравномерно распределены в недрах. В связи с этим прогнозирование нефтегазоносности и проведение геологоразведочных работ направлены на выявление территорий и частей разреза, характеризующихся максимальной концентрацией месторождений и залежей нефти и газа. Выделение в пределах исследуемой территории отдельных частей по степени сходства геотектонического строения и состава слагающих их формаций, т. е. факторов, в совокупности контролирующих нефтегазоносность недр, называется нефтегазогеологическим районированием.
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 пород и концентрацию, и состав содержащихся в них битумоидов и органического вещества (0В).
Залежи и месторождения, связанные с геоструктурными элемен-тами соответствующего ранга, относятся к элементам нефтегазогеоло-гического 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 пород-коллекторов, ограниченных сверху (в кровле) и снизу (в подошве) флюидоупорами.
Нефтегазоносный горизонт представляет собой группу перекрытых зональной покрышкой и гидродинамически связанных пластов внутри нефтегазоносного комплекса.
Нефтегазоносный комплекс--это литолого-стратиграфическое подразделение, перекрытое региональной покрышкой. Комплекс включает один нефтегазоносный горизонт или их группу.
Нефтегазоносная формация представляет собой естественно-историческую 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.
1.8 Комплексное изучение нефтегазоносных объектов на различных этапах и стадиях геологоразведочных работ и разработки
Геологоразведочный процесс представляется как совокупность взаимосвязанных последовательно проводимых на различных этапах и стадиях видов работ, обеспечивающих народное хозяйство страны разведанными запасами нефти, конденсата и газа в соответствии с применяемыми для промышленного освоения месторождений (залежей) кондициями. Деление геологоразведочного процесса на этапы и стадии направлено на установление наиболее рациональной последовательности выполнения разных видов работ и общих принципов оценки их результатов для повышения эффективности прогнозирования нефтегазоносности, поисков и разведки месторождений (залежей) нефти и газа.
Геологоразведочные работы на нефть и газ подразделяются на три этапа - региональный, поисковый и разведочный. На каждом из них выделяется по две стадии. В пределах одной территории возможно совмещение во времени различных этапов и стадий.
1.8.1 Региональный этап
На этом этапе проводятся региональные геолого-геофизические ра-боты. В соответствии с задачами региональный этап разделяется на две стадии: прогнозирования нефтегазоносности и оценки зон нефтегазо-накопления.
Стадия прогнозирования нефтегазоносности
Основным объектом исследований на этой стадии служат нефтегазоносные провинции и их части.
В процессе исследований решаются следующие задачи:
- выявление литолого-стратиграфических комплексов, структурных этажей, ярусов;
- выявление фациальных зон, определение основных этапов геотектонического развития; тектоническое районирование;
- выделение нефтегазоперспективных комплексов и зон; нефте-газогеологическое районирование;
- качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности;
выбор основных направлений и первоочередных объектов дальней-ших исследований.
Стадия оценки зон нефтегазонакопления
На этой стадии основными объектами исследования являются нефтегазоперспективные зоны и зоны нефтегазонакопления, в пределах которых решаются следующие задачи:
- выявление субрегиональных и зональных структурных соотношений между различными нефтегазоперспективными и литолого-стратиграфическими комплексами; установление основных закономер-ностей распространения и изменения свойств пород-коллекторов продуктивных горизонтов и пластов, а также и флюидоупоров; уточнение нефтегазогеологического районирования;
- выделение наиболее крупных ловушек;
- количественная оценка перспектив нефтегазоносности;
выбор площадей и установление очередности проведения на них поисковых работ.
1.8.2 Поисковый этап
Поисковые работы направлены на обеспечение необходимых условий для прироста разведанных запасов нефти и газа. Он разделяется на стадию выявления и подготовки объектов для поискового бурения и стадию поиска месторождений (залежей) нефти и газа.
Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения
На этой стадии создается фонд перспективных локальных объектов и оцениваются их ресурсы для выбора и определения очередности их ввода в глубокое бурение. Стадия подразделяется на подстадии: выявление объектов; подготовка к поисковому бурению.
На подстадии выявления объектов работы ведутся на отдельных площадях в пределах нефтегазоперспективных зон и зон нефтегазонакопления с целью:
- выявления условий залегания и других геолого-геофизических свойств нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов;.
- выделения перспективных ловушек;
- количественной оценки ресурсов в выявленных ловушках;
- выбора, объектов и определения очередности их подготовки к поисковому бурению.
Выявленные ловушки служат объектами работ на подстадии подготовки объектов для поискового бурения, проводимых с целью:
детализации выявленных перспективных ловушек, позволяющей прогнозировать пространственное положение предполагаемых залежей;
выбора мест заложения поисковых скважин на подготовленных объектах;
оценки ресурсов на объектах, подготовленных для глубокого «бурения;
выбора объектов и определения очередности их ввода в поисковое бурение.
Стадия поиска месторождений (залежей)
Объектами работ на этой стадии являются ловушки, подготовленные для поискового бурения. Основанием для постановки поискового бурения служит наличие подготовленной к нему структуры (ловушки) и подсчитанных перспективных ресурсов категории Сз.
Поисковое бурение может проводиться на разведанных и даже разрабатываемых месторождениях с целью поиска залежей в не вскрытых ранее горизонтах и пластах, продуктивных на других месторождениях.
Задачи на этой стадии сводятся к:
- выявлению в разрезе нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов залежей нефти и газа;
определению геолого-геофизических свойств (параметров) го- ризонтов и пластов;
- выделению, опробованию и испытанию нефтегазонасыщенных пластов и горизонтов, получению промышленных притоков нефти и газа, установлению свойств флюидов и фильтрационно-емкостных характеристик пластов; подсчету запасов открытых залежей;
- выбору объектов для проведения детализационных и оценочных буровых работ.
Стадия поиска месторождений (залежей), а вместе с ней и поисковый этап завершается или получением первого промышленного притока нефти и газа, или обоснованием бесперспективности изучаемого объекта. Однако в районах с развитой добычей нефти и газа, а также на некрупных объектах на поисковом этапе наряду с задачами поиска могут совместно решаться задачи стадии оценки месторождений (залежей) следующего, разведочного, этапа.
1.8.3 Разведочный этап
Этот этап подразделяется на две стадии: оценки месторождений (залежей) и подготовки их к разработке.
Стадия оценки месторождений (залежей)
Объектами работ на этой стадии служат открытые месторождения и выявленные залежи. В процессе проведения работ решаются следующие задачи:
- установление основных характеристик месторождений (залежей) для определения их промышленной значимости;
- определение фазового состояния УВ залежей;
- изучение физико-химических свойств нефтей, газов, конденсатов в пластовых и поверхностных условиях, определение их товарных качеств;
- установление типа коллекторов и их фильтрационно-емкостных характеристик;
- установление типа залежей;
- определение эффективных толщин, значений пустотности, нефте-газонасыщенности отложений;
- установление коэффициентов продуктивности скважин;
- подсчет запасов;
- разделение месторождений на промышленные и непромышленные;
- выбор объектов и этажей разведки, выделение базисных залежей и определение очередности проведения на них опытно-промышленной эксплуатации и подготовки к разработке.
Стадия подготовки месторождений (залежей) к разработке
На этой стадии объектами работ служат месторождения и залежи, имеющие промышленное значение. Типовой комплекс включает те же работы, что и на предыдущей стадии, а также повторную интерпретацию геолого-геофизических материалов с учетом данных по пробуренным скважинам и проведение детализационных геолого-геофизических работ на площади (сейсморазведка, структурное бурение) и в скважинах (ВСП, СК, электроразведка и т. д.). В ряде случаев предусматривается бурение опережающих добывающих скважин.
Таким образом, на разведочном этапе решается общая задача подготовки промышленных месторождений (залежей) к разработке.
Разведочный этап завершается подсчетом запасов нефти и газа и оценкой экономической эффективности проведенных работ.
1.9 Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа и их назначение
Весь последовательный ход изучения нефтегазоносных объектов направлен в первую 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 промыслово-геофизических 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 в процессе 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.
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 перспективные-- категория 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 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 геолого-промысловых 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-сратиграфических 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 месторождениями в пределах оцениваемого региона.
Категория Д2 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических 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 и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа.
В Классификации запасов определено и назначение запасов и ресурсов нефти и газа (Таблица 2).
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 и газа.
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.
1.10 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;
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, эффективной газонефтенасыщенной толщине, площади залежи, коллекторским свойствам пород и их неф-тегазонасыщенности, коэффициентах извлечения. При анализе баланса движения запасов следует установить конкретные причины изменений запасов и их категорийности. По месторождениям, на которых выявилось изменение запасов, утвержденных ГКЗ РФ, сопоставление данных разведки и разработки, а также анализ причин их расхождений, должны производиться совместно организациями, разведывавшими и разрабатывающими месторождение.
Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план. Подсчетные планы (рис. 3) составляются на основе структурной карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов или ближайшего репера, расположенного не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов.
Границы и площадь подсчета запасов нефти и газа каждой из категорий окрашиваются определенным цветом:
- категория А - красным;
- категория В - синим;
- категорияС1 - зеленым;
- категория С2 - желтым.
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;
Рис. 3. Пример подсчетного плана залежи: 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.
- неопробованные, с указанием характеристики нефте-, газо- и водо-насыщенности 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 неф-ти 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.
...Подобные документы
Тектоническая, гидрогеологическая и физико-химическая характеристика месторождения Одопту-море. Обоснование категорийности запасов нефти и газа в скважинах. Определение порогового насыщенного объема залежи. Подсчет запасов нефти и растворенного газа.
курсовая работа [858,2 K], добавлен 20.02.2012Подсчет и пересчет запасов различными методами. Размещение месторождений нефти и газа в мире. Нетрадиционные ресурсы и возможности их реализации. Главные экономические критерии в новой классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.
реферат [705,7 K], добавлен 19.03.2014Геологическое строение и нефтегазоносность района. Литолого-стратиграфическая и геофизическая характеристика продуктивной части разреза. Подсчет запасов нефти и растворенного газа залежи евлановско-ливенского горизонта Ковалевского месторождения.
курсовая работа [3,1 M], добавлен 15.01.2014Изучение основных методов подсчета запасов. Исследование степени геологической изученности и промышленного освоения. Российская классификация запасов нефти, газа и конденсата. Сравнение классификационных систем ресурсов нефти и газа различных стран.
отчет по практике [1,2 M], добавлен 11.04.2019Основные и попутные полезные ископаемые и компоненты. Понятие запасов и ресурсов нефти, горючих газов и конденсатов. Их категории, группы и назначение. Методы подсчёта залежей, оценка прогнозных ресурсов. Подготовленность разведанных месторождений.
шпаргалка [3,2 M], добавлен 13.08.2013Классификация запасов месторождений по степени их изученности. Балансовые и забалансовые запасы твердых полезных ископаемых. Стадии выявления их ресурсов. Категории эксплуатационных, перспективных и прогнозных ресурсов подземных вод, нефти и газа.
презентация [915,5 K], добавлен 19.12.2013Общее представление о ресурсах и запасах нефти и газа. Экономические критерии в новой классификации запасов и прогнозных ресурсов. Пример переоценки запасов месторождений участков нераспределенного фонда недр Сибирской платформы по новой классификации.
реферат [708,5 K], добавлен 19.04.2011Количество добытой нефти и газа на Тишковском месторождении, его литология и стратиграфия. Нефтеносность петриковской и елецко-задонской залежи. Подсчет и пересчет запасов нефти и растворенного газа межсолевых и подсолевых залежей месторождения.
курсовая работа [60,6 K], добавлен 17.11.2016Сущность объемного метода подсчета запасов нефти. Определение площади нефтеносности для каждой залежи. Средние нефтенасыщенные толщины. Коэффициент открытой пористости. Плотность нефти. Построение карт общих и эффективных нефте- (газо-) насыщенных толщин.
методичка [445,4 K], добавлен 21.09.2012Определение средних мощностей рудных тел в блоках, рудных телах и месторождениях. Подсчет средних содержаний полезного компонента. Учет проб с аномально-высоким содержанием полезного компонента. Основные способы подсчета запасов и их характеристика.
курсовая работа [2,4 M], добавлен 30.10.2013Условия залегания продуктивных пластов. Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа месторождения. Характеристика запасов нефти. Режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин.
курсовая работа [323,6 K], добавлен 13.04.2015Сведения о Западно-Коммунарском месторождении. Коллекторские свойства пласта. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Подсчет запасов нефти и газа. Характеристика системы воздействия на пласт. Определение эффективности разработки нефтяных залежей.
курсовая работа [273,2 K], добавлен 23.10.2013Определение емкостных свойств пород в лабораторных условиях. Структурные, гранулометрические свойства, смачиваемость, поверхностная проводимость. Фильтрационные свойства, проницаемость для нефти, газа и воды. Методы повышения извлекаемых запасов нефти.
курсовая работа [765,2 K], добавлен 08.01.2011Определение количества руды и металла в недрах с выяснением распределения запасов по отдельным сортам и по участкам месторождения. Определение качества руды и степени надежности и достоверности цифр подсчета запасов и степени изученности месторождения.
презентация [2,1 M], добавлен 19.12.2013Физические и химические свойства нефти. Теория возникновения газа. Применение продуктов крекинга. Внутреннее строение Земли. Геодинамические закономерности относительного изменения запасов и физико-химических свойств нефти различных месторождений.
дипломная работа [3,8 M], добавлен 06.04.2014Факторы, влияющие на выбор методов подсчета запасов нефти. Преимущества объемного метода, основанного на определении объема пор продуктивного пласта. Особенности метода материального баланса. Понятие о коэффициентах извлечения нефти и способы их расчета.
презентация [339,2 K], добавлен 19.10.2017Сведения о месторождении: геологоразведочные работы, стратиграфия, тектоника, газоносность. Физико-химическая характеристика конденсата и природного газа. Обоснование подсчетных параметров и подсчет запасов VII dg пласта, запасов стабильного конденсата.
дипломная работа [153,4 K], добавлен 19.09.2011Общие сведения о месторождении. Характеристика геологического строения. Состав и свойства пластовых флюидов. Физико-химическая характеристика нефти, газа и их компонентов. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Запасы нефти и газа.
курсовая работа [5,2 M], добавлен 18.06.2012Общие сведения о районе месторождения, его геологическая характеристика, оценка запасов полезных ископаемых. Эксплуатационная разведка. Условия залегания и морфология рудных тел. Механизация и принципы проведения горных работ, маркшейдерское обеспечение.
дипломная работа [11,1 M], добавлен 01.03.2015Общие сведения о Коробочкинском месторождении. Геологическое строение района. Выполненные геолого-разведочные работы. Физико-литологическая характеристика коллекторов и покрышек. Гидрогеологические данные. Состав и свойства газа. Охрана окружающей среды.
дипломная работа [562,2 K], добавлен 20.09.2013
