Контрольная работа по "Промысловой геологии"

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

Настоящая классификация  определяет единые для Российской Федерации  принципы подсчета, оценки и государственного учета запасов месторождений, перспективных  и прогнозных ресурсов нефти и  горючих газов * (в дальнейшем именуемых  «газами») в недрах по степени их изученности и экономическому значению, а также условия предоставления запасов месторождений для добычи.

Запасы подсчитываются и  учитываются, а перспективные и  прогнозные ресурсы оцениваются  всеми недропользователями раздельно по нефти и растворенному газу, свободному газу, газу газовых шапок и конденсату.

Запасы и перспективные  ресурсы определяются раздельно  по залежам и месторождению в  целом на основании результатов  геолого-разведочных и эксплуатационных работ, выполненных в процессе их изучения и промышленного освоения.

Прогнозные ресурсы нефти, газа и конденсата оцениваются в  целом по нефтегазоносным провинциям, акваториям, областям и районам на основе общих геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов  геологических, геофизических и  геохимических исследований.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих  промышленное значение компонентов  подсчитываются по каждой залежи раздельно  и месторождению в целом по наличию их в недрах без учета  потерь при разработке.

На месторождениях в запасах  нефти, газа и конденсата подлежат обязательному  подсчету и учету содержащиеся в  них компоненты (этан, пропан, бутан, сера, гелий, металлы), целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами.

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

Подсчет и учет запасов  месторождений, а также оценка перспективных  и прогнозных ресурсов нефти, конденсата, этана, пропана, бутана, серы и металлов производятся в единицах массы, а  газа и гелия в единицах объема. Подсчет, учет и оценка производятся при условиях, приведенных к стандартным (0,1 МПа при 20°С).

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

Группы месторождений  по сложности геологического строения и величине запасов

Месторождения (залежи) нефти  и газа по сложности их геологического строения подразделяются на следующие  группы:

1-я группа. Месторождения  (залежи) простого внутреннего строения, связанные с ненарушенными или  слабонарушенными структурами; продуктивные  нефте- или газонасыщенные пласты представлены коллекторами порового типа и характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу.

2-я группа. Месторождения  (залежи) сложного строения; продуктивные  нефте- или газонасыщенные, в отдельных случаях с нефтяной оторочкой пласты представлены коллекторами в основном порового типа и характеризуются невыдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу, наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений.

3-я группа. Месторождения  (залежи) очень сложного строения, характеризующиеся варьирующими  по площади ВНК и ГНК, наличием  или литологических замещений,  или тектонических нарушений,  или очень изменчивых толщин  и коллекторских свойств продуктивных пластов, представленных в основном коллекторами с вторичной пустотностью.

При отнесении месторождений (залежей) к той или иной группе сложности геологического строения могут использоваться количественные критерии показателей неоднородности продуктивных пластов.

Месторождения нефти и  газа по величине извлекаемых запасов  нефти и балансовых запасов газа подразделяются на:

уникальные — более 300 млн т нефти или 500 млрд м³ газа;

очень крупные — от 100 до 300 млн т нефти или от 100 до 500 млрд м³ газа;

крупные — от 30 до 100 млн т нефти или от 30 до 100 млрд м³ газа;

средние — от 10 до 30 млн т нефти или от 10 до 30 млрд м³ газа;

мелкие — от 1 до 10 млн т нефти или от 1 до 10 млрд м³ газа;

очень мелкие — менее 1 млн т нефти или менее 1 млрд м³ газа.

Месторождения (залежи) нефти  и газа по степени изученности  подразделяются на:

разрабатываемые;

разведанные (подготовленные для промышленного освоения);

предварительно оцененные.

К разрабатываемым относятся  месторождения (залежи) нефти и газа, полностью или частично разбуренные  эксплуатационной сеткой скважин в  соответствии с технологической  схемой или проектом промышленной (для  газа — опытно-промышленной) разработки. Детальность изучения залежей обеспечивает полное определение количественных и качественных характеристик, а также продуктивности выявленных пластов и позволяет квалифицировать запасы разбуренных участков месторождения по категориям А или В (для очень мелких месторождений — С2).

К разведанным относятся  месторождения (залежи), добывные возможности которых, запасы, качество нефти, газа, газового конденсата и содержащихся в них компонентов, гидрогеологические, геокриологические, экологические и другие условия разработки изучены в процессе разведочных работ с полнотой, достаточной для достоверного технико-экономического обоснования решения о порядке и условиях их вовлечения в промышленное освоение, а также о проектировании на их базе добывающего предприятия (промысла).

Разведанные месторождения (залежи) по степени изученности  должны удовлетворять следующим  требованиям:

• установлены площадь, структура (модель ловушки), строение месторождения и закономерности изменения количественных и качественных характеристик продуктивных пластов (залежей) в его разрезе и плане;
• число и положение нефтяных и газовых залежей в структуре месторождения, высотное положение контактов (ГНК, ВНК, ГВК) надежно установлены опробованием и геофизическими методами, достоверность которых доказана для условий рассматриваемого месторождения;
• подсчетные параметры определены с применением современных методик по данным адекватного для района комплекса ГИС, обеспеченного надежной петрофизической основой;
• состав и технологические свойства нефти, газа, конденсата и содержащиеся в них компоненты, имеющие промышленное значение, изучены в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов и технических условий с детальностью, обеспечивающей получение исходных данных для проектирования их добычи и переработки;
• гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия обеспечивают получение количественных данных для обустройства промысла;
• основные параметры залежей — продуктивность скважин, пластовое давление, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность — изучены с детальностью, обеспечивающей составление технологической схемы разработки месторождения;
• достоверность данных о добывных возможностях (промысловых характеристиках) залежей подтверждена (на месторождениях 2-й и 3-й групп сложности) данными пробной или опытно-промышленной эксплуатации;
• параметры для подсчета геологических запасов (минимальная эффективная толщина пластов, минимальные пористость и проницаемость коллекторов, коэффициенты извлечения нефти, конденсата и др.) установлены на основании подтвержденных государственной экспертизой повариантных технико-экономических расчетов, позволяющих определить масштабы и промышленную значимость месторождения с необходимой степенью достоверности;
• детальность изучения геологического строения месторождения (залежи) обеспечивает возможность квалификации не менее 80% его запасов по категории С1 **;
• рассмотрено возможное влияние разработки месторождения на окружающую среду и даны рекомендации по предотвращению или снижению прогнозируемого уровня отрицательных экологических последствий.

К предварительно оцененным  относятся месторождения (залежи), запасы и добывные возможности которых, качество нефти и газа, гидрогеологические, геокриологические, экономические, экологические и другие условия разработки изучены в степени, позволяющей обосновать целесообразность дальнейшей их разведки и разработки с использованием аналогий с другими разрабатываемыми или разведанными объектами в данном районе или более изученными залежами данного месторождения.

Запасы таких месторождений (залежей) по степени изученности  квалифицируются главным образом  по категории С2 и служат основанием для проектирования на их базе дальнейших разведочных работ и частично опытно-промышленной разработки.

Категории запасов, перспективных  и прогнозных ресурсов нефти и  газа

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени их достоверности и изученности  подразделяются на категории А, В, С1 и С2.

Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на перспективные — категория  Д0 и прогнозные — категории Д1 и Д2.

Категория А — запасы разрабатываемой (дренируемые запасы) залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение  типа, формы и размеров залежи, эффективной  нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и др.).

Запасы категории А выделяются на месторождениях 1-й группы сложности и подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки 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 газонасыщенности 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 С1 — 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. Вещественный состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент вытеснения нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну, результатам опробования 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 степени, обеспечивающей получение исходных данных 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:

• в 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 геолого-разведочных работ или геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышезалегаюшие пласты и частично для проектирования разработки залежей.

Категория Д0 — перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных с помощью проверенных для данного района методов геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.

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

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

Категория Д1 — прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории  Д1 производится по результатам региональных геологических, геофизических 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.

Запасы имеющих промышленное значение компонентов, содержащихся в  нефти, газе и конденсате, подсчитываются в контурах подсчета запасов нефти  и газа по тем же категориям.

Группы запасов нефти  и газа по их экономическому значению

При оценке месторождений  нефти, газа и конденсата подсчитываются и учитываются как все запасы, находящиеся в недрах (геологические  запасы), так и та их часть, которая  может быть извлечена из недр при  современном уровне техники и  технологии добычи (извлекаемые запасы).

Извлекаемые запасы нефти, газа и конденсата, а также запасы содержащихся в них попутных полезных компонентов  по их промышленно-экономическому значению подразделяются на две основные группы:

• экономические (рентабельные);
• потенциально экономические.

Экономические (рентабельные) извлекаемые запасы — это та часть  запасов месторождения (залежи), извлечение которых на момент оценки согласно технико-экономическим расчетам экономически эффективно в условиях конкурентного  рынка при существующей системе  налогообложения и уровне цен  на дату подсчета при использовании  современной техники и технологии добычи, транспортировки и переработки  сырья, обеспечивающих соблюдение требований по рациональному использованию  недр и охране окружающей среды.

Потенциально экономические  извлекаемые запасы — это та часть  запасов месторождения (залежи), извлечение которых на момент оценки не обеспечивает экономически приемлемую эффективность  их добычи в условиях конкурентного  рынка из-за низких технико-экономических  показателей, но освоение которых становится экономически возможным (рентабельным) при предоставлении недропользователю со стороны государства в установленном законодательством порядке специальной поддержки в виде налоговых льгот, субсидий и т.п.

Количество извлекаемых  запасов нефти, газа и конденсата устанавливается на основе подтвержденных государственной экспертизой специальных  повариантных технологических и технико-экономических расчетов, обосновывающих соответствующие коэффициенты извлечения.

* Природные углеводородные  газы, включающие свободный газ,  газ газовых шапок и газ,  растворенный в нефти.

** Для очень крупных  и уникальных по величине запасов  месторождений рациональное соотношение  запасов категорий С1 и С2 в целом по месторождению определяется недропользователем, за исключением участков первоочередного промышленного освоения, изученность которых должна отвечать требованиям п. 3.3.

2. Методы подсчета запасов нефти и горючих газов (объемный, метод материального баланса).

Подразделяются:

При подсчете запасов нефти на:

1) объемный;

2) отдача с 1 га или  с 1 м2;

3) объемно-генетический;

4) кривых эксплуатации, или  статистический;

5) материальных балансов;

6) карт изобар;

При подсчете запасов газа на:

1) объемный;

2) по падению давления;

3) материальных балансов;

4) карт изобар.

Основным методом подсчета запасов является объемный. Им могут быть подсчитаны абс. начальные (геол.) и промышленные (балансовые) запасы нефти и газа, содер. в недрах. Практически из этих запасов удается добыть только некоторую их часть. Поэтому существенно подсчитать извлекаемые при совр. технико-экономических условиях нефть и газ, ввиду чего в формулу подсчета запасов нефти включается коэф. отдачи. 14. Объёмный метод подсчёта запасов нефти, сущность метода и геологические условия его применения.

Сущность метода состоит  в изучении геологических условий  залегания нефти в пласте и  свойств насыщающего флюида.

Метод является универсальным, и при этом могут быть использованы несколько разновидностей объемного  метода, среди которых наиболее часто  применяются вариант собственно объемного метода.

Геологические запасы нефти  собственно объемным методом подсчитываются в стандартных условиях, и проводится с использованием следующей формулы:

Qнг = Fзал hэфн Кпо Кн   н,

(5.1)

где Qнг – начальные геологические запасы нефти, приведенные к стандартным условиям, тыс. т.;

Fзал – площадь нефтяной залежи в пределах внешнего контура нефтеносности, тыс. м2;

hэфн – эффективная нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта (среднее значение), м;

Кпо – среднее значение коэффициента открытой пористости породы-коллектора, доли единиц с точностью до 0,01;

Кн – среднее значение коэффициента нефтенасыщенности, доли единиц;

  - пересчетный коэффициент,   =  , представляет собой обратную величину объёмного коэффициента нефти и служит для перевода объема нефти из пластовых условий в поверхностные    ( t = 20оС, Р = 0,1 МПа);

 н – среднее значение  плотности нефти в стандартных  поверхностных условиях, г/см3;

Fзал  hэфн  - объем залежи в целом.

Fзал  hэфн  Кпо  -  объем порового пространства.

Fзал  hэфн  Кпо  Кн - объем порового пространства, насыщенного нефтью.

Извлекаемые запасы нефти  подсчитываются следующим образом:

Qн изв = Qнг    н

(5.2)

 н – коэффициент  извлечения нефти, д.е, до 0,001.

Метод материальных балансов

Для подсчета запасов нефти  и газа, а также вступившей в  пласт воды. Основан на соотношении между объемами добытой нефти, газа, воды и теми объемами, которые они занимали в пластовых условиях до их извлечения. Эти соотношения учитываются с помощью уравнений материальных балансов, в которые входят в качестве неизвестных первоначальные запасы нефти и газа. Для применения уравнений материальных балансов требуется производство ряда лабораторных анализов по определению давления насыщения, хим. состава газа, растворимости газа в нефти, увеличения объема нефти в результате растворения в ней газа, отклонения углеводородных газов от законов, выведенных для идеальных газов, и т. д.

Формулы метода имеют ряд  вариантов применительно к различным  режимам нефтяных пластов, а также  могут быть построены применительно  к случаям разработки месторождений  путем восстановления пластовых  давлений при закачке в пласт  воды и газа. Особенно полезен метод  материального баланса при подсчетах  запасов нефти по новым месторождениям (категории В), где контур нефтеносности  мало известен. Метод может быть применен также для подсчета запасов свободного газа в газовых залежах.

За основу вывода уравнения  материального баланса принимается  одно из двух следующих положений:

1. постоянство суммы добытых  и оставшихся в недрах углеводородов  (сохранения материи);

2. постоянство объема  пор, первоначально занятых нефтью  и газом.

Формула для подсчета запасов  нефти  имеет следующий общий  вид:

Q= Q = Vm kн ηпδ / b,

где Q – балансовые запасы нефти, т; Qн – накопленная добыча нефти, т; b1 – двухфазный объемный коэффициент совместно пластовой нефти и газа, учитывающий изменение единицы объема нефти при контактном методе ее использования путем снижения давления от p0 до p; b0 – однофазный пластовый коэффициент пластовой нефти на начало разработки; rp – средний газовый фактор за период добычи Qн объемов нефти, отнесенный к стандартным условиям; r0 – число объемов газа, растворенного в одном объеме нефти при среднем начальном пластовом давлении;  – объемный коэффициент пластового газа при давлении p на дату расчета, равный =0,00351z T+t_wr/P(z =pV/RT коэффициент сжимаемости); 0 – объемный коэффициент пластового газа при давлении p0 на  начальную дату; δ

 –отношение объема газовой шапки (в пластовых условиях) к объему нефти с растворенным в ней газом; W – количество вошедшей в пласт воды в объемных единицах за период падения давления от p0 до p (при стандартных условиях); ω – количество добытой воды в объемных единицах за период падения давления от p0 до p (при стандартных условиях).

3. Коэффициенты извлечения нефти, методы их расчета

Коэффициент извлечения η- это  разность между начальным объемом  нефти равным единице и объемом  оставшейся в пласте нефти по окончанию  разработки залежи

Опредеение теоретической величины КИН по многомерным статистическим моделям

  Составляются статистические  модели с использованием геолого-промысловой  информации. В этой выборке учавствуют максимально возможные данные модели

 Данные модели могут  применяться на месторождениях  со сходным геологическим строением  и условиями разработки.

Факторы, котрые используются в статистических моделях:

    1. геолого – физические:

– отн. μ (μ_о);  h_эфн; К_пр;   Р_пл, Т_пл;   коэффициент вариации проницаемости;   К _песч, К_расч. ;   количество цементирующего вещества;

2. технологические:

- плотность сетки;     темп отбора жидкости;    υ фильтрации жидкости в пласте;

Покоэффициентный метод:

Применяется для оценки проектного коэффициента с естественным водонапорным режимами или в залежах, разработка которых проводится с ППД путем  закачки воды в пласт.

Для расчета КИНа используется формула:

где К_выт – коэффициент вытеснения нефти водой, зависит от структуры, пустотного пространства горных пород и физико-химических свойств нефти и воды, определяется в лабораторных условиях путем пропускания через образец горной породы объемов воды многократно превосходящих объем порового пространства горной породы;  до 100% обводнения выходящей продукции;

К_зав – коэффициент заводнения, зависит от свойств горных пород (проницаемость, неоднородность)и насыщающих ее флюидов (μ, ρ и др). Характеризует величину потерь нефти в заводнённом объёме за счет неравномерного перемещения ВНК и прекращения добычи при достижении экономической рентабельной продукции (95-99%).

К_охв – коэффициент охвата вытеснением, представляет собой отношение части эффективного объема залежи, охвачен процессом вытеснения к общему нефтенасыщенному объему залежи.

Определяется с использованием специальных карт охвата пластов  вытеснением, которые строятся на основе карт распределения коллекторов  и иногда совмещается с картами  hэфн

Расчет проектной величины КИН при водонапорном и упруговодонапорном режимах графическим способом (способ М.И. Кочеткова - В.К. Гомзикова).

В настоящее время методика используется для прогноза КИНа в условиях водонапорного и упругонапорного режима.

По литологическому  признаку вскрытые залежи подразделяется на две  группы:

С терригенно-поровым коллектором  и с карбонатно-поровым коллектором.

Среди порово-терригенных  пластов–коллекторов по степени  неоднородности также выделяются две  группы: сравнительно однородные и  неоднородные.

В качестве критериев отнесения  пластов к  этим двум группам используется  один из трех показателей:

– Красчл.,  то есть отношение числа отдельных пропластков продуктивного пласта вскрытых в процессе бурения скважин к общему числу скважин, вскрывших эти пропластки.

– Кпесч – то есть отношение эффективной толщины пласта к общей толщине;

–  количество характерных  прослоев в продуктивном пласте.