Группы запасов нефти и газа

При оценке запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промыш­ленное значение компонентов подсчитываются и учитываются:

геологические запасы - количество нефти, газа, конденсата, находящееся в недрах;

извлекаемые запасы - часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчета запасов экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Запасы месторождений нефти и газа, расположенные в пределах охранных зон круп­ных водоемов и водотоков, населенных пунктов, сооружений, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, оцениваются на основании технико-экономических расчетов, в которых учитываются затраты на пере­нос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений.

Группы месторождений (залежей) по величине запасов, сложности геологического строения

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

уникальные - более 300 млн т нефти или 500 млрд м3газа;

крупные - от 60 до 300 млн т нефти или от 75 до 500 млрд м3газа;

средние - от 15 до 60 млн т нефти или от 40 до 75 млрд м3газа;

мелкие - менее 15 млн т нефти или 40 млрд м3газа.

По сложности геологического строения выделяются залежи:

простого строения - однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабона­рушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанно­стью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, либо тектонических нарушений;

очень сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как нали­чием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержан­ностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным залежам относятся:

а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;

б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к плас­там-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным кон­денсатом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи двухфазные залежи подраз­деляются на:.

а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (нефти более 0,75);

б) газо- или газоконденсатнонефтяные (нефти от 0,50 до 0,75);

в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (нефти от 0,25 до 0,50);

г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (нефти менее 0,25).

1.2.3. Резервы углеводородов

Новый подход к классификации ресурсов углеводородов. К.А.Клещев (ВНИГНИ), Н.А.Крылов (ВНИИгаз), Ю.П.Мирончев (ВНИГНИ). Геология нефти и газа, № 3-4, 1999. С. 45-48.

По действующей "Классифика­ции запасов месторождений, перс­пективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов" к не­разведанным относятся перспектив­ные ресурсы категории С3и про­гнозные - категорий Д1и Д2. Меж­ду степенями обоснованности ре­сурсов выделенных категорий име­ется принципиальная разница. Она заключается в том, что ресурсы ка­тегорий С3и Д1оцениваются в стратиграфических комплексах с доказанной промышленной нефтегазоносностью, а прогнозные ре­сурсы категории Д2— в стратигра­фических комплексах крупных ре­гиональных структур, промышлен­ная нефтегазоносность которых не доказана. То есть в понятии "про­гнозные ресурсы" объединены принципиально разные, с точки зре­ния главных классификационных признаков, категории. В одном слу­чае — это ресурсы, прогноз кото­рых базируется на факторе нали­чия одного или совокупности про­мышленных скоплений УВ, в дру­гом — только на прямых или кос­венных геологических свидетельст­вах в пользу возможной нефтегазо­носности оцениваемого объекта.

Ресурсы категории С3имеют строгую привязку к конкретным вы­явленным локальным структурам, а ресурсы категории Д1— к конкрет­ным статиграфическим комплек­сам, изученным, по крайней мере, на базовых (эталонных) участках бурением, геофизическими метода­ми и набором промысловых иссле­дований. Наислабейшее звено при использовании этой классификаци­онной системы — категория Д2, ко­торая в большинстве случаев бази­руется на материалах геологиче­ской аналогии с близко или отда­ленно расположенными нефтегазоносными регионами сходного гео­логического строения. Допустимые параметры этой аналогии строго не очерчены, в результате чего к кате­гории Д2относятся как объекты с "почти доказанной нефтегазоносностью" типа Московской синеклизы, так и практически неизученные, проблематичные по своему факту существования стратиграфические комплексы, например, в разрезах акваторий морей восточного секто­ра Арктики (Лаптевых, Восточ­но-Сибирского) и т.п.

Совершенствование действую­щей классификации и систем учета неразведанных ресурсов УВ России должно быть направлено прежде всего на уточнение и дополнитель­ную дифференциацию категории Д2. Анализ структуры начальных суммарных ресурсов (НСР) России показал, что прогнозные ресурсы категории Д2составляют от НСР по нефти 20 %, а по газу 32 %. В структуре же перспективных и про­гнозных ресурсов доля проблема­тичных Д2возрастает по нефти до 32 %, по газу до 45 %. Значитель­ная часть ресурсов УВ России оце­нена по категории Д2в регионах, промышленная нефтегазоносность которых только предполагается.

Для конкретизации оценки не­выявленных объемов УВ предлага­ется наряду с понятием "ресурсы" ввести понятие "резервы", что по­зволит более четко дифференциро­вать оценки нефтегазового потен­циала объектов с доказанной и не­доказанной нефтегазоносностью.

Ресурсы — это термин широко­го пользования, обозначающий на­чальное или текущее (после начала разработки) количество УВ в недрах нефтегазоносных бассейнов (про­винций), определяемое по результа­там региональных, поисковых и раз­ведочных работ и разработки место­рождений. В ресурсы не включают­ся предполагаемые количества УВ в недрах осадочных бассейнов, где нефтегазоносность еще не установ­лена. Правильное понимание ресур­сов требует обязательного введения дополнительных определений, кото­рые должны показать, идет ли речь обо всех ресурсах или только о рен­табельных для разработки; о ресур­сах в целом или об их извлекаемой части; о начальных ресурсах или ре­сурсах на дату подсчета после нача­ла разработки; о суммарных ресур­сах или только неразведанных.

Начальные суммарные ресур­сы — это начальный (т.е. до начала промышленной эксплуатации) объ­ем ресурсов нефти, газа, конденса­та в недрах осадочных комплексов (или "плеев"), промышленная неф­тегазоносность которых доказана результатами геолого-разведочных работ. Начальные суммарные ре­сурсы слагаются из объемов накоп­ленной добычи, текущих запасов месторождений категорий А, В, C1и С2, перспективных ресурсов кате­гории До (С3) и прогнозных ресур­сов категорий Д1и Д2(таблица).

Категория Д 2— прогнозные ресурсы стратиграфических комп­лексов в нефтегазоносном бассей­не, промышленная нефтегазонос­ность которых в пределах региона­льной структуры еще не доказана. Это ресурсы "плеев" с недоказан­ной нефтегазоносностью в пределах нефтегазоносных бассейнов. Ресурсы категории Д2прогнозиру­ются на основе комплекса имею­щихся геолого-геохимических и гео­физических данных, а также анало­гии с выше- или нижележащими нефтегазоносными комплексами. Количественная оценка ресурсов носит вероятностный характер и по степени достоверности неравноценна оценке запасов промышленных кате­горий. Поэтому необходимо сопро­вождать подсчет ресурсов вероятно­стным распределением оценок.

Резервы — это предполагае­мое количество УВ в пределах оса­дочных бассейнов, промышленная нефтегазоносность которых не установлена, но допускается на основании благоприятных геоло­го-геофизических и геохимических характеристик или по аналогии с известными бассейнами (провинци­ями) с доказанной нефтегазоносностью. Чтобы подчеркнуть отличие резервов от ресурсов, предлагается индексировать их буквой Е.

Резервы могут быть оценены количественно только для крупных территорий и акваторий без лока­лизации с использованием внешних эталонов методами геологических аналогий или объемно-генетическим методом и характеризуются более низкой достоверностью, чем прогнозные ресурсы. С точки зре­ния современной изученности и подготовленности к прогнозной оценке резервы неоднородны и условно могут быть подразделены на категории E1, E2 и E3.

Категория E1 — Возможные резервы УВ, т.е. предполагаемый объем УВ в недрах недостаточно изученных территорий (акваторий), непосредственно примыкающих к бассейнам с доказанной нефтегазоносностью и обладающих сущест­венными элементами геологическо­го сходства (аналогии) с последни­ми. К этой категории можно отнес­ти предполагаемые УВ Московской, Мезенской, Тунгусской синеклиз и др.

Категория E2 — потенциаль­ные резервы УВ в недрах неизучен­ных или слабоизученных террито­рий (акваторий), об ожидаемой нефтегазоносности которых можно судить преимущественно по ана­логии с соседними или отдаленными нефтегазоносными бассейнами. К ним относятся предполагаемые УВ на акваториях Чукотского, Лаптевых, Восточно-Сибирского морей и др.

Категория E3- гипотетиче­ские резервы УВ, теоретически до­пускаемые, например, в каменноугольно-девонском автохтоне под аллохтонными структурами Магни­тогорского синклинория Урала, в газогидратных залежах морей и зон вечной мерзлоты, в сверхглубо­ких горизонтах (9-10 км и ниже), в структурах глубоководных аквато­рий, не доступных современному изучению и использованию и др.

Таким образом, количествен­ная оценка перспектив нефтегазо­носности с использованием понятий "ресурсы" и "резервы" становится более объективной, так как более четко, чем при действующем сейчас классификационном подходе, раз­граничивает прогнозные объекты с разной степенью обоснованности геологическими материалами.

В случае отсутствия обосно­ванных данных для количественной оценки перспектив нефтегазонос­ности следует ограничиться только качественной оценкой. Для таких объектов рекомендуется выделять земли: перспективные, малоперс­пективные и бесперспективные. Ка­чественная оценка перспектив неф­тегазоносности по своей значимо­сти сопоставима с количественной оценкой резервов УВ.

Количественная оценка про­гнозных ресурсов используется при обосновании объемов и направле­ний поисково-разведочных работ, планирования прироста запасов не­фти и газа и при прогнозах разви­тия нефтяной и газовой промыш­ленности на перспективу. Оценки резервов и качественные оценки, основанные, как правило, на общих аналогиях геологического строе­ния, целесообразно использовать при планировании региональных работ и выборе направлений нача­льной стадии поисков.

1.4. КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН, БУРЯЩИХСЯ ПРИ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТАХ И РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Временная классификация скважин, бурящихся при геолого-разведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей). Приложение №3 к журналу «Минеральные ресурсы России», 2001.

Правила разработки нефтяных и газовых месторождений. М., 1987.

Классификация скважин устанавливает единые категории скважин, сооружаемых с целью региональных исследований, выявления и подготовки структур, поисков, развед­ки и разработки нефтяных и газовых месторождений или залежей.

Все скважины, бурящиеся при геолого-разведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений или залежей, независимо от источников финансирования под­разделяются на следующие категории: опорные, параметрические, структурные, по­исково-оценочные, разведочные, эксплуатационные, специальные.

Опорные скважины бурят для изучения геологического строения крупных геострук­турных элементов земной коры, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления, с целью выбора наи­более перспективных направлений геолого-разведочных работ на нефть и газ.

Бурение опорных скважин является составной частью комплекса региональных геолого-геофизических исследований на нефть и газ.

В зависимости от геологической изученности региона и сложности решаемых задач опор­ные скважины могут закладываться в районах, не исследованных бурением, с целью все­стороннего изучения разреза осадочного чехла и установления возраста и ве­щественного состава фундамента (в тех случаях, когда последний может быть вскрыт данной скважиной), или в относительно изученных бурением районах для всестороннего изучения нижней части разреза, ранее не вскрытой бурением, или для решения принци­пиальных вопросов геологического строения и перспектив нефтегазоносности района.

Параметрические скважины бурят для изучения геологического строения, геолого-ге­офизических характеристик разреза и оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления, выявления наиболее перспективных районов для поисковых работ.

Бурение параметрических скважин является ведущим видом региональных геолого-гео­физических исследований на нефть и газ в относительно изученных районах.

Скважины этой категории следует закладывать в пределах локальных структур или на сейсморазведочных профилях.

Структурные скважины бурят в ряде районов для выявления и подготовки к поиско­вому бурению перспективных площадей.

Структурные скважины закладывают:

для выявления и подготовки площадей (структур) к поисковому бурению, где ре­шение этих задач полевыми геофизическими методами затруднено или экономичес­ки нецелесообразно;

в сложных геологических условиях - в комплексе с полевыми геофизическими ме­тодами для уточнения деталей строения площади, прослеживания нарушений, пере­рывов в осадконакоплении и др.;

в комплексе с полевыми геофизическими методами для установления возраста разре­за, а также получения данных о его физических параметрах, проверки положения опорных горизонтов, выделенных по данным полевых геофизических исследований.

Поисково-оценочные скважины бурят на площадях, подготовленных поисковыми ра­ботами, с целью открытия новых месторождений нефти и газа или новых залежей на ра­нее открытых месторождениях и оценки их промышленной значимости.

Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтега-зоносностью для уточнения запасов и сбора исходных данных для составления техноло­гической схемы разработки (проекта опытно-промышленной эксплуатации) залежи.

Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплуатации залежей нефти и газа. В эту категорию входят опережающие эксплуатационные, добывающие эксплуатационные, нагне­тательные и наблюдательные (контрольные, пьезометрические) скважины.

При проектировании и разработке нефтяных месторож­дений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:

— основной фонд добывающих и нагнетательных скважин;

— резервный фонд скважин;

— скважины-дублеры.

Опережающие эксплуатационные скважины бурят на разрабатываемую или подготовленную к опытной эксплуатации залежь нефти с целью уточнения парамет­ров и режима работы пласта, выявления и уточнения границ обособленных продук­тивных полей, а также оценки выработки отдельных участков залежи для дополни­тельного обоснования рациональной разработки и эксплуатации залежи.

Нагнетательные скважины бурят для проведения воздействия на эксплуа­тируемый пласт с помощью закачки воды, газа, пара и других рабочих агентов.

В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и внутриконтурными. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины. Конструкция этих скважин в совокупности с применяемым оборудованием должны обеспечить безопасность процесса нагнетания, соблюдение требований по охране недр.

Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.

Наблюдательные скважины бурят для осуществления систематического наблю­дения за изменением давления, положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяно­го контактов, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи и других пара­метров в процессе эксплуатации пласта.

Пьезометрические скважины бурят для систематического измерения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной части залежи.

Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых месторождениях или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях (залежах) с целью уточнения параметров и режима пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории А+В+С1.

Добывающие эксплуатационные (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, газоконденсата и других сопутствующих компонентов. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные н насосные.

Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и за­стойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т. д.

Скважины-дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварии при эксплуатации) добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров по представлению нефтегазодобывающих управлений обосновывается технико-экономическими расчетами в проектах и уточненных проектах разработки и как исключение в технологических схемах с учетом возможной добычи нефти из скважин-дублеров, на многопластовых месторождениях — с учетом возможного использования вместо них скважин возвратного фонда с нижележащих объектов.

Возвратными считаются скважины эксплуатационного фонда нижнего объекта, используемые для разработки (доразведки) верхних объектов в зонах их совмещения.

Кроме вышеперечисленных, на балансе нефтегазодобывающих предприятий могут числиться законсервированные скважины.

К законсервированным относятся скважины, не функционирую­щие и в связи с нецелесообразностью или невозможностью их экс­плуатации (независимо от их назначения), консервация которых оформлена в соответствии с действующими положениями.

Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважины, находящиеся в эксплуатации (действующие), находящиеся в капитальном ремонте после эксплуатации и ожидании капремонта, находящиеся в обустройстве и освоении после буре­ния.

К находящимся в эксплуатации (действующим) скважинам от­носятся скважины, добывающие продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом ме­сяце.

В фонде находящихся в эксплуатации (действующих) скважин выделяются скважины, дающие продукцию, скважины, остановлен­ные в целях регулирования разработки или экспериментальных работ, а также скважины, находящиеся в планово-профилактиче­ском обслуживании (простаивающие остановленные в последнем месяце отчетного периода из числа давших добычу в этом месяце).

К находящимся в капитальном ремонте после эксплуатации относятся выбывшие из действующих скважин, на которых на ко­нец отчетного месяца проводились работы по ремонту. К скважи­нам, находящимся в ожидании капремонта, относятся скважины, которые простаивали в течение календарного месяца.

К скважинам, находящимся в обустройстве и освоении после бурения, относятся скважины, принятые на баланс нефтегазодобывающего управления после завершения их строительства и нахо­дящиеся в данном календарном месяце в освоении или в обуст­ройстве.

При бурении эксплуатационных скважин осуществляют необходимый отбор керна по продуктивным пластам и комплекс геолого-технологических и геофизических иссле­дований, устанавливаемый в проектах бурения с учетом конкретных задач той или иной группы скважин и степени геологической изученности месторождения.

По результатам эксплуатационного бурения проводят перевод запасов нефти и газа из категории C1 в категории В и А.

Специальные скважины бурят для:

проведения специальных исследований;

сброса промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты (поглощающие скважины);

ликвидации открытых фонтанов нефти и газа;

подготовки подземных хранилищ углеводородов и закачки в них газа и жидких угле­водородов (номенклатуру скважин определяют в соответствии с действующими нор­мативными документами);

строительства установок для захоронения промышленных стоков (нагнетательные, контрольные, наблюдательные);

разведки и добычи технических вод (водозаборные скважины предназначены для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки).

В специальных скважинах проводят комплекс геолого-технологических и промыслово-геофизических исследований и специальных работ с учетом целевых задач конкретных скважин.

Проектирование и заложение скважин, проведение в них исследований, сбор, обработ­ка и хранение материалов бурения и исследований, составление отчетов по скважинам всех категорий осуществляются в соответствии с действующими положениями, инструк­циями, правилами, методическими указаниями и другими документами.

При проектировании конструкций параметрических, поисковых, оценочных и раз­ведочных скважин необходимо предусматривать возможность использования их для экс­плуатации залежей нефти и газа.