Запасы УВ. Раздел 7

1.

Раздел 7. Запасы УВ
1. Классификации запасов
2. Методы подсчета запасов

2.

Общие положения

3. Что такое запасы УВ?

• Под запасами жидких, газообразных и твердых
углеводородов понимаются подсчетные количества
углеводородов, находящихся в природных залежах.
• ОБЩИЕ НАЧАЛЬНЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАПАСЫ –
количества жидких, газообразных и твердых углеводородов,
первоначально находящиеся, согласно проведенным
оценкам, в естественных залежах углеводородов. Сюда
относится подсчетное количество жидких, газообразных и
твердых углеводородов, имевшееся на дату подсчета в
известных залежах до начала их эксплуатации.
• Извлекаемые запасы – количества жидких,
газообразных и твердых углеводородов, которые
предполагается добыть в промышленном масштабе из
открытых залежей путем реализации проектов их
разработки, начиная с указанной даты, при заданных
технико-экономических условиях.

4.

1. Классификации запасов

5. Классификация запасов месторождений нефти и газа РФ

Временная классификация утверждена в 2001г (новая в 2005
г)
Запасы проходят экспертизу и официально утверждаются ГКЗ
МПР РФ
1. По экономической значимости различают две группы
запасов УВ:
Балансовые – запасы, удовлетворяющие промышленным
требованиям
и
горно-геологическим
условиям
эксплуатации
(геологические запасы);
2. Забалансовые – запасы, выработка которых на данном этапе
нерентабельна вследствие их малой величины, сложности условий
эксплуатации, плохого качества нефти и газа или низкой
производительности скважин.
1.
Классификация применяется только в Российской Федерации
Международные кредитно-финансовые организации не принимают
оценку запасов по данной классификации во внимание

6. 2. Российская система классификации запасов по степени изученности

В зависимости от степени изученности
запасы делятся на категории:
•разведанные
запасы
представлены
категориями A, B и C1;
•предварительные
оценочные
запасы
представлены категорией C2;
• прогнозные
ресурсы
представлены
категориями D1, D2, D3.
В настоящее время в России ведутся работы по усовершенствованию
стандартов классификации запасов нефти.
Цель этой работы –
приблизить требования по категоризации запасов к международным,
более приемлемым для условий рыночной экономики.
6

7. Характеристика запасов по степени изученности

К категории А относятся запасы, подсчитанные на площади,
детально разведанной и оконтуренной скважинами, давшими
промышленные притоки нефти и газа. Для подсчета запасов категории
А должны быть хорошо известны геолого-промысловые параметры
продуктивного пласта, его продуктивность, границы залежи, свойства
нефти, газа и воды (по геолого-физическим результатам и результатам
пробной и промышленной эксплуатации многих скважин). Запасы
этой категории подсчитываются при реализации проекта
разработки (в соответствии с утвержденным проектом
разработки)
К категории В относятся запасы, подсчитанные на площади,
промышленная нефтеносность или газоносность которой доказана
скважинами с благоприятными промыслово-геофизическими
показателями, при условии, что эти скважины вскрыли пласт на разных
гипсометрических отметках и в них получены промышленные притоки
нефти. При подсчете запасов категории В должны быть приближенно
изучены геолого-промысловая характеристика пласта, его
продуктивность, контуры нефтегазоносности, свойства флюидов в
степени, достаточной для составления проекта разработки (т.е.
в отдельных скважинах должна быть проведена пробная
эксплуатация). Запасы подсчитываются при реализации
технологической схемы разработки.

8.

• К категории С1
относятся запасы залежей, условия залегания нефти и
газа для которых установлены по результатам геолого-поисковых и поисковогеофизических работ, а подсчетные параметры оценены по данным
промыслово-геофизических исследований в скважинах или по аналогии с
близлежащими разведанными месторождениями сходного строения.
Необходимым условием отнесения запасов к категории С1 является получение
промышленного притока нефти или газа в отдельных скважинах. По категории
С1 подсчитываются так же запасы на площадях, непосредственно
примыкающих к залежам с более высокими категориями запасов. Параметры
залежи должны быть изучены в степени, достаточной для составления
тех.схемы разработки/проекта ОПЭ (опытно-промышленной
эксплуатации)
• К категории С2
относятся запасы нефти или газа всех типов ловушек
(структурных, стратиграфических, литологических), установленных
достоверными для данной нефтегазоносной провинции методами геологогеофизических исследований и характеризующихся предполагаемым наличием
коллекторов, которые перекрыты непроницаемыми породами и могут быть
нефте- или газонасыщенными по аналогии с близлежащими хорошо
изученными месторождениями (запасы нефти и газа обоснованы
геологическими и геофизическими данными: в неразведанных частях
залежи, в неопробованных пластах разведанных месторождений.
Используются для планирования ГРР)
Основным графическим документом при подсчете запасов служит
подсчетный план. Подсчетные планы составляются на основе
структурной карты по кровле (поверхности) продуктивных пластовколлекторов.

9. Пример подсчетного плана по классификации РФ

Юрубчено-Тохомское (Юрубченская
залежь)
Геологические
Нефть+конденс
ат, тыс.т
Извлекаемые
Нефть+конденса
т, тыс.т
Природный газ
(СВ+ГШ), млн. м3
АВС1
С2
АВС1
АВС1
110 798
78 964
190
302
С2
42 338
92 984
С2
28 669

10.

2. Методы подсчета запасов

11.

Объемный метод
Основан на использовании данных о коллекторских свойствах пород и
свойствах флюида для расчета объемов начальных геологических запасов и
последующего определения той их части, которая может быть добыта в
результате реализации конкретного проекта разработки.
Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или
объема свободного газа, приведенного к стандартным условиям, в насыщенных
ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти или
их частей.
Запасы нефти объемным методом рассчитываются по формуле:
Q=F х hн.эф х κп.о х κн х κизвл.н х ρ х θ
Где Q – извлекаемые запасы нефти в т, F – площадь нефтеносности в м2,
определяется на подсчетном плане, hн.эф– нефтенасыщенная эффективная
толщина пласта в м, κп.о- коэффициент открытой пористости, κн –
коэффициент нефтенасыщенности, κизвл.н – коэффициент извлечения нефти,
ρ – плотность нефти в поверхностных условиях, θ – пересчетный коэффициент,
учитывающий усадку нефти, равный θ=1/b (b – объемный коэффициент
пластовой нефти).