Понятие и классификация запасов и ресурсов углеводородного сырья (лекция 9)

1.

Понятие и классификация запасов и
ресурсов углеводородного сырья.
Оперативный подсчет запасов нефти и
растворенного газа объемным методом
9.1 Понятие запасов и ресурсов.
9.2 Оперативный подсчет запасов нефти и
растворенного газа объемным методом
9.3 Категории запасов и ресурсов
9.4 Классификации месторождений

2.

Понятие запасов и ресурсов
• Количество углеводородов в выявленных, разведанных и
разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям,
называют запасами. Наряду с выявленными залежами в
нефтегазоносных горизонтах и пластах, могут содержаться скопления
углеводородов, наличие которых предполагается на основании геологогеофизических исследований и сложившихся представлений о
геологическом строении.
• Количество углеводородов в предполагаемых залежах продуктивных, но
не вскрытых бурением пластов, называют ресурсами. Оцененные
ресурсы отличаются от запасов не только различной степенью
изученности, но и разной степенью обоснованности.
• РЕСУРСЫ оцениваются в НЕВСКРЫТЫХ бурением геологических
структурах

3.

Понятие запасов и ресурсов
Запасы углеводородов. Различают геологические и извлекаемые запасы.
Геологические запасы - все количество нефти и газа, находящееся в залежи
в пределах ВНК (ГВК),
Извлекаемые запасы - только то количество УВ, которое может быть
поднято на поверхность. По народнохозяйственному значению запасы
месторождений нефти и газа разделяются на:
балансовые запасы, вовлечение которых в разработку в настоящее время
экономически целесообразно;
забалансовые, вовлечение которых в настоящее время экономически
нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но
которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.
Подсчетом начальных запасов завершается цикл геологоразведочных работ
и начинается этап подготовки залежи углеводородов к вводу в
промышленную разработку. При подсчете запасов должна быть оценена
степень сложности условий залегания нефти и газа, выявлены такие
особенности строения залежей, которые играют значительную роль при
выборе системы разработки и неучёт которых может существенно сказаться
на технико-экономических показателях разработки, и в первую очередь на
величине коэффициента извлечения нефти.

4.

Понятие запасов и ресурсов
Подсчет запасов – это комплекс научных исследований по обобщению данных
геологоразведочных, опытных и промышленных работ, выполненных на
месторождении, направленный на создание объективных геологических
моделей залежей в соответствии со степенью их изученности, на основе
которых различными методами определяется количество полезных ископаемых
и содержащихся в них полезных компонентов, а также устанавливается их
народнохозяйственное значение.
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 промысловогеофизических 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.

5.

Оперативный подсчет запасов
Подсчет запасов – это комплекс научных исследований по обобщению данных
геологоразведочных, опытных и промышленных работ, выполненных на
месторождении, направленный на создание объективных геологических
моделей залежей в соответствии со степенью их изученности, на основе
которых различными методами определяется количество полезных ископаемых
и содержащихся в них полезных компонентов, а также устанавливается их
народнохозяйственное значение.
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 промысловогеофизических 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.

6.

7.

Оперативный подсчет запасов объемным методом
В 1888 году горный инженер А.М. Коншин опубликовал первую работу по подсчету запасов
нефти, в которой представил результаты подсчета запасов нефти объемным методом по
Ильскому и Крымскому районам Кубани. Этот метод является основным и основан на
определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах
пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти или их части. Он
применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой
категории запасов.
Суть метода заключается в определении объёма ловушки, в которой заключена залежь
углеводородов и определении объёма порового (пустотного) пространства залежи, занятого
углеводородами в пластовых условиях.
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.

8.

Оперативный подсчет запасов объемным методом
Пример сводной таблицы ГФХ залежи
Параметры
Схема объема залежи
F - площадь
нефтеносности
hэф н
Поры
m – пористость
Насыщены
нефтью
α - нефтенасыщенность
водой
газом
Единицы
измерения
Алексинский
горизонт
Средняя глубина
залегания
Тип залежи
Тип коллектора
м
1200
Средняя общая
толщина
Средняя эффективная
толщина
Пористость
Проницаемость
Начальная
нефтенасыщенность
Коэффициент
песчанистости
Коэффициент
расчлененности
Начальная пластовая
температура
Начальное пластовое
давление
Вязкость нефти
в пластовых
условиях
Содержание серы
в нефти
Содержание смол
селикагеновых
в нефти
Содержание
асфальтенов в нефти
Содержание
парафина в нефти
Газосодержание
нефти
Начальные
балансовые запасы
нефти
Начальные
извлекаемые запасы
нефти
м
17,9
м
3,1
доли ед.
мкм2
доли ед.
0,152
0,04
0,8
доли ед.
0,17
доли ед.
1,2
С˚
23
МПа
11,3
мПа*с
18,7
%
2,4
%
-
%
-
%
6,7
м3/т
м /т
тыс. т
17
7328
тыс. т
3664
пластовый
карбонатный
•Подсчет запасов нефти проводится по формуле
объемного метода:
•Qгеол = F ∙ h ∙ m ∙ ρн пов ∙ α ∙ θ тыс т
(1.1)
•Qгеол – начальные геологические запасы, кг
•F – площадь нефтеносности м2
•h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщинам
•m – коэффициент пористости –доли ед.
•α – коэффициент нефтенасыщенности –доли ед.
•ρн пов – плотность нефти в поверхностных условиях –
кг/м3
•θ – переводной коэффициент, учитывающий усадку
нефти, который находится как 1/Вн, где Вн – объемный
коэффициент нефти доли. ед.
•Извлекаемые запасы нефти:
•Qизвл = Qгеол ∙ КИН, тыс т
(1.2)
•Если на какой-то момент времени известно количество
накопленной добычи нефти, то можно рассчитать
остаточные геологические (1.3) и извлекаемые (1.4)
запасы нефти:
•Qгеол. ост = Qгеол – ΣQн, тыс т
(1.3)
•Остаточные извлекаемые запасы составят:
•Qизвл. ост. = Qизвл– ΣQн, тыс т
(1.4)
•Для подсчета начальных геологических (1.5),
извлекаемых (1.6) и остаточных геологических (1.7) и
остаточных (1.8) запасов газа соответствующие
категории запасов нефти последовательно умножаются
на газовый фактор Г , взятый в м3/т
•V геол.нач. = Qгеол.нач ∙ Г, млн м3
(1.5)
3
•Vнач.изв = Qизв. нач ∙ Г, млн м
(1.6)
3
•Vгеол.ост.газа = Qгеол.ост.неф ∙ Г, млн м
(1.7)
3
•Vизвл.ост.газа= Qизв.ост.неф ∙ Г, млн м
(1.8)

9.

Категории запасов и ресурсов
Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов.Нормативно-методическая
документация. – М.: ЕСОЭН. 2016. 320 с.: ил.
•Запасы залежей и месторождений подразделяются на
•геологические запасы - количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов,
которое находится в недрах в изученных бурением залежах, наличие которых в недрах доказано
пробной или промышленной эксплуатацией или испытанием скважин, или обосновывается геологогеофизическими исследованиями;
•извлекаемые запасы– часть геологических запасов, которая может быть добыта из залежи
(месторождения) за весь срок разработки в рамках оптимальных проектных решений с использованием
доступных технологий с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.
•Запасы нефти и газа подразделяются по степени промышленного освоения и по степени геологической
изученности на категории: A (разрабатываемые, разбуренные), B1 (разрабатываемые, неразбуренные,
разведанные), B2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные), C1 (разведанные) и C2 (оцененные).
•Запасы залежи/ части залежи, разбуренные эксплуатационными скважинами и разрабатываемые в
соответствии с утвержденным проектным документом (технологическим проектом разработки или
дополнением к нему, технологической схемой разработки или дополнением к ней), относятся к категории A
(разрабатываемые, разбуренные);
•К категории A относятся запасы залежей/ частей залежей, геологическое строение которых, форма и
размеры определены, а флюидальные контакты обоснованы по данным бурения, опробования и материалам
геофизических исследований скважин. Литологический состав, тип коллекторов, эффективные нефте- и
газонасыщенные толщины, фильтрационно-емкостные свойства и нефте- и газонасыщенность, состав и
свойства углеводородов в пластовых и стандартных условиях и технологические характеристики залежи
(режим работы, дебиты нефти, газа, конденсата, продуктивность скважин) установлены по данным
эксплуатации скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовое давление, температура,
коэффициенты вытеснения определены по результатам гидродинамических исследований скважин и
лабораторных исследований керна.

10.

Категории запасов и ресурсов
•Запасы не разбуренных эксплуатационными скважинами залежей/ частей залежей, разработка
которых планируется в соответствии с утвержденным проектным документом (технологическим
проектом разработки или дополнением к нему, технологической схемой разработки или дополнением
к ней), изученные сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбуренные поисковыми,
оценочными, разведочными, транзитными или углубленными эксплуатационными скважинами,
давшими промышленные притоки нефти или газа (отдельные скважины могут быть не опробованы, но
продуктивность их предполагается по данным геофизических и геолого-технологических исследований,
а также керна), относятся к категории B1 (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные).
•Запасы залежей/ частей залежей, не разбуренных эксплуатационными скважинами, разработка
которых проектируется в соответствии с утвержденным проектным документом (технологическим
проектом разработки или дополнением к нему, технологической схемой разработки или дополнением
к ней), изученные сейсморазведкой или иными высокоточными методами, наличие которых
обосновано данными геологических и геофизических исследований и испытанием отдельных скважин
в процессе бурения, относятся к категории B2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные).

11.

Категории запасов и ресурсов
•Запасы залежей/ частей залежей, не введенных в промышленную разработку месторождений, на
которых может осуществляться пробная эксплуатация или пробная эксплуатация отдельных скважин,
относятся к категории C1 (разведанные). Залежи должны быть изучены сейсморазведкой или
иными высокоточными методами и разбурены поисковыми, оценочными, разведочными
скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа (отдельные скважины могут быть не
опробованы, но продуктивность их предполагается по данным геофизических и геологотехнологических исследований, а также керна). Для открываемых месторождений на акваториях
морей, в том числе на континентальных шельфах морей Российской Федерации в территориальных
морских водах, во внутренних морских водах, а также в Каспийском и Азовском морях, к запасам
категории C1 относят залежь/ часть залежи, вскрытую первой поисковой скважиной, в которой
получены качественные результаты гидродинамического каротажа (ГДК), позволяющие оценить
характер насыщенности пласта.
Геологическое строение залежи, фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, состав и
свойства флюидов, гидродинамические характеристики, дебиты скважин изучены по результатам
геолого-промысловых исследований скважин в процессе реализации проектов геологоразведочных
работ разведки, пробной эксплуатации отдельных скважин или проекта пробной эксплуатации.
•Запасы залежей/ частей залежей, не введенных в промышленную разработку месторождений,
разрабатываемых на основании проекта пробной эксплуатации, пробной эксплуатации отдельных
скважин, изученные сейсморазведкой или иными высокоточными методами, наличие которых
обосновано данными геологических и геофизических исследований и испытанием отдельных скважин
в процессе бурения, относятся к категории C2 (оцененные).

12.

Категории запасов и ресурсов
•Ресурсы нефти, газа и конденсата по степени
геологической изученности подразделяются на категории:
D0 (подготовленные), Dл (локализованные),
D1(перспективные), D2 (прогнозируемые).
• Критериями выделения категорий ресурсов по
геологической изученности являются изученность
геологического строения и нефтегазоносности территории,
геологического элемента или участка недр по площади и
разрезу параметрическим и поисковым бурением,
геофизическими, геохимическими и другими видами
поисково-разведочных работ.
•Ресурсы нефти, газа и конденсата возможно
продуктивных пластов в подготовленных к бурению
ловушках в районах с доказанной промышленной
нефтегазоносностью или в не вскрытых бурением
продуктивных пластах открытых месторождений. Форма,
размеры и условия залегания предполагаемых залежей
определены по результатам геолого-геофизических
исследований, толщина и фильтрационно-емкостные
свойства пластов, состав и свойства углеводородов
принимаются по аналогии с открытыми месторождениями
относятся к категории D0 (подготовленные).
Подготовленные ресурсы категории D0 отражают
возможность открытия залежей нефти и газа в
подготовленной к поисковому бурению ловушке и
используются для проектирования поисковых работ.
• Ресурсы нефти, газа и конденсата возможно
продуктивных пластов в ловушках, выявленных по
результатам поисковых геологических и геофизических
исследований в пределах районов с доказанной
промышленной нефтегазоносностью, относятся к
категории Dл (локализованные).
•Локализованные ресурсы нефти и газа используются при
планировании геологоразведочных работ по подготовке
ловушек к поисковому бурению и подготовке ресурсов
категории D0.

13.

Категории запасов и ресурсов
•Ресурсы нефти, газа и конденсата литологостратиграфических комплексов и горизонтов с
промышленной нефтегазоносностью, доказанной в
пределах крупных региональных структур.
Количественная оценка перспективных ресурсов
проводится по результатам региональных
геологических, геофизических, геохимических
исследований и по аналогии относятся к
категории D1 (перспективные). Перспективные
ресурсы категории D1 отражают возможность
открытия месторождений нефти и газа в
оцениваемом регионе и используются для
проектирования региональных геологоразведочных
работ на нефть и газ, выбора районов и установления
очередности проведения на них поисковых работ.
•Ресурсы нефти, газа и конденсата литологостратиграфических комплексов, оцениваемые в
пределах крупных региональных структур,
промышленная нефтегазоносность которых еще не
доказана. Перспективы нефтегазоносности этих
комплексов определяются на основе имеющихся
данных геологических, геофизических, геохимических
исследований и по аналогии с другими, более
изученными регионами, где установлены
разведанные месторождения нефти и газа, или
вышележащими нефтегазоносными комплексами
относятся к категории D2 (прогнозируемые).
Прогнозируемые ресурсы категории D2 отражают
потенциальную возможность открытия
месторождений нефти и газа в регионе,
промышленная нефтегазоносность которого не
доказана, и используются для проектирования
региональных геологоразведочных работ на нефть и
газ.

14.

Классификации месторождений
Типы месторождений (залежей) нефти и газа по фазовому состоянию
• В зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений
в недрах месторождения (залежи) нефти и газа подразделяются на:
•– нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;
•– газонефтяные (ГН), в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не
превышает по объему нефтяную часть залежи;
•– нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой и
залежи, в которых газовая шапка превышает по объему нефтяную часть залежи;
•– газовые (Г), содержащие только газ;
•– газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом;
•– нефтегазоконденсатные (НГК), содержащие нефть, газ и конденсат.
Типы месторождений (залежей) газа по содержанию конденсата
• В газовых залежах по содержанию конденсата (C5 + в) выделяются следующие группы
газоконденсатных залежей:
•– низкоконденсатные – с содержанием конденсата менее 25 г/ м3;
•– среднеконденсатные – с содержанием конденсата от 25 до 100 г/ м3;
•– высококонденсатные – с содержанием конденсата от 100 до 500 г/ м3;
•– уникальноконденсатные – с содержанием конденсата более 500 г/ м3.

15.

Классификации месторождений
Градация месторождений нефти и газа по величине извлекаемых запасов
•25. Месторождения нефти и газа по величине начальных извлекаемых запасов
подразделяются на:
•– уникальные – более 300 млн т нефти или 300 млрд м3 газа;
•– крупные – от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 300 млрд м3 газа;
•– средние – от 5 до 30 млн т нефти или от 5 до 30 млрд м3 газа;
•– мелкие – от 1 до 5 млн т нефти или от 1 до 5 млрд м3 газа;
•– очень мелкие – менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд м3 газа.
Градация месторождений нефти и газа по сложности геологического строения
•По сложности геологического строения выделяются месторождения
(залежи):
•– простого строения – однофазные, связанные с ненарушенными или
слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются
выдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу;
•– сложного строения – одно- и двухфазные, характеризующиеся невыдержанностью
толщин и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов по площади и
разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми
породами, либо тектонических нарушений;
•– очень сложного строения – одно- и двухфазные, характеризующиеся как наличием
литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью
толщин и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.

English Русский Rules