Учебное пособие предназначено для студентов специальности 130503. 65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

3. Выделение коллекторов в разрезе продуктивного пласта 3.1. Определение литологического состава пород Расчленение продуктивной части разреза скважины заключается в выделении слоев различного литологического состава, в установлении последовательности их залегания и, в конечном итоге, в выделении коллекторов и непроницаемых разделов между ними. Решаются эти задачи с помощью ком­плекса методов, в котором основное место занимают геофизические ме­тоды исследования скважин. Методами ГИС в обязательном порядке исследуются сква­жины всех категорий (поисковые, разведочные, эксплуатационные и др.). Данные ГИС увязываются с геологической информацией, включающей анализ образцов пород (шлама, керна), результаты опробования ин­тервалов на приток, результаты исследований скважин гидродинамическими методами. В терригенном разрезе петрофизические свойства пород во многом обусловлены глинистостью, поэтому здесь наиболее информативны показания электрических методов, методов ПС и ГК. Глинистые породы (аргиллиты) представлены обломочными осадочными породами с размерами частиц менее 0,01 мм. На диаграммах ГИС глинистые породы уверенно выделяются по следующему комплексу признаков: высокие значения метода естественной радиоактивности ГК; низкие показания нейтронных методов НГК или ННК-т; низкие значения удельного сопротивления; положительная аномалия метода ПС; совмещение показаний сопротивлений на диаграмме микрозондов; увеличение диаметра скважины по сравнению с номинальным. Песчаники (размер частиц от 0,1 до 1 мм), являющиеся поровыми коллекторами, вы­деляются в терригенном разрезе по наибольшему отклоне­нию кривой метода ПС от линии глин и минимальной гамма-активности на кривой ГК, в пористых песчаниках отмечается сужение диаметра скважины и положительная аномалия сопротивлений на диаграммах микрозондов. Наилучшими коллекторскими свойствами обладают крупнозернистые песчаники с преобладающим размером частиц от 0,5 до 1 мм. Для среднезернистых и мелкозернистых песчаников (с размерами частиц соответственно 0,1-0,25 мм и 0,25-0,5 мм) по мере уменьшения крупности зерен коллекторские свойства пород ухудшаются. Алевролиты, как промежуточная по размеру частиц фракция между аргиллитами и песчаниками (от 0,01 до 0,1 мм), характеризуются и промежуточными показаниями геофизических методов. Для их пористых разностей наблюдаются повышенные показания метода ГК в сравнении с песчаниками. Карбонатные породы (известняки и доломиты) в основном различаются по типу пустотного пространства и емкостным характеристикам. При выделении поровых коллекторов в карбо­натном разрезе наиболее информативны нейтронные и акусти­ческие методы. Карбонаты характери­зуются широким диапазоном изменения удельных сопротивлений, низкими значениями естественной радиоактивности, высокими значениями нейтронных методов (возрастающими с увеличением плотности породы), зависимостью величины диаметра скважины от структуры пустотного про­странства (в плотных разностях dc=dH, в карстовых полос­тях dc»dH, в карбонатных породах с трещинным пустот­ным пространством возможно dc>dH, в породах с межзер­новой пористостью dc<dH). Гидрохимические осадки (ангидриты, соли) характеризу­ются очень высокими значениями удельного сопротивления, минимальными значениями метода ГК, максимальными показаниями нейтронных методов, номинальными значениями dc. От полноты комплекса геофизических исследований, обоснованности его выбора для конкретных условий, освещенности разреза керном зависит степень детальности расчленения разреза скважины. При решении задач промысловой геофизики используется весь комплексов методов ГИС. На рис.3 приведен пример комплексной интерпретации результатов ГИС терригенных визейских отложений Майкорского месторождения. В верхней части разреза пласт Тл представлен переслаиванием аргиллитов (высокие показания ГК, увеличение диаметра скважины) и глинистых алевролитов (повышенные показания ГК). Продуктивность скважины связана с пластом Бб, в котором по данным интерпретации ГИС в интервале отметок глубин 1789,0-1798,4 м выделен нефтенасыщенный коллектор (низкие показания ГК, сужение диаметра скважины). В интервале отметок глубин 1792,8-1794,4 м по увеличению показаний ГК выделяется заглинизированный пропласток. Выделение коллекторов и неколлекторов позволяет опре­делить в каждой скважине эффективные толщины пластов. При изучении разрезов скважин выделяются: общая толщина горизонта (пласта) – расстояние от кровли до по­дошвы; эф­фективная толщина, равная общей толщине за вычетом тол­щины прослоев неколлекторов; нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина, рав­ная суммарной толщине прослоев нефтенасыщенных (газонасыщенных) коллекторов. В чисто нефтяной (газовой) зоне залежи во внутреннем контуре нефтеносности (газоносности) эффективная толщина равна нефтенасыщенной (газонасыщенной). В водонефтяной (водогазовой) зоне пласта неф­тенасыщенная (газонасыщенная) толщина определяется как часть эффективной в интервале от его кровли до поверхнос­ти ВНК или ГВК. Значения эффективной и нефтегазонасыщенной толщин в пределах площади залежи различаются, иногда довольно су­щественно. С целью графического отображения геологической информации, отображающей распределение толщин, строятся карты изопахит (линий равных толщин). Рис.3. Интерпретация разреза скважины по данным геофизических методов исследований. Майкорское месторождение (Пермский край). 3.2. Расчленение продуктивной части разреза Выделению коллекторов по данным ГИС способствует наличие характерных показаний на различных геофизических кривых. Интерпретация кривых наиболее достоверна при совместном использовании в ком­плексе геофизических и геологических исследований. При этом следует иметь в виду, что керн в ряде случаев не дает достаточно полного представления о положении границ в разрезе залежи. Это связано с низким процентом выноса керна, вследствие чего на поверхность поднимаются преимущест­венно более крепкие и глинистые породы, а рыхлые и силь­нотрещиноватые часто разрушаются при бурении. Длина полученного керна может быть меньше длины интервала проходки, что затрудняет точную привязку керна к глубине. Выделение коллекторов в терригенном и карбонатном разрезах имеет свои особенности. Песчаные и алевролитовые коллекторы в терригенных разрезах, являющиеся обычно поровыми коллекторами, вы­деляются наиболее надежно по совокупности следующих характеристик – наибольшему отклоне­нию кривой метода ПС от линии глин, по минимальной гамма-активности на кривой ГК, по сужению диаметра скважины на кавернограмме в результате образования глинистой корки при фильтрации бурового раствора в проницаемую породу. Для выделения малопористых плот­ных песчано-алевролитовых коллекторов проводят дополни­тельно электрическое микрозондирование, нейтронный гам­ма-каротаж, гамма-гамма-каротаж и акустический каротаж. Для распознавания глинистых коллекторов используют следующий комплекс: амплитуды кривой ПС, удельные сопротивления, кавернограммы, кривые микрокаротажа, гам­ма-каротажную кривую. Коллекторы в карбонатном разрезе имеют различную структуру пустотного пространства. Распознавание отдельных типов по геологическим и геофи­зическим материалам весьма сложно. Петрофизические свойства порового карбонатного коллектора близки к таким же свойствам гранулярных песчаных коллекторов. Выделение коллекторов в карбонатном разрезе в этом случае заключается в расч­ленении разреза на плотные и пористые породы. Основными в комплексе методов выделения пористых карбонатов являются нейтронные методы (низкие показания НГК и ННК-т в поровых разностях). В целом можно говорить о снижении информативности показаний методов ГИС для пропластков менее 1 метра, особенно для карбонатных пластов. При тонком переслаивании плотных и пористых разностей наиболее надежные результаты могут быть полу­чены при привлечении к анализу данных микрозондирования. Задача выделения в карбонатном разрезе трещиноватых и кавернозных пород значительно усложняется, специальные комплексы геофизических исследований и их интерпретация здесь обычно весьма индивидуальна для конкретных пластов. Учитывая отмеченные особенности подходов к расчлене­нию терригенного и карбонатного разрезов, для каждого конкретного объекта (продуктивного горизонта, толщи) в зависимости от литологического состава пород, слагающих разрез, толщин отдельных слоев и пластов выбирается опре­деленный комплекс ГИС, включающий методы, наиболее информативные в конкретных условиях. 3.3. Емкостные свойства пород-коллекторов Способность пород-коллекторов содержать нефть, газ и воду обусловливается наличием в породах пус­тот, которые могут быть представлены порами, кавернами и трещинами. Соответственно емкостные свойства коллекто­ров нефти и газа обусловливаются пористостью, кавернозностью и трещиноватостью. Под пористостью горной породы понимается наличие в ней межгранулярных пор. Количественно пористость породы характеризуется ко­эффициентом пористости, который измеряется в долях еди­ницы или процентах. Различают пористость общую и открытую. Общая (абсолютная) пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные, так сообщающиеся друг с другом. Коэффициентом общей пористости называется отно­шение суммарного объема всех пор в образце породы к объему образца: КОБЩ..П = VПОР / VГП , где КОБЩ.П – коэффициент общей пористости; VПОР – общий объем пор образца породы; VГП – объем образца горной породы. Открытая пористость образуется сообщающимися порами: КП = VС..ПОР / VГП , где КП - коэффициент открытой пористости; VС..ПОР – объем сообщающихся пор образца породы; VГП – объем образца горной породы. В нефтяной геологии необходимо знание величины именно открытой пористости, которая за­висит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов, гранулометрического состава слагающих породу частиц и степени их сцементированности. Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяет­ся в широких пределах - от нескольких процентов до 30%. Количественно КП определяется по образцам в лаборатории или по дан­ным геофизических исследований скважин. Наиболее тесная связь пористости с показаниями ГИС отмечается для методов сопротивления, нейтронных и акустического. Для неглинистых терригенных коллекторов оценка открытой пористости может быть произведена по методу ГК. Сопоставив для интервалов с отбором керна значения КП с показаниями геофизических методов, строят зависимости типа керн-ГИС. На основе зависимостей керн-ГИС для всего фонда скважин, в том числе пробуренных без отбора керна, возможна объективная оценка КП. Рис.4. Зависимость коэффициента открытой пористости от показаний метода ГК. Пласт Мл. Мало-Усинское месторождение (Пермский край) На рис.4 приведен пример зависимости типа керн-ГИС, по которой, зная показания разностного показателя ΔIg, возможно оценить величину КП. Например, при значении ΔIg=0,20 открытая пористость коллекторов по ГИС принимается равной 18%, для чистых от глин коллекторов ΔIg=0 и соответственно КП=0,25. По величине поры нефтяных и газовых коллекторов ус­ловно разделяются на три группы: сверхкапиллярные – диаметром 2-0,5 мм; капиллярные – 0,5-0,0002 мм; субкапиллярные – менее 0,0002 мм. По крупным (сверхкапиллярным) порам и каналам движе­ние нефти, воды и газа происходит свободно, по капил­лярным – при значительном участии капиллярных сил, в субкапиллярных каналах в природных условиях жидкости перемещаться не могут. Породы, пустоты в ко­торых представлены в основном субкапиллярными порами и каналами, независимо от значения коэффициента общей пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов, т.е. отно­сятся к неколлекторам (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.). К поровому типу относятся практически все терригенные коллекторы. В песчаниках и алевролитах общая пористость обычно на 5-6% больше открытой. Кавернозность горных пород обусловливается существо­ванием в них вторичных пустот в виде каверн, что свойственно карбонатным коллекторам. Следует раз­личать породы микрокавернозные и макрокавернозные. К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот в виде пор выщелачивания с диаметром каверн до 2 мм, ко вторым – с рассеянными в породе более крупными кавер­нами, размеры которых достигают нескольких сантиметров. Микрокавернозные карбонатные коллекторы на практике нередко отождествляют с поровыми, посколь­ку для них открытая емкость образована мелкими сообщающимися пустотами. Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не превышает 15%, но может быть и больше. Макрокавернозные коллекторы в чистом виде встречают­ся редко, их пустотность достигает не более 1-2%. При больших толщинах продуктивных карбонатных отложений и при такой емкости коллектора запасы залежей могут быть весьма значительными. Микрокавернозная пустотность может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных методов. Макрокавернозная пустотность не мо­жет быть в достаточной мере отражена образцами и потому оценивается по геофизическим данным. Поскольку в процес­се дренирования залежи в основном могут участвовать мак­рокаверны, пересеченные макротрещинами, изучение макро-кавернозности следует проводить вместе с изучением трещиноватости. Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обус­ловливается наличием в них трещин, не заполненных твер­дым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми кол­лекторами, приурочены большей частью к плотным карбо­натным коллекторам. Наличие разветвленной сети трещин, пронизываю­щих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам. По величине раскрытости трещин выделяют макротрещины шириной более 40-50 мкм и микротрещины шириной до 40-50 мкм. Макротрещиноватость в основном свойственна карбонат­ным коллекторам. Тре­щины, влияющие на процесс фильтрации и работу скважин, в керне обычно не фиксируются, так как при отборе из таких интервалов керн распадается на части. Изучение макротрещиноватости проводят на основе визуального исследова­ния стенок скважины по фотографиям, полученным с помо­щью глубинных телекамер, а также по дан­ным гидродинамических исследований скважин. Микротрещиноватость изучают на боль­ших шлифах или крупных образцах кубической формы со стороной куба 5 см. Трещинная емкость пород-коллекторов составляет от до­лей процента до 1-2%. Трещиноватая порода представляет собой совокупность огромного количества элементарных геологических тел, ог­раниченных макротрещинами. Объем породы такого элемен­тарного тела называют матрицей. Коллектор является чисто трещинным, если плотная матрица не содержит других пустот или содержит мик­ротрещины. Однако матрице часто свойственно наличие пор. При этом матрица может быть малопроницаемой и дрени­роваться только за счет связи с макротрещинами, а может обладать и собственной достаточно высокой проницаемос­тью. Наличие макротрещиноватости обеспечивает включение в процесс дренирования и каверн в кавернозном коллекторе. Таким образом, чаще всего трещины играют роль каналов фильтрации жидкости и газа, связывающих воедино все сложное пустотное пространство пород-коллекторов. При одновременном участии в дренировании двух или всех трех видов пустот (пор, каверн, трещин) коллектор от­носят к типу смешанных. В чистом виде трещинные коллекторы встречаются весьма редко. Коллекторы смешанного типа более свойственны карбонатным породам. Нефте- и газонасыщенные пласты всегда содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой во­ды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше раз­мер пустот и проницаемость коллектора. Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно-связанной пленки на стенках пор, каверн, трещин, в изо­лированных пустотах и в капиллярно-связанном состоянии в непроточной части пустот. Для нефтегазопромысловой геоло­гии интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве. Коэффициентом нефтенасыщенности КН (газонасыщенности КГ) называется отношение объема нефти (газа), содер­жащейся в открытом пустотном пространстве, к его суммарному объему: КН = VН / VС..ПОР , где КН - коэффициент нефтенасыщенности; VН – объем нефти в образце горной породы; VС..ПОР – объем сообщающихся пор образца породы. Коэффициентом водонасыщенности КВ коллектора, со­держащего нефть или газ, называется отношение объема ос­таточной воды, содержащейся в открытом пустотном прост­ранстве, к суммарному объему открытых пустот. Для нефтенасыщенного коллектора: КН + КВ = 1. При подсчете запасов нефти и газа и проектировании разработки требуется знание коэффициентов нефте- и газо­насыщенности. Величину коэффициента нефтенасыщенности КН (также как и КГ) находят через содержание ос­таточной воды как разность: КН = 1– КВ. Количество остаточной воды может быть определено спо­собами экстрагирования образцов керна или по данным ГИС. Содержание в породах-коллекторах остаточной воды и ее состояние оказывают большое влияние на процессы вытес­нения углеводородов из пустотного объема при разработке залежей. Количество, состав и состояние остаточной воды связаны со свойствами поверхности минерального вещества, с харак­тером пустот, со свойствами нефти, газа и самой воды. По­роды-коллекторы даже в пределах одной залежи могут отли­чаться по характеру смачиваемости. Остаточная вода может в виде тонкой пленки покрывать всю поверхность пустот. Та­кую поверхность называют гидрофильной (хорошо смачива­емой водой). В других случаях поверхности зерен могут не смачиваться водой вследствие адсорбции на них пленки неф­ти. Такие породы называют гидрофобизированными нефтью или гидрофобными. В гидрофильных породах процесс вытесне­ния нефти из пустотного пространства протекает легче, чем в гидрофобных. Иногда к гидрофобным условно относят породы, содержащие менее 10% остаточной воды (КВ<0,1). Однозначный вывод о гидрофобизации пород можно сделать только на основе определений их смачиваемости в лабораторных условиях. 3.4. Фильтрационные свойства пород-коллекторов Важнейшим свойством пород-коллекторов яв­ляется их способ­ность пропускать через себя жидкости и газы при создании перепада давления (депрессии). Такое свойство горных пород называют проницаемостью k. В процессе разработки залежей в пустотном пространстве пород-коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т.е. однофазная фильтрация. При дру­гих обстоятельствах может происходить двух- или трехфазная фильтрация – совместное перемещение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды. В разных условиях фильтрации проницаемость породы-коллектора для каждой фазы будет существенно иной. По­этому для характеристики проницаемости введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей. Под абсолютной понимается проницае­мость, определенная при условии насыщения породы однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Абсолютная проницаемость зависит только от свойств самой породы. Физический смысл проницаемости заключается в том, что она характеризует площадь сечения каналов пус­тотного пространства, по которым происходит движение флюидов. При оценке проницаемости используют размерность мкм2 (внесистемная единица Дарси – Д) или 10-3 мкм2 (мД). Абсолютная проницаемость продуктивных нефтегазовых коллекторов колеблется в очень широких пределах – от не­скольких тысячных до единиц мкм2. Среди разрабатываемых ши­роко распространены залежи со средней проницаемостью коллекторов 0,03-1,0 мкм2. Фазовой называется проницаемость пород для дан­ных жидкости или газа при движении в пустотном простран­стве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз и от их физико-химических свойств. Фазовая проницаемость закономерно уменьшается по мере уменьшения объемной доли данной фазы в фильтрационном потоке. Относительной проницаемостью породы называется отношение фазовой проницаемости данной фазы к абсо­лютной. Экспериментально исследован характер потоков с разным сочетанием фаз. Результаты исследований обычно представляют в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от изменяющейся в процессе разработки степени насыщенности пустотного пространства разными фазами. С ростом обводненности пластов фазовая и относительная проницаемости нефти и газа снижаются, для воды - увеличиваются. Зависимость изменения относительных проницаемостей для нефти и воды при росте коэффициента водонасыщенности приведена на рис.5. При КВ>0,70 фазовая проницаемость по нефти для пласта Бб Шатовского месторождения становится равной нулю, после чего нефть не участвует в процессе фильтрации. Для месторождений нефти на конец их разработки, когда продуктивный пласт интенсивно промыт водой, некоторая доля остаточных запасов нефти всегда остается в пласте. При разведке и разработке месторождений нефти и газа проницаемость продуктивных пластов определяют по результатам гидродинамических исследований скважин или по установленным на образцах керна петрофизическим зависимостям проницаемости от пористости или нефтенасыщенности пород, с ростом которых для поровых коллекторов k увеличивается. Пример такой устойчивой зависимости k=f(КП) для пласта Тл Западно-Ельниковского месторождения приведен на рис.6, где максимальная проницаемость (k>0,1 мкм2) характерна для коллекторов с высокой пористостью (КП>0,20). 3.5. Детальная корреляция разрезов скважин В строении осадочной толщи, в том числе и продуктивных отложений, принимают участие породы, различающиеся по времени образования, литологическому составу, коллекторским свойствам и т.п. Осадочные породы обладают свойством слоистости и располагаются в геологи­ческом разрезе в определенной последовательности че­редования пачек, пластов, слоев с разными свойствами. Рис.5. Зависимость относительных проницаемостей от коэффициента водонасыщенности. Пласт Бб. Шатовское месторождение (Пермский край) Рис.6. Зависимость абсолютной проницаемости от коэффициента открытой пористости. Пласт Тл. Западно-Ельниковское месторождение (Удмуртия) Выделение в разрезе и прослеживание по площади на основе сопоставления разрезов сква­жин одно­именных комплексов, горизонтов и пластов, выяснение усло­вий их залегания, степени постоянства состава и толщины осуществляют с помощью корреляции разрезов скважин. При выполнении кор­реляции за основу берется интерпретация геофизических исследований скважин, данные исследований керна и опробования скважин. В зависимости от решаемых задач различают региональ­ную, общую и детальную корреляцию. Региональную корреляцию проводят в пределах региона или бассейна седиментации в целях стратиграфического рас­членения разреза, определения последовательности напласто­вания литолого-стратиграфических комплексов, выявления несогласий в залегании пород. Результаты региональной корреляции используют при решении поисковых задач и в качестве основы для общей корреляции. Общую корреляцию выполняют в пределах месторождений с целью выде­ления в разрезах скважин одноименных стратиграфических свит, литологических пачек, продуктивных и маркирующих горизонтов. При общей корреляции сопоставляются разрезы скважин по всей вскрытой толщине от их устьев до забо­ев. Детальную корреляцию проводят для продуктивной части разреза на стадии подготовки залежи к разработке и в пери­од разработки. Основная задача детальной корреляции – обеспечить построение модели, адекватной реальному геологическому объекту. При этом должны быть решены зада­чи выделения границ продуктивного пласта, определения его расчлененности на пропластки, выявления соотношений в залегании проницаемых и непроницаемых пород, характера изменчивости по площади каждого отдель­ного пласта и др. Рис.7. Корреляционная схема. Пласт Т. Падунское месторождение (Пермский край) Корреляция часто бывает затруднена из-за литолого-фациальной изменчивости по площади прослоев пород, сла­гающих горизонт. Особенно подвержены литолого-фациальной изменчивости песчаные пласты-коллекторы, ко­торые могут полностью или частично замещаться алевролитами, глинистыми алевролитами, а нередко и глинами. В карбонатных разрезах границы между выделенными пропластками могут становиться нечеткими вследствие вторич­ных процессов. Поэтому детальная корреляция разрезов, сложенных карбонатными отложениями, особенно сложна. Пример построения корреляционной схемы для карбонатных отложений приведен на рис.7. Из рис.7 видно, что пласт Т не выдержан по толщине. Максимальные общие толщины он имеет в скважинах 257, 292, минимальную толщину – в скважине 183. При детальной корреляции важное значение имеет выде­ление в разрезе реперов и реперных границ. Репером назы­вается выдержанный по площади и по толщине пласт, литологически отличающийся от выше- и нижележа­щих пород и четко фиксируемый на диаграммах ГИС. Ино­гда на диаграммах четко фиксируется только одна граница пласта (его подошва или кровля). Хорошими реперами являются прослои, пред­ставленные глинами (аргиллитами), так как обычно они залегают на значи­тельной площади и имеют четко выраженные граничные по­верхности. На диаграммах ГИС глины четко фиксируются по кавернограммам, кривым ПС и ГК. На основе детальной корреляции выполняются все геологичес­кие построения, отображающие строение залежей нефти и газа. От правильного ее проведения во многом зависят точность подсчета запасов, обос­нованность принимаемых при разработке технологических решений, надежность прогноза конечного нефтеизвлечения и др. 4. Запасы месторождений нефти и газа 4.1. Степень изученности месторождений нефти и газа. Категоризация запасов Изучение потенциально нефтегазоносных объек­тов направлено на их локализацию и выявление залежей нефти и газа. До того момента, пока первая скважина не вскрыла продуктивный пласт, можно лишь предпола­гать наличие в нем залежи углеводородов, что устанавливается опробованием или с помощью комп­лекса промыслово-геофизических и других исследований. Факт ус­тановления продуктивности горизонтов и пластов, т.е. факт вы­явления залежей, служит границей, разделяющей запасы и ресур­сы. Масса нефти и конденсата (тыс.т) и объем газа (млн м3) на дату подсчета в вы­явленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называются запасами. На подсчи­танную величину запасов влияют объем и качество информации, полученной при поисковых и разведочных работах и разработке, а также применяемые методы подсчета. Подсчитываемые запасы одной и той же залежи по мере на­копления фактических данных на разных стадиях геологоразве­дочных работ или с учетом данных эксплуатационного разбуривания и разработки могут претерпевать существенные изменения. Чем выше степень изученности залежи, тем достовернее подсчитан­ные запасы и выше их категорийность. Наряду с выявленными залежами в нефтегазоносных пластах, а также в литолого-стратиграфических комплексах объектов, не изученных поисковым бурением, могут содержаться скопления УВ, наличие которых предполагается на основании площадных ге­олого-геофизических исследований (прежде всего сейсморазведка) и сложившихся представлений о геологическом строении. Это предполагаемые залежи в продуктив­ных, но не вскрытых бурением пластах на установленных место­рождениях или на подготовленных к бурению площадях, а также в литолого-стратиграфических комплексах с доказанной и предпо­лагаемой нефтегазоносностью. Масса нефти и конденсата (тыс. т) и объем газа (млн. м3) на дату оценки, при­веденные к стандартным условиям, в указанных выше объектах называются ресурсами. Ресурсы по степени их изу­ченности и обоснованности подразделяются на прогнозные – категории Д1, Д2 и перспективные – категория С3. Прогнозные ресурсы оцениваются на стадиях региональных работ в районах, по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона (категория Д1) и для территорий, где промышленная нефтегазоносность еще не доказана (категория Д2). К категории С3 относят ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района. Перспективные ресурсы нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категорий С1 и С2. Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компо­нентов, имеющих промышленное значение, по степени изученно­сти подразделяются на пред­варительно оцененные – категория С2 и промышленные (разведанные) категории А, В, C1. Запасы полезных компонентов, содержащихся в нефти и газе в промышленных количествах, а также их перспективные и прог­нозные ресурсы соответственно подсчитываются или оцениваются по тем же категориям и в тех же границах, что и содержащие их полезные ископаемые. Категория 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 или в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений. Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и кон­денсата определены в общих чертах по результатам геологиче­ских и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями. Запасы категории С2 используются для определения перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышележащие пласты и частично для проектирования разработки залежей. Категория C1 – запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть, скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологи­ческих и геофизических исследований в неопробованных скважинах. Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент, вытесне­ния нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным залежам установлена про­мышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бу­рения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями. Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки место­рождения. Категория В – запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разра­ботки, изучены в степени достаточной для составления проекта разработки залежи. Запасы по категории В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения. Категория А – запасы залежи (ее части), изученной с де­тальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств; нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим рабо­ты, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и другие). 3апасы по категории А подсчитываются по залежи (ее части) разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения. 4.2. Промышленная ценность месторождений Как собственник недр государство ведет учет принадлежащих ему полезных ископаемых. С целью учета состояния минерально-сырьевой базы ведется государственный баланс запасов полезных ископаемых, который содержит сведения о количестве, качестве и степени изученности запасов месторождений каждого вида полезных ископаемых, имеющих промышленное значение, а также об их размещении, степени промышленного освоения, добыче, потерях и обеспеченности промышленности разведанными запасами. Находящиеся в недрах запасы нефти, газа, кон­денсата и содержащихся в них компонентов, имеющие промыш­ленное значение, относят к геологическим запасам. В геологических запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное зна­чение, подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы. Извлекаемые запасы – часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании сов­ременных технических средств и технологии добычи с учетом до­пустимого уровня затрат и соблюдения требова­ний по охране недр и окружающей среды. Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании технологических и технико-экономи­ческих расчетов и утверждаются Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых ГКЗ РФ с учетом заключений по ним Министерства природных ресурсов МПР РФ. На месторождениях, введенных в разработку, классификация запасов обязывает производить перевод запасов категорий C1 и С2 в более высокие категории по данным бурения и исследования добывающих скважин, а в необходимых случаях – по данным доразведки. В тех случаях, когда в результате доразведки, проведен­ной на разрабатываемом месторождении, геологические и извлекае­мые запасы категорий A+B+C1 изменяются по сравнению с ра­нее утвержденными ГКЗ РФ более чем на 20%, необходимо проводить пересчет запасов. Пересчет запасов производится и в тех случаях, когда в про­цессе разработки или доразведки залежей намечается списание запасов категорий A+B+C1, не под­твердившихся или не подлежащих отработке по технико-экономи­ческим причинам, превышающее нормативы, установленные дейст­вующим положением о порядке списания запасов полезных иско­паемых с баланса предприятий по добыче нефти и газа. При пересчете запасов на разрабатываемых месторождениях необходимо сопоставить данные разведки и разработки по запа­сам, условиям залегания, эффективной нефте(газо)-насыщенной тол­щине, площади залежи, коллекторским свойствам пород и их нефте(газо)-насыщенности, коэффициентах извлечения. При анализе ба­ланса движения запасов следует установить конкретные причины изменений запасов и их категорийности. 4.3. Геолого-промысловые характеристики залежей нефти и газа Нефтяные залежи по ряду геолого-промысловых признаков классифицируются следующим образом. По коллекторским свойствам: - низкопроницаемые – до 50·10-3 мкм2; - проницаемые – от 50 до 100·10-3 мкм2; - высокопроницаемые – более 100·10-3 мкм2. По вязкости нефти: - маловязкие – до 10 мПа·с; - повышенной вязкости – 10-30 мПа·с; - вязкие – 30-60 мПа·с; - высоковязкие – 60-3000 мПа·с; - сверхвязкие (битуминозные) – 3000-10000 мПа·с; - природные битумы – более 10000 мПа·с. По содержанию серы: - малосернистые – массовая доля серы до 0,6%; - сернистые – от 0,6 до 1,8%; - высокосернистые – от 1,8 до 3,5%; - особо высокосернистые – более 3,5%. По плотности нефти (при температуре 20ºС): - особо легкие – до 830 кг/м3; - легкие – от 830 до 850 кг/м3; - средние – от 850 до 870 кг/м3; - тяжелые – от 870 до 895 кг/м3; - битуминозные – свыше 895 кг/м3. По начальному значению дебитов скважин: - низкодебитные – до 7 т/сут; - среднедебитные – 7-25 т/сут; - высокодебитные – более 25-200 т/сут; - сверхвысокодебитные – более 200 т/сут. Нефтяные месторождения по величине извлекаемых запасов подразделяются: - мелкие – менее 15 млн. тонн; - средние – от 15 до 60 млн. тонн; - крупные – от 60 до 300 млн. тонн; - уникальные – более 300 млн. тонн. Помимо указанных характеристик влияние на выбор систем разработки, эффективность эксплуатации месторождений нефти и в конечном итоге на перспективы нефтеизвлечения оказывают строение природных резервуаров, их неоднородность и расчлененность, условия залегания пород, режим залежей, тип цемента и т.д. С учетом этого геолого-физические условия залежей подразделяют на благоприятные для извлечения нефти с применением традиционных методов заводнения и неблагоприятные. Соответственно этому все разведанные запасы делятся на сравнительно легко извлекаемые (активные) и трудноизвлекаемые. К группе активных относят запасы, при разработке которых традиционными методами вытеснения нефти водой обеспечиваются высокие темпы отбора и проектный коэффициент извлечения нефти КИН более 0,4-0,5. Это преимущественно запасы залежей, содержащих маловязкие нефти (до 10 мПа·с) в высокопродуктивных коллекторах. Под трудноизвлекаемыми понимают запасы, для которых при традиционных методах вытеснения характерны низкие темпы отбора и проектный КИН не более 0,2-0,3. Эта группа включает запасы всех залежей с повышенной и высокой вязкостью, а также залежи маловязких нефтей в слабопроницаемых коллекторах, водо-нефтяных зонах с небольшой нефтенасыщенной толщиной (менее 3 м) и незначительной долей нефтенасыщенной части пласта в общей толщине коллектора, а также залежи в нетрадиционных коллекторах. Месторождения природных газов в зависимости от состава и свойств насыщающих их флюидов, подразделяются на: - газовые - насыщены легкими углеводородами парафинового ряда с содержанием метана до 98%; - газоконденсатные - насыщены углеводородами парафинового ряда в составе которых имеется достаточно большое количество углеводородов от пентана и тяжелее, конденсирующихся при изменении пластового давления; - газонефтяные - имеют газовую шапку и нефтяную оторочку; - газогидратные - содержат в продуктивных пластах газ в твердом гидратном состоянии. Месторождения природного газа по величине извлекаемых запасов подразделяются на: - мелкие – менее 40 млрд. куб. метров; - средние – от 40 до 75 млрд. куб. метров; - крупные – от 75 до 500 млрд. куб. метров; - уникальные – более 500 млрд. куб. метров. 5. Геологическое моделирование залежей углеводородов 5.1. Виды геологических моделей залежей углеводородов Различают два вида промыслово-геологических моделей залежей: статические и динамические. Статическая модель отражает все промыслово-геологические свойства залежи в ее природном виде, не за­тронутом процессом разработки: - геометрию начальных внешних границ залежи; - условия залегания пород коллекторов в пределах залежи; - границы залежи с разным характером насыщения коллекторов (нефть, газ, вода); - геометризацию частей залежи с разными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЭС) коллекторов. Эти направления моделирования, составляющие геометри­зацию залежей, дополняются данными о свойствах в пласто­вых условиях нефти, газа, воды, о термобарических условиях залежи, о природном режиме и его потенциальной эффек­тивности при разработке (энергетическая характеристика залежи) и др. Статическая модель постепенно уточняется и детализиру­ется на базе дополнительных данных, получаемых при раз­ведке и разработке залежи. Динамическая модель характеризует промыслово-геологические особенности залежи в процессе ее разработки. Она составляется на базе статической модели, но отражает изме­нения, произошедшие в результате отбора определенной час­ти запасов углеводородов. В динамической модели должны быть отражены: - текущие внешние границы залежи; - зоны «промытого» водой или другими агентами объема залежи; - границы участков залежи, не включенных в процесс дре­нирования; - фактическая динамика годовых показателей разработки; - состояние фонда скважин; - текущие термобарические условия во всех частях залежи. Важное место при статическом моделировании занимает решение задачи геометризации зале­жи. Форма за­лежи отображается на картах в изогипсах, получивших название структурных, на которых находят по­ложение внешнего и внутреннего контура нефтеносности, а также при их наличии – положение литологических и дизъ­юнктивных границ залежи. Внутреннее строение залежи отражают путем составления детальных корреляционных схем, геологических разрезов (профилей), различных карт в изолиниях или услов­ных обозначениях. При динамическом моделировании также широко исполь­зуют графическое моделирование –построение карт по­верхностей нефти и внедрившейся в залежь воды, графиков и карт разработки, карт изобар и др. В настоящее время для решения задач геометризации залежи широко используются трехмерные цифровые геологические модели. Под цифровой трехмерной геологической моделью (ГМ) месторождения понимается представление продуктивных пластов и вмещающей их геологической среды в виде набора трехмерных цифровых кубов. Программный комплекс геологического моделирования должен иметь возможность оперативного внесения новых полученных данных в геологическую модель и возможность ее оперативной корректировки с учетом полученной новой геологической информации.

Похожие:

	Методические указания по выполнению внеаудиторных самостоятельных... И. В. Федоренко, преподаватель спецдисциплин огбпоу «Томский политехнический техникум»		Учебное пособие для студентов специальности 090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» Учебное пособие предназначено для студентов технических вузов, обучающихся по направлению “Нефтегазовое дело”
	Методические рекомендации По организации внеаудиторной самостоятельной... «Информатика» разработаны в соответствии с Федеральными государственными образовательными стандартами среднего профессионального...		Общие положения Краевого конкурса профессионального мастерства по специальности 131018 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»...
	Методическое указаниЕ «Нетрадиционные технологии ремонта скважин», часть 1 – Кислотная обработка скважин с помощью технологий гибких труб для студентов...		1. Являются ли обязательными для исполнения "Правила безопасности... Б аттестация руководителей и специалистов организаций, осуществляющих разработку нефтяных и газовых месторождений
	Вид занятий и количество часов Обеспечивающая кафедра: Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений		«Югорский государственный университет» методические указания по подготовке... Федеральным государственным образовательным стандартом среднего профессионального образования по специальности 21. 02. 01 Разработка...
	Лангепасский нефтяной техникум Федерального государственного образовательного стандарта среднего профессионального образования по специальности 21. 02. 01 Разработка...		Условия эффективной эксплуатации пхг при двухфазном режиме работы эксплуатационных скважин Специальность 25. 00. 17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
	Учебное пособие предназначено для студентов заочного отделения фармацевтического... Учебное пособие предназначено для студентов заочного отделения фармацевтического факультета, обучающихся по специальности 060108...		Учебное пособие предназначено для студентов заочного отделения фармацевтического... Учебное пособие предназначено для студентов заочного отделения фармацевтического факультета, обучающихся по специальности 060108...
	Учебное пособие предназначено для студентов заочного отделения фармацевтического... Учебное пособие предназначено для студентов заочного отделения фармацевтического факультета, обучающихся по специальности 060108...		Учебное пособие для студентов специальности 271200 «Технология продуктов... Учебное пособие предназначено для изучения теоретической части курса «Ресторанное дело». Предназначено для студентов вузов, преподавателей....
	Учебное пособие по дисциплине «Иностранный язык» Учебное пособие предназначено для студентов и преподавателей технических средних специальных учебных заведений по специальности «Сварочное...		Учебное пособие к практическим занятиям для студентов специальности 050715 «Логопедия» Учебное пособие составлено в соответствии с требованиями действующего Государственного образовательного стандарта высшего профессионального...