Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа

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.

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 нефтегазо-насыщенности 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.

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

В соответствии с Классификацией запасов подготовленность разведанных месторождений (залежей) нефти и газа для промышленного освоения определяется степенью их изученности независимо от размера и сложности геологического строения.

Разведанные месторождения считаются подготовленными для промышленного освоения при соблюдении следующих условий:

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

- утвержденные извлекаемые запасы нефти и конденсата, балансовые запасы газа, а также запасы содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов, используемые при проектировании предприятий по добыче нефти и газа, должны составлять не менее 80 % категории C1 и до 20 % категории С2. Возможность промышленного освоения разведанных месторождений (залежей) или частей месторождений (залежей) нефти и газа при наличии запасов категории С2 более 20 % устанавливается в исключительных случаях ГКЗ СССР при утверждении запасов на основе экспертизы материалов подсчета;

- состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение, особенности разработки месторождений (залежей), дебиты нефти, газа и конденсата, гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа;

- в районе разведанного месторождения должны быть оценены сырьевая база производства строительных материалов и возможные источники водоснабжения с целью обеспечения потребностей будущих предприятий по добыче нефти и газа;

- имеются сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы при проведении проектно-изыскательских работ для изучения возможностей сброса промышленных и других сточных вод;

- составлены рекомендации о разработке мероприятий по обеспечению предотвращения загрязнения окружающей среды.

В целях ускорения промышленного освоения месторождений нефти и газа министерствам, осуществляющим разработку, разрешается:

- осуществлять проектные и изыскательские работы по строительству промысловых объектов и промышленных сооружений, а также составлять технологические схемы разработки месторождений нефти и проекты опытно-промышленной разработки месторождений газа на базе запасов нефти и газа, принятых ЦКЗ соответствующих министерств;

- утверждать проектно-сметную документацию и вводить в разработку:

по согласованию с ГКЗ СССР месторождения нефти с извлекаемыми запасами до 30 млн. т на срок до 5 лет на базе запасов принятых ЦКЗ министерств, с последующим утверждением их в ГКЗ СССР. Если после 5 лет разработки месторождения остаточные извлекаемые запасы нефти не превысят 1 млн. т, то дальнейшая разработка месторождения производится по согласованию с ГКЗ РФ на базе запасов, принятых ЦКЗ соответствующего министерства;

месторождения газа, расположенные в районах действующих газопроводов, а также месторождения с запасами до 30 млрд. м³ в других районах на срок до 5 лет на базе запасов, принятых ЦКЗ министерств, с последующим их утверждением в ГКЗ РФ. Если после 5 лет разработки остаточные запасы газа не превысят 3 млрд. м³, то дальнейшая разработка месторождения производится по согласованию с ГКЗ СССР на базе запасов, принятых ЦКЗ министерства, осуществляющего разработку месторождения;

по согласованию с ГКЗ СССР и Госгортехнадзором СССР месторождения нефти и газа, расположенные в акваториях морей и океанов, на срок до 5 лет на базе запасов, принятых ЦКЗ Министерства газовой промышленности, с последующим их утверждением в ГКЗ РФ;

месторождения нефти с извлекаемыми запасами до 1 млн. т и газа с запасами до 3 млрд; м³ на базе запасов категорий C1 и С2, принятых ЦКЗ соответствующих министерств, без последующего утверждения в ГКЗ СССР.

2. Выделение оценочных и подсчетных объектов ресурсов и запасов нефти и газа

2.1 Взаимосвязь категории запасов и ресурсов с этапами и стадиями геологоразведочных работ и разработки залежей

В Классификации запасов и ресурсов каждая категория тесно увязана с соответствующими этапом и стадией геологоразведочного процесса или разработки залежей (Табл. 2).

Таблица 2. Оценочные и подсчетные объекты ресурсов и запасов нефти и газа

Этапы	Стадии геологоразведочных работ и разработки	Изучаемый объект	Категории ресурсов или запасов
Региональный	Прогнозирование нефте-газоносности	Нефтегазоперспективная и нефтегазоносная провинция или область	Д2
		Нефтегазоперспективный район	Д2
	Оценка зон нефтегазо-накопления	Нефтегазоперспективная зона и зона нефтегазонакопления	Д1
Поисковый	Выявление и подготовка объектов для поискового бурения	Выявление объекта	Нефтегазоперспективный район	Д2
			Нефтегазоперспективная зона нефтегазоносного района	Д1
		Подготовка объектов для бурения	Выявленная ловушка в нефте-газоперспективном районе	Д2
			Выявленная ловушка в нефте-газоперспективной зоне нефтегазоносного района	Д1
			Выявленная ловушка в струк-турно-фациальной зоне, в пределах которой установлены залежи	Сз
	Поиск месторождения (залежи)	Подготовленная ловушка	С2 и частично С1
Разведочный	Оценка месторождений (залежей)	Открытое месторождение и выявленная залежь	С2 и С1
	Подготовка месторождений (залежей) к разработке	Промышленное месторождение (залежь)	С1 и Частично С2
Разработка залежей	Стадия 1	Разрабатываемая залежь, разбуриваемая в соответствии с технологической схемой разработки месторождений нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождений газа	В
	Стадия 2 и середина Стадии 3	Разрабатываемая залежь, разбуриваемая в соответствии с проектом разработки	А

Основные черты такой увязки можно представить следующим образом. На региональном этапе оцениваются только прогнозные ресурсы нефти, газа и конденсата. При этом на стадии прогнозирования нефтегаэоносности, объектами изучения которой служат провинции, нефтегазоперспективные или нефтегазоносные области и районы, оцениваемые прогнозные ресурсы в большинстве случаев относят к категории Д2.

На стадии оценки зон нефтегазонакопления объектами изучения являются нефтегазоперспективные зоны и зоны нефтегазонакопления, по которым преобладающая часть оцениваемых ресурсов относится к категории Д1.

Поисковый этап характеризуется локализацией изучаемых объектов и их последовательной детализацией. К завершению подстадии выявления объектов прогнозные ресурсы оцениваются на перспективных ловушках, выявленных в районах как с установленной, так и с возможной нефтегазоносностью. Ресурсы категории Д1 выделяются на выявленных ловушках в пределах нефтегазоперспективных зон нефтегазоносных районов. Ресурсы катетории Д2 оцениваются в ловушках, выявленных в пределах нефтегазоперспективных районов, т. е. районов с еще не установленной нефтегазоносностью. Ресурсы этой категории выделяются также в ловушках, расположенных в пределах нефтегазоносных районов в продуктивных комплексах, погруженных ниже достигнутых бурением глубин.

Подстадия подготовки объектов завершается подсчетом перспективных ресурсов категории Сз в ловушках, подготовленных для поискового бурения и расположенных в той же структурно-фациальной зоне данного нефтегазоносного района, в которой имеются выявленные разведанные и разрабатываемые залежи. Ресурсы подготовленных ловушек вне такой зоны относят к категории Д1 если ловушки расположены в пределах нефтегазоперспективных зон нефтегазоносного района, и к категории Д2, если они расположены в пределах нефтегазоперспективных районов.

Все перечисленные выше категории охватывают ресурсы предполагаемых залежей, не вскрытых бурением. Стадия поиска месторождений (залежей) завершается после получения первого промышленного притока нефти или газа из подготовленной ловушки. Запасы вновь выявленной залежи подсчитываются в основном по категории С1 и лишь частично по категории C1 (около скважины с промышленным притоком).

Разведочный этап начинается стадией оценки месторождений (залежей). По мере бурения каждой новой разведочной скважины доля запасов категорий С2 на промышленных залежах последовательно уменьшается и соответственно возрастает доля запасов категории C1. Разведочный этап завершается стадией подготовки месторождений (залежей) к разработке. Решение о вводе месторождения (залежи) в промышленную разработку может быть принято, когда доля извлекаемых запасов категории C1 составляет не менее 80%, а запасов категории С2 - не более 20%.

Запасы категории В подсчитываются по уже разрабатываемой залежи (или ее части), разбуренной в соответствии с первым проектным документом на разработку. С окончанием разбуривания залежи, что по времени совпадает с завершением I стадии разработки, при достижении соответствующей степени изученности все ее запасы переводятся в Запасы категории А подсчитываются по залежи в целом или по ее частям, доразбуренным в соответствии с проектом разработки. После завершения бурения в основном всех скважин по проекту (период III стадии разработки) запасы залежи переводятся в категорию А.

Таким образом, на каждой более высокой стадии геологоразведочного процесса и разработки залежей повышается детальность исследований. Благодаря этому уточняются представления о геологическом строении объектов, которые дифференцируются на все более мелкие объекты, элементарные по отношению к первоначальным. Увязка категорий ресурсов и запасов с определенными этапами и стадиями геологоразведочного процесса и разработки залежей создает предпосылки для применения системного подхода к выделению объектов оценки прогнозных ресурсов и объектов подсчета перспективных ресурсов и запасов нефти и газа. Назовем их для краткости соответственно оценочными и подсчетными объектами.

Суть системного подхода заключается в представлении оценочных и подсчетных объектов в виде ряда уровней организации, находящихся в отношении последовательного подчинения и соответствующих определенной стадии изученности.

2.2 Выделение оценочных объектов прогнозных ресурсов

В современной науке под системами обычно понимают сложные объекты, для которых характерны множественность, разнотипность и разнокачественность образующих их элементов и связей. К важным свойствам систем относится их целостность. Последняя обусловливается наличием у объектов особого рода внутренних и внешних системообразующих связей, а также существованием среди элементарных объектов, составляющих систему, определенных форм организованности или упорядоченности, образующих своего рода уровни иерархии.

Нужно иметь в виду, что понятие «элементарный объект»-- относительное. Объект, рассматриваемый при низкой степени изученности в качестве элементарного, с повышением степени изученности оказывается сложным, состоящим из нескольких, меньших по масштабу, элементарных объектов. Именно в такой взаимосвязи находятся все объекты внутри самых крупных систем -- нефтегазоносных провинций и их осадочного выполнения, на которых осуществляются оценка прогнозных ресурсов и подсчет перспективных ресурсов и запасов нефти и газа и содержащихся в них компонентов.

В последние годы при прогнозировании нефтегазоносности наметилась вполне определенная тенденция одновременного учета площадной и вертикальной иерархии при выделении оценочных объектов по принципу: меньший по площади объект увязывается с более узкой литолого-стратиграфической единицей разреза.

Объекты, выделенные таким образом, обладают существенными преимуществами по сравнению с любыми другими, поскольку позволяют конкретизировать прогноз, повышая тем самым его достоверность. Одновременно следует увязывать масштабы оценочных объектов с выделяемыми стадиями геологоразведочного процесса.

Принцип разделения нефтегазоносных провинций и выполняющих их отложений на объекты площадной и вертикальной иерархии положен в основу нефтегазогеологического районирования.

Однако, если в разрезе объекты нефтегазогеологического расчленения совпадают с оценочными объектами, то по площади, начиная с нефтегазоносного района, оценочные объекты приурочивают к геоструктурным элементам соответствующего порядка и знака.

Чтобы определить, какие пары объектов площадной и вертикальной иерархии можно рассматривать на каждой стадии как оценочные объекты одного уровня общей системы нефтегазоносная провинция--осадочный чехол, необходимо оговорить условия, при которых возможно сопоставление таких пар. При прогнозировании нефтегазоносности недр важнейшими являются принципы геологической аналогии. Они заключаются в выборе на изученной территории эталонных объектов, которые по ряду критериев можно считать сходными по геологическому строению со слабо изученными оценочными объектами на прогнозной территории. При этом эталонный и оценочный объекты должны быть приурочены к геоструктурным элементам одного порядка и знака. Они, в свою очередь, представляют собой часть одного тектонического сооружения более высокого ранга, расположенного в пределах соответствующего объекта нефтегазогеологического районирования одного с ним уровня. Проведение аналогии между эталонным и оценочным участками по площади и разрезу возможно в том случае, если объект нефтегазо-геологического расчленения прослеживается на территории объекта нефтегазогеологического районирования, охватывающего эти участки.

На стадии прогноза нефтегазоносности при оценке ресурсов категории Д2 необходимо, чтобы один и тот же комплекс прослеживался как в пределах эталона -- крупного тектонического сооружения (I порядка), т. е. свода, впадины и др., где установлена его нефтегазоносность, так и в пределах оценочного участка того же порядка и знака, где тот же комплекс относится к нефтегазоперспективным. И эталон, и оценочный объект в данном случае должны быть расположены в пределах разных нефтегазоносных районов одной нефтегазоносной области.

Следовательно, оценочный объект категории Д2 на стадии прогноза нефтегазоносности в плане ограничивается крупным тектоническим сооружением (I порядка) или его частью, а в разрезе -- толщиной нефтегазоперспективного комплекса.

Существующие методы позволяют оценивать прогнозные ресурсы категории Д2 и по более крупным элементам нефтегазоносным области и провинции и их осадочному выполнению.

Оценочными объектами категории Д2 на подстадиях выявления объектов и подготовки их к поисковому бурению служат выявленные и подготовленные ловушки в пределах тектонических сооружений, относимых к этой категории. В разрезе основным объектом на них является нефтегазоперспективный комплекс.

Оценочные и эталонные объекты при оценке прогнозных ресурсов категории Д1 на стадии оценки зон нефтегазонакопления выбираются в пределах одного крупного тектонического сооружения (I порядка). По площади эталонные участки охватывают сооружения меньшего порядка (валы и т. п.) или их участки в пределах изученных зон нефтегазона-копления. Оценочные участки выделяются на одинаковых по рангу и знаку геоструктурных элементах, расположенных в пределах нефтегазо-перспективных зон или неизученных частей зон нефтегазонакопления.

В разрезе эталонным и оценочным объектам соответствуют более узкие интервалы разреза, чем нефтегазоносный комплекс, т. е. горизонты, прослеживаемые в пределах нефтегазоносного района. Нефтегазоносность одних и тех же горизонтов на эталонных участках доказана, а на оценочных предполагается.

Оценочными объектами категории Д1 на подстадиях выявления и подготовки объектов к поисковому бурению являются выявленные и подготовленные ловушки в пределах тектонических сооружений, относимых к категории Д1. В разрезе оценочным объектом на таких ловушках служит нефтегазоперспективный горизонт.

2.3 Выделение подсчетных объектов перспективных ресурсов

При подсчете перспективных ресурсов категории Сз уровень подсчетных объектов в плане соответствует отдельной ловушке, способной аккумулировать нефть и газ. Тип ловушки определяется строением структурно-фациальной зоны. Приуроченность групп связанных между собой ловушек к одной зоне нефтегазонакопления (следовательно, и к одной структурно-фациальной зоне) предопределяет преимущественную приуроченность залежей к одним и тем же пластам. Таким образом, при оценке перспективных ресурсов объектами подсчета одного уровня в плане и разрезе являются ловушки и нефтегазоносные пласты. При этом пласт рассматривается как минимальное подразделение разреза, способное вмещать самостоятельную залежь.

При любом обобщении всегда возникают трудности с выделением горизонтов, пластов и их пропластков. Исходя из результатов изучения условий взаимодействия пластов при их дренировании в случае многопластового строения залежей, М. М. Иванова, И. П. Чоловский и И. С. Гутман предложили количественные критерии для решения этого вопроса. В частности, если пачка непроницаемых пород прослеживается внутри горизонта более чем на 70 % площади залежи, то она служит разделом между пластами-коллекторами. Пачки непроницаемых пород, распространенные менее чем на 70 % площади залежи, разделяют пропластки коллекторов, принадлежащих единому пласту. Если площадь распространения каждого непроницаемого пласта не превышает 30 % площади залежи, то такие пропластки не оказывают существенного влияния на характер разработки, и пласт можно считать монолитным.

2.4 Подсчетные объекты запасов нефти и газа

Первый подсчет запасов выявленной (открытой) залежи производится по получении промышленного притока нефти и газа на перспективной площади. В разрезе в качестве подсчетного объекта принимаются пласт или горизонт в зависимости от того, с чем из них связаны залежи на соседних месторождениях той же структурно-фациальной зоны.

Таким образом, иерархический уровень подсчетных объектов на предполагаемых и выявленных залежах остается одним и тем же. Этим определяется преемственность между запасами выявленных залежей, с одной стороны, и перспективными ресурсами предполагаемых залежей с другой. Вместе с тем достоверность запасов, несмотря на то что в них преобладают запасы категории C2, существенно выше достоверности ресурсов категории Сз, поскольку в первом случае подтвержден сам факт наличия залежи.

На стадии оценки месторождений (залежей) создаются предварительные модели выявленных залежей и месторождения в целом. По мере бурения каждой новой скважины баланс между запасами категорий С2 и C1 изменяется в сторону увеличения последней. Поскольку по данным пробуренных скважин на этой стадии должны быть установлены фазовое состояние УВ залежей, свойства флюидов, фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, типы залежей и их параметры, на ряде залежей появляется возможность первой дифференциации подсчетных объектов и запасов нефти и газа. Так, на пластовых сводовых залежах в качестве самостоятельных объектов в плане выделяются нефтяная (газовая) и водонефтяная (газовая) зоны, характеризующиеся различным насыщением коллекторов нефтью и газом. Однако данных для выделения отдельных объектов в разрезе, как правило, пока недостаточно.

На стадии подготовки месторождения (залежей) к разработке, если разведанная залежь связана с пластом, то в разрезе она рассматривается как единый объект. В случаях, когда нефтяная залежь связана с горизонтом, полученных на этой стадии данных оказывается вполне достаточно для первой дифференциации горизонта на слагающие его продуктивные пласты.

На разрабатываемой залежи должен проводиться комплекс исследований по детализации ее строения, на основе которого осуществляется перевод запасов в категории В и А. По данным исследова-ний в скважинах, пробуренных по более плотной сетке, уточняются границы распространения коллекторов каждого пропластка, выделяемого внутри продуктивного пласта. С учетом данных опробования скважин в терригенном коллекторе устанавливаются кондиционные значения, разделяющие высоко- и низко - продуктивные породы, прослеживаются зоны распространения пластов и пропластков разной продуктивности, рассматриваемые как самостоятельные подсчетные объекты. В карбонатном коллекторе выделяются в разрезе и прослеживаются по площади залежи пласты (пропластки) разных типов коллекторов, отличающиеся друг от друга коллекторскими свойствами.

Таким образом, подсчетные и оценочные объекты, иерархический уровень которых определяется стадиями геологоразведочного процесса и разработки залежей, увязанные на различных уровнях по площади и разрезу, рассматриваются как своего рода элементарные тела сложной системы «нефтегазоносная провинция». Степень элементаризации объекта обусловливается степенью его изученности, в свою очередь определяющей категорийность запасов и ресурсов. Все это в конечном счете позволяет дифференцировать способы подсчета запасов и оценки ресурсов применительно к степени изученности объектов.

3. Суммарные ресурсы нефти, газа и конденсата

Для сравнения нефтегазоносности различных регионов пользуются интегральными оценками, включающими в себя накопленную добычу, запасы, ресурсы нефти, газа и конденсата всех категорий. Первым название таким оценкам еще в 1932 г. дал И.М. Губкин, объединив все слагаемые термином «общие геологические запасы». Несмотря на то что это название очень метко отражало суть дела, оно не получило широкого распространения поскольку практика количественного прогнозирования нефтегазоносности регионов в те годы была ограниченной.

Второе рождение этого понятия связано с концом 50-х -- началом 60-х годов, когда в нашей стране стали широко развертываться работы по количественной оценке перспектив нефтегазоносности, чему способствовало открытие ряда новых нефтегазоносных провинций страны. В геологический лексикон вошло новое понятие -- «потенциальные ресурсы», в которое вкладывался тот же смысл, что и в понятие «общие геологические ресурсы».

Следует отметить, что с самого начала термин «потенциальные ресурсы» вызвал резкую критику со стороны ряда видных геологов.

В 1983 г. в практику работ по прогнозированию нефтегазоносаюсти вместо понятия «потенциальные ресурсы» введено понятие «суммарные ресурсы».

Суммарные ресурсы могут быть начальными и текущими. Под начальными суммарными ресурсами региона понимается сумма разведанных запасов (категорий A+B+C1) и предварительно оцененных запасов (категории С2) на месторождениях до начала их разработки, а также перспективных (категории Сз) и прогнозных ресурсов (категорий Д1+Д2), подсчитанных и оцененных в пределах региона на дату оценки или уточнения прогнозных ресурсов.

Текущие суммарные ресурсы меньше начальных на величину накопленной добычи на разрабатываемых месторождениях региона к моменту оценки прогнозных ресурсов.

Среди суммарных ресурсов нефти, газа и конденсата целесообразно выделять ресурсы, которые могут быть извлечены из недр. Таким ресурсам соответствует понятие суммарные извлекаемые ресурсы. При этом суммарные ресурсы правильнее называть суммарными геологическими ресурсами.

Начальные суммарные извлекаемые ресурсы региона определяются суммой на ту же дату: извлекаемых запасов категорий A+B+C1+C2 до начала разработки месторождений и залежей; извлекаемых перспективных ресурсов категории Сз и извлекаемых прогнозных ресурсов категорий Д1+Д2.

Текущие суммарные извлекаемые ресурсы отличаются от начальных на величины накопленной добычи на дату оценки или уточнения прогнозных ресурсов.

нефть газ запас залежь

4. Объемный метод подсчета начальных балансовых запасов нефти и свободного газа

4.1 Сущность объемного метода

Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей.

Величину этих объемов получают путем умножения горизонтальной проекции площади залежей нефти или свободного газа (F) на среднее значение вертикальной эффективной нефте(газо)-насыщенной толщины пласта hэф.н. на среднее значение коэффициента открытой пористости kп.о. и на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности kн. или газонасыщенности kг.. При этом выражение Fhн.эф определяет объем коллекторов залежи (ее части), Fhн.эф kп.о.--объем пустотного пространства пород, Fhkп.о.kн. или Fhkп.о.kг. --объемы пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенных соответственно нефтью или свободным газом.

В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значение пересчетного коэффициент , учитывающего усадку нефти.

С учетом этих параметров объем нефтяной залежи (ее части) при стандартных условиях будет определяться выражением

Vн.ст =Fhн.эф kп.о. kн.

Умножив Vн.ст на среднее значение плотности нефти при стандартных условиях, получим начальные запасы нефти, содержащиеся в этой залежи или ее части:

Qн.н =Fhн.эф kп.о. kн.

Для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи (ее части), к стандартным условиям используется произведение барического Кр и термического Kт. Коэффициентов:

Kр Kт.=[(pо ао - pост aост)/pст ] [(Tо + t ст)/(Tо + tпл)]

где ро - среднее начальное пластовое давление в залежи (ее части), МПа; аo - поправка, обратно пропорциональная коэффициенту сжимаемости реальных газов Zo при давлении ро; ао=1/Zо; pост - среднее остаточное давление, устанавливающееся в залежи, когда давление на устье добывающих скважин равно стандартному, МПа; aост - соответствующаяpост поправка на сжимаемость реальных газов, равная l/Zocт pст - давление при стандартных, условиях, равное 0,1 МПа; Tо = 273 К; t ст =20°С; tпл - средняя температура в залежи в пластовых условиях, °С.

В соответствии с изложенным формула для подсчета начальных запасов свободного газа залежи (ее части) объемным методом имеют следующий вид:

Qн.г =Fhг.эф kп.о. kг Kр Kт

Часть балансовых запасов нефти, которая может быть извлечена из недр, - извлекаемые запасы - определяется с помощью коэффициента извлечения kи.н:

Qн.и. = Qн.н kи.н.

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности. Внешне он представляется довольно простым, однако эта простота таит в себе множество проблем. Основные проблемы объемного метода заключаются в своевременном выявлении особенностей геологического строения залежи и объективном определении параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом.

Любая залежь представляет собой сложный объект. Его сложность обусловлена типом пустотного пространства пород-коллекторов и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки, характером насыщения пустотного пространства и его изменчивостью по площади и разрезу, взаимосвязанностью параметров, условиями залегания флюидов в недрах и т. п.. По существу объективное выявление каждого из перечисленных факторов представляется проблемой, которая нередко усложняется недостаточностью и низким качеством фактических данных. Поэтому процесс изучения залежи идет непрерывно с момента ее открытия до завершения разработки. Тем самым первоначально созданные представления о строении залежей в виде статических моделей постоянно совершенствуются, а иногда и в корне меняются.

Совершенствование статических моделей происходит в результате как увеличения объема наблюдении, так и привлечения новых методов исследования и рационального комплексирования их с другими применительно к условиям каждой стадии геологоразведочных работ и разработки залежей. Чем ниже стадия изученности залежи или проще ее строение, тем проще модель и применяемый вариант объемного метода. С повышением степени изученности они усложняются. Именно этим обусловливается многовариантность объемного метода. Каждому варианту присущи свои способы определения объемов пород-коллекторов, объемов пустотного пространства, насыщенного нефтью или газом, способы определения средних значений параметров по скважинам, подсчетным объектам или залежи в целом и т. п.

4.2 Основные этапы подсчета запасов нефти и свободного газа объемным методом

На любой стадии изученности залежей процесс подсчета запасов нефти и свободного газа объемным методом включает три этапа последовательных работ:

1) детальную корреляцию разрезов скважин с целью выделения в разрезе литолого-стратиграфического комплекса нефтегазоносных горизонтов, пластов, пропластков и непроницаемых разделов между ними, а также прослеживание их по площади залежи;

2) выделение типов коллекторов и определение параметров пласта и насыщающих его флюидов по пластовым пересечениям в скважинах; на этом этапе в каждой скважине выделяются эффективные и эффективные нефте(газо)-насыщенные толщины пласта, определяются коллекторские свойства пластовых пересечений, нефте(газо)-насыщенность, отметки ВНК и ГВК, параметры нефти в пластовых и поверхностных условиях, начальные пластовые давление и температура;

3) построение статической модели и подсчет запасов в соответствии со степенью изученности залежи; этим этапом предусматривается обоснование отметок ВНК и ГВК залежи в целом, обоснование и выделение границ залежи и подсчетных объектов и их геометризация, выбор варианта объемного метода и обоснование параметров подсчета; обоснование границ категорий запасов и составление подсчетного плана, подсчет балансовых (или забалансовых) запасов по каждому подсчетному объекту и залежи в целом.

4.3 Подсчет запасов нефти и свободного газа на разных стадиях изученности залежей в коллекторах порового типа

К коллекторам порового типа относятся преимущественно терригенные и частично карбонатные коллекторы. К настоящему времени наиболее изучены коллекторы порового типа, что определяет более высокую достоверность расчетных параметров содержащихся в них залежей. Достоверность расчетных параметров повышается с каждой более высокой стадией изученности благодаря последовательной дифференциации подсчетных объектов, способствующей большей детализации строения залежей, более точному определению их геометрических форм и более глубокой дифференциации запасов.

4.3.1 Подсчет запасов по завершении стадии поиска месторождений (залежей)

Запасы нефти и свободного газа открытых залежей подсчитываются при минимальной информации, имеющейся к этому моменту. По единственной скважине, давшей промышленный приток нефти или свободного газа, должны быть выделены эффективные нефте(газо)- насыщенные толщины, изучены коллекторские свойства и другие параметры. Структурный план залежи определяется структурной картой, служившей основой для постановки поискового бурения. Граница площади с запасами категории C₁ проводится вокруг скважины на расстоянии, равном двум шагам будущей эксплуатационной сетки. На остальной площади залежи запасы относятся к категории С₂.

В зависимости от типа залежей расчет нефте(газо) насыщенных объемов и подсчет запасов производятся по разному.

Пластовые залежи.

Площадь нефтяной залежи F контролируется структурной картой по отражающему маркирующему горизонту (ОМГ) и предполагаемым положением ВНК. Для залежей, связанных с пластами, отметка ВНК принимается с учетом закономерностей изменения контактов выявленных залежей по площади зоны нефтегазонакопления или с учетом коэффициента заполнения ловушек соседних залежей, т. е. аналогично тому, как определяется нефтеносная площадь при подсчете перспективных ресурсов. Однако в данном случае структурная основа по сейсмике должна быть увязана с данными единственной скважины. При этом необходимо учитывать закономерности в расхождениях между глубинами залегания ОМГ по данным скважины и сейсмики.

В газовых залежах отметка ГВК и газоносная площадь могут быть определены более надежно.

Эффективная нефте(газо) насыщенная толщина залежей принимается по данным единственной пробуренной скважины. Выделение толщин пропластков производится по прямым качественным признакам на диаграммах ГИС с учетом кондиционных значений, определенных по геофизическим данным или принятых по аналогии с соседними залежами.

Нефтенасыщенный объем залежи Vн. определяется без составления карты изопахит. Объем коллекторов в пределах площади с запасами категории C₁ вычисляется путем умножения площади F на нефте(газо) насыщенную толщину в скважине hн.эф. т. е.

Vн = F h н.эф.

Объем коллекторов на площади с запасами категории С₂ состоит из двух частей: оставшегося объема в пределах внутреннего контура нефтеносности (нефтяной зоны) и объема водонефтяной зоны.

Первое слагаемое получают как произведение

Vнз = Fнз hн.эф

где Fнз - площадь, ограниченная внутренним контуром нефтеносности.

Объем коллекторов в водонефтяной зоне (ВНЗ) равен

Vвнз = Fвнз hн.эф / 2.

где F внз -- площадь, ограниченная внешним внутренним контуром нефтеносности.

Суммарный объем коллекторов с запасами категории С₂ равен:

Vс₂ = V нз + V внз

Чтобы определить среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в пределах площади с запасами этой категории, необходимо полученный объем разделить на Fнз +Fвнз.

Коэффициенты открытой пористости kп.о и нефте(газо) насыщенности kн(kг} принимаются по данным пробуренной скважины и рассчитываются по керну или ГИС. При расчете по керну берется среднее арифметическое из всех наблюденных значений в проницаемых интервалах пласта, а по ГИС - средневзвешенное по толщине нефте(газо) насыщенных пропластков.

Пересчетный коэффициент и плотность нефти н в поверхностных условиях при подсчете запасов нефти принимаются или по данным анализа пластовых проб из этой скважины, или по аналогии с соседними залежами.

Начальное пластовое давление ро и пластовая температура t пл при подсчете запасов газовой залежи принимаются по данным замеров в скважине.

Коэффициент сжимаемости Z рассчитывается по составу пластового газа, определенному по пробе, отобранной на устье скважины, или принятому по аналогии с соседней залежью.

Таким образом, при подсчете запасов нефти и свободного газа вновь открытой залежи пластового типа применяется наиболее простой вариант объемного метода без составления карт нефте(газо)- насыщенных толщин.

Особенности подсчета запасов литологически и стратиграфически ограниченных и тектонически экранированных залежей.

Литологическое ограничение залежей может быть обусловлено выклиниванием пласта по восстанию слоев, литолого-фациальным замещением пласта плохо проницаемыми породами и другими причинами. На стадии поисков оба вида ограничения могут быть установлены лишь в тех случаях, когда на залежи до первой продуктивной скважины были пробурены одна или несколько непродуктивных скважин.

Пласт, содержащий залежь, в зоне выклинивания отсутствует полностью. При этом граница выклинивания проводится через середину расстояний между продуктивной и непродуктивными скважинами. На карте изопахит толщина пласта на этой границе принимается равной 0, а интерполяция от нее к продуктивной скважине ведется линейно (рис.4 а).

В случае литолого-фациального замещения в непродуктивных скважинах пласт представлен плохо проницаемыми породами.

Пласты: а- выклинивающийся по восстанию; б - с уменьшающейся общей толщиной и литолого-фациальным замещением; в -с выдержанной общей толщиной и литолого-фапиональным замещением.

Границы: 1-выклинивания пласта, 2-литолого-фациального замеще-ния пласта; 3-плохо проницаемые породы; 4-нефть; 5-вода; скважины: 6-продуктивные, 7-без притока, 8-давшие воду; контуры нефтеносности: 9- внешний, 10-внутренний; 11-изолинии hн.эф; 12-границы площади с запасами категории C₁; цифры у скважин: верхняя - номер скважины, средняя - общая толщина пласта, нижняя - эффективная нефтенасыщен-ная толщина; объемы нефтенасыщенных коллекторов в зонах: Vнз- нефтяной, V внз -- водонефтяной.

В настоящее время геометризация пластов, подверженных литолого-фациальному замещению, представляется одной из наиболее сложных проблем.



Рис.4 Схемы определения объемов коллекторов литологически ограниченных залежей.

Она связана с тем, что подобное замещение может проявляться в различных формах. С одной стороны, лито-фациальное замещение может происходить в пластах с неизменяющейся по площади общей толщиной (рис.5а). С другой стороны, литолого-фациальным замещением может сопровождаться выклинивание пласта, причем замещение непроницаемыми породами наступает значительно раньше, чем происходит выклинивание пласта или пропластка. При этом процесс замещения будет постепенным по толщине, а изменение толщины коллектора подобно выклиниванию (рис.5б). При резком литологическом замещении высокопродуктивные породы на очень коротком расстоянии, исчисляемом буквально метрами, могут смениться непроницаемыми (рис.5в). При постепенном литологическом замещении высокопродуктивные породы заме-щаются низкопродуктивными, а те, в свою очередь, непроницаемыми. Естественно, эти переходы возможны в пластах и пропластках как с неизменяющейся (рис.5г), так и с изменяющейся (рис.5, д) толщиной.

Рис. 5. Возможные схемы литолого-фациального замещения коллекторов плохо проницаемыми породами.

В каждом нефтегазоносном районе накоплен достаточный фактический материал, позволяющий выявить основные закономерности в характере литолого-фациального замещения пластов, содержащих залежи нефти и газа, на основе которых осуществляется выбор той или иной модели. На стадии поисков при геометризации залежей можно использовать только модели а и б, (рис. 5). В обоих случаях граница замещения проводится на середине расстояния между продуктивной и непродуктивными скважинами.

В тех случаях, когда общая толщина пласта в продуктивной скважине существенно (не менее чем вдвое) превышает толщину в непродуктивных скважинах, расчет объемов коллекторов ведется на основе карты изопахит эффективных нефте-(газо)-насыщенных толщин с пласта ( рис. 5б), которая почти аналогична карте для случая выклинивания. На границе распространения коллекторов эффективная толщина пласта также принимается равной 0 м. Интерполяция изопахит между продуктивной скважиной и нулевой изопахитой ведется линейно. Расчет объемов коллекторов для каждой категории запасов при неизменяющейся толщине пласта ведется без составления карты изопахит (см. рис. 4 в).

Определение границ стратиграфически ограниченных залежей осуществляют по данным сейсмических исследований с учетом закономерностей распространения залежей подобных типов в исследуемом районе, а также по данным пробуренных скважин, последняя из которых оказалась продуктивной. Обычно залежи этого типа связаны с пластами, примыкающими к выступам древнего рельефа или подвергшимися размыву и перекрытыми более молодыми осадками (рис. 5). Примерами первых, в частности, могут служить залежи нефти Шаимского района и газовые залежи Березовского района Тюменской области.

Положение ВНК и ГВК в стратиграфически ограниченных залежах определяется так же, как в пластовых залежах.

Расчет объемов нефте(газо)насыщенных коллекторов ведется без построения карт изопахит, как и в случае пластовых залежей. Однако в отличие от них в залежах рассматриваемых типов на основе общих закономерностей выделяется зона постепенного выклинивания, геометрически изображаемая подобно водонефтяной или газоводяной частям пластовых залежей (рис. 6).



Рис. 6. Схема определения объема коллекторов стратиграфических ограниченных залежей по данным одной скважины: о -- профиль залежи, примыкающей к выступу древнего эрозионного рельефа; б -- залежь в плане; в -- профиль залежи, продуктивный пласт которой размыт я перекрыт более молодыми осадками. 1 -- нефть; 2 -- вода; 3 -- зона отсутствия коллектора; 4 -- кора выветривания; 5--плохо проницаемые породы; 6--скважины; контуры нефтеносности- 7-- внешний, 5 -- внутренний; 5 -- границы площади с запасами категории C₁; объемы нефте-насыщенных коллекторов в зонах: V В3~ постепенного выклинивания коллекторов, Vv9-- нефтяной, V ВНЗ ~ водонефтяной; I -- шаг будущей эксплуатационной сетки.

В ней толщина пласта также принимается равной половине его толщины в продуктивной скважине. Объем коллекторов в границах площади с запасами категории C₁ определяется как :

Vс₁ = Fс₁ hн.эф.,

а в границах площади с запасами категории С₂ находится из выражения:

Vс₂= (F₁ +F₂ - F₃ - F₄ - 2Fc₁) hн.эф. / 2

где: F₁, F₂ -- площади, ограниченные соответственно внешним и внутренним контурами нефтеносности;

F₃ -- площадь зоны постепенного выклинивания коллектора;

F₄ - площадь зоны отсутствия коллектора;

Fс₁ - площадь с запасами категории С_1.

Обоснование остальных подсчетных параметров ведется по общей схеме для пластовых залежей. Запасы нефти и свободного газа подсчитываются по формулам:

Qн.н =с₁,с₂ Fhн.эф kп.о. kн. Qн.г =с₁,с₂ Fhг.эф kп.о. kг Kр Kт

По этим же формулам без составления карт изопахит подсчитываются запасы тектонически экранированных залежей. Особенность расчета объемов коллекторов в залежах этого типа заключается в геометрихации призабойной зоны.

При вертикальной плоскости нарушения на пластовых залежах эффективная нефте(газо)насыщенная толщина пласта в зоне нарушения учитывается полностью, а при наклонной - берется лишь ее половина ( рис. 7).

a б

Рис. 7. Схема определения объема коллекторов тектонически экранированной залежи при вертикальной плоскости нарушения (а) и наклонной (б): 1- нефть; 2- вода; 3- плохо проницаемые породы, подстилающие и перекрывающие пласт; 4-линия нарушения; 5- скважина; контуры нефтеносности: 6- внешний; 7- внутренний; 8 - площадь нефтеносности в зоне нарушения; 9 -- границы площади с запасами категории C₁: Vнз-нефтяной, V внз -- водонефтяной, Vзн - зоны нарушения

4.3.2 Подсчет запасов на стадии оценки месторождений (залежей)

Одна из основных задач, решаемых на этой стадии, -- установление промышленной ценности открытого месторождения. Естественно, что подсчет должен дать порядок величины запасов разведуемых залежей. Этим определяются требования к детальности выделения подсчетных объектов при геометризации залежей и обосновании параметров подсчета. Нужно учесть, что редкая сеть разведочных скважин ограничивает возможности детализации. В связи с этим залежи в разрезе не дифференцируются. Исключение должны составлять крупные и уникальные массивные залежи, если в их разрезе прослеживаются пачки пород с резко различными коллекторскими свойствами.

Залежи любого типа, связанные с пластами, претерпевают первую дифференциацию по площади. Запасы нефтяных (НЗ), газовых (ГЗ), во-донефтяных (ВНЗ) и газоводяных (ГВЗ) зон подсчитываются раздельно.

Для обоснования ВНК и ГВК и проведения границ залежей состав-ляется схема опробования скважин и обоснования контактов. На схеме приводятся сведения о результатах опробования, данные замеров гидродинамическими приборами, результаты интерпретации ГИС (рис. 8).

Рис.8 Схема обоснования абсолютной отметки ВНК залежи. Интервалы: 1-нефтенасыщенный, 2 -непроницаемый, 3-перфорирован-ный, 4-водонасыщенный 5-с неясной характеристикой; Н-дебит нефти; В-обводнеиность нефти в % или дебит воды в м³/ сут.

В пластах с хорошими коллекторскими свойствами сформировавшиеся залежи характеризуются резкой границей между нефтью (газом) и водой.

В формирующихся залежах между зонами стабилизированного, или предельного, нефте(газо) насыщения и водо-насыщенной располагается переходная зона (рис. 9). В разрезе переходной зоны условно можно выделить три интервала, различающиеся по степени насыщения коллекторов нефтью или газом и соответственно по получаемой из них продукции в скважинах.

При опробовании верхнего интервала, граничащего с зоной стабилизированного насыщения, получают притоки безводных нефти и газа.

При опробовании среднего интервала разреза--притоки нефти и газа с водой, причем чем ближе к водонасыщенной зоне, тем больше воды в продукции скважины.

Опробование нижнего интервала со значениями нефте(газо)-насыщенности меньше критических дает притоки одной воды. ВНК или ГВК в переходных зонах отбиваются по данным устанавливаемым опробованием скважин или с помощью гидродинамических приборов на кабеле.

Рис. 9. Пример выделения переходной зоны в пласте-коллекторе межзернового типа: 1 -- зона предельного или стабилизированного насыщения нефти газом; 2--переходная зона; породы: 3--водонасыщенные, 4-непроницаемые; высота: l_кр - водонефтяного контакта над зеркалом воды, l_ст - зоны стабилизации над зеркалом воды.

Контакт нефть--вода, как правило, редко бывает плоским. Обычно он образует неровную поверхность, горизонтальную или наклонную. Для определения контуров залежей проводится условная плоскость, причем таким образом, чтобы она была средней по отношению к установленным контактам в отдельных скважинах. Эффективная нефте(газо)-насыщенная толщина в каждой скважине учитывается во всех продуктивных интервалах независимо от принятого среднего уровня положения ВНК. Поверхность контакта газ--вода значительно ближе к плоскости, хотя возможны случаи отклонения от нее.

Установленные таким образом отметки контактов переносятся на карты поверхности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей.

При горизонтальном ВНК (или ГВК) внешний и внутренний контуры нефте(газо)-носности проводятся по изогипсам каждой карты, имеющим отметку контактов. В массивной залежи проводится только внешний контур на карте поверхности кровли пласта.

В случае наклонного контакта предварительно составляется карта его поверхности. Затем она совмещается с картами поверхности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей или с картой поверхности кровли коллекторов массивной залежи. Через точки с одинаковыми отметками на каждой паре обеих совмещенных карт проводятся внешние и внутренний контуры нефте(газо)-носности. После этого для пластовых залежей внутренний контур переносится на карту поверхности кровли коллекторов продуктивного пласта.

Площадь залежей - контролируется внешним контуром нефте(газо)-носности, границами выклинивания пластов, литолого-фациального замещения коллекторов или тектоническими нарушениями. Основой для построения структурной карты по кровле пласта (горизонта) служит сейсмическая карта, скорректированная с отметками кровли продуктивных отложений, установленными в пробуренных скважинах. Границы выклинивания пластов и литолого-фациального замещения коллекторов проводятся на середине расстояния между скважинами, вскрывшими и невскрывшими коллектор.

Одна из основных особенностей подсчета запасов, начиная с данной стадии, - выделение и расчет почти всех параметров продуктивных пластов (кроме площадей) проводится на основе кондиционных пределов, определенных с учетом опробования.

Эффективные и эффективные нефте(газо)насыщенные толщины пластов (горизонтов) - выделяются с учетом кондиционных пределов. На основе выделенных толщин строятся карты изопахит.

Для пластовых залежей сначала составляют карты эффективной толщины пласта. На них наносят внешний и внутренний контуры нефте(газо)носности. В пределах внутреннего контура карта эффективной нефте(газо) насыщенной толщины полностью соответствует карте эффективной толщины. В водонефтяной (газоводяной) зоне, между внутренним и внешним контурами, изопахиты проводят путем интерполяции между значениями изопахит в точках их пересечения с внутренним контуром до нуля на внешнем контуре. При этом учитываются данные скважин в водонефтяной (газоводяной) зоне.

Для массивных залежей карты изолиний нефте(газо) насыщенных толщин составляются путем интерполяции между значениями в скважинах и нулевым на внешнем контуре.

На литологически ограниченных залежах, связанных с литолого-фациальным замещением коллекторов, а также в случаях замещения внутри пластовых залежей при построении карт изолиний эффективных и нефте(газо) насыщенных толщин пластов с неизменяющейся общей толщиной в направлении замещения изопахиты проводятся до границ замещения. Если общая толщина пласта в зонах замещения меньше минимальных значений ее в ближайших или окружающих их продуктивных скважинах, то при составлении карты изопахит на границе замещения эффективная толщина принимается равной 0, а от нее изопахиты к ближайшим продуктивным скважинам проводятся линейно.

В пределах размытой части стратиграфически ограниченной пластовой залежи изопахиты проводятся по тому же принципу, что и в водонефтяных (газоводяных) зонах.

Объемы коллекторов

Объемы в пределах нефтяной, водонефтяиой, газовой и газоводяной зон пластовых залежей и площадей с запасами категорий С₁ и С₂ всех залежей определяются отдельно.

Коэффициенты открытой пористости и нефте(газо)- насыщенности залежей могут быть рассчитаны по керну или по геофизическим данным. При расчете по керну принимается среднее арифметическое значение наблюденных значений из проницаемых интервалов пласта. Если в основу берутся геофизические данные, то предварительно взвешиванием по толщине проницаемых интервалов определяются средние значения по скважинам и с их учетом вычисляются средние арифметические значения по залежам.

Пересчетный коэффициент и плотность нефти в поверхностных условиях для нефтяных залежей рассчитываются как средние арифметические из имеющихся определений.

...