Методы оценки ресурсов нефти и газа
Поможем в ✍️ написании учебной работы
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

ЛЕКЦИЯ 13

 

 

 МЕТОДЫ ОЦЕНКИ РЕСУРСНОГО ПОТЕНЦИАЛА НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ И ЭТАЛОННЫЕ УЧАСТКИ ДЛЯ СРАВНИТЕЛЬНОГО ГЕОЛОГИЧЕСКОГО АНАЛИЗА

Эталонные участки для сравнительного геологического анализа

    Крупнейшие объекты нефтегазонакопления - НГО, прогнозные ресурсы которых могут быть относительно надежно определены всеми описанными выше подсчетными методами. Естественно, самая надежная оценка плотностей ресурсов достигается, если на территории НГО открыты промышленные залежи нефти и газа и возможно обоснование эталонных участков. НГО, лишенные пока открытых залежей, менее надежно могут оцениваться по аналогии с нефтегазопродуктивными НГО (в частности, путем сравнения показателей, связанных с условиями сохранности залежей и применения метода внешних аналогий). Более мелкие объекты – ЗНГН, которые характеризуются однородными структурными, литолого-фациальными и иными условиями, обеспечивающими аккумуляцию и сохранность залежей УВ (главное здесь, помимо одновозрастности отложений, структурного положения – вал, т.д., наличие надежных покрышек, отсутствие или слабое проявление разрушающих факторов - магматизм, разрывы, гидрогеологическая раскрытость). Резкое изменение всех или одного из названных показателей ограничивает зону и означает переход к другой, более или менее благоприятной зоне; разграничение зон надежно производится путем графического наложения карт различных признаков. Предполагается, что в пределах зон возможно равномерное распространение плотностей ресурсов эталонных участков на всю территорию зоны. Удобно крупномасштабные продуктивные объекты именовать зонами, а части их и мелкомасштабные изолированные объекты – подзонами. За редким, исключением, зоны являются подсчетными объектами, а подзоны – эталонными участками.

 

Основные требования к эталонным участкам и примеры эталонных объектов:

1) однородность геологического строения и нефтегазоносноти эталонного участка и подобие их с условиями расчетного участка; 2) замкнутость в структурно-миграционном отношении; 3) расположение в едином элементе тектонического районирования; 4) хорошая буровая и геофизическая изученность, а совокупность включаемых в участок залежей должна отражать фактическое разнообразие их в регионе; 5) достаточные запасы категорий С12; 6) представительность эталона и недопустимость включения в выборку месторождений с исключительными для региона по количеству и качеству запасами; 7) корректность определения площади участка.

Плотность ресурсов на эталоне определяется путем деления суммы: накопленная добыча + С123 + предполагаемые неоткрытые ресурсы Д на площадь эталона.      Площадь расчетных участков не должна превышать площадь эталона более, чем в 2 раза.

 

Примеры эталонных участков

Лено-Тунгусская НГП. Верхневилючанский эталонный участок

Расположен на северо-восточной периклинали Непско-Ботуобинской антеклизы. В структурном отношении приурочен к седловине, разделяющей Мирнинский и Сунтарский своды и ограничен с севера и юга изогипсой – 1.5 км по кровле вендских отложений.

На участке разведано 3 месторождения: Иктехское – нефтегазоконденсатное (НГК), Верхневилючанское – нефтегазоконденсатное (НГК) и Вилюйско-Джербинское – газоконденсатное (ГК), приуроченные к антиклиналям, а основные запасы категорий С12 связаны с венд-кембрийским карбонатным юряхским горизонтом (табл. 16). Северное и южное крылья участка практически не изучены глубоким бурением: здесь ожидаются новые открытия преимущественно в неантиклинальных залежах, в том числе в терригенных харыстанском и вилючанском горизонтах венда; доля неоткрытых ресурсов С3+Д оценивается в 30% от разведанных запасов С12. Площадь участка ~ 8000 км2.

Плотность ресурсов

  геол. тыс.т/км2 извлек. тыс.т/км2   нефть (н) 90,0/18,0 30% 117,0/23,0

0,36/0,1

      газ (г) 160,0 30% 208,0

-

      Всего н+г 250,0/178,0 30% 325,0/231,0

 

41,0 29,0

Плотность ресурсов

геол. тыс.т/км2 извлек. тыс.т/км2 нефть (н) 377,0/74,0 10% 415,0/81,0 0,54/0,2     газ (г) 306,0 10% 337,0       Σн+г+гр+ +конд. 692,0/385,0 10% 762,0/424,0   80,0 44,0

Плотность ресурсов

геол. тыс.т/км2 извлек. тыс.т/км2 газ+конденсат 337,5/310,0 10% 370,0/340,0 - 59,0 54,0

 

В западной части мегавала, где развита более чем 100 метровая мономская покрышка, сложенная пластичными глинами, плотность ресурсов на площади 2500 км2 составляет: геол/извл. 100 тыс.т/км2/88 тыс.т.км2.

 

Хапчагайский эталонный участок. Месторождения: 1 – Средневилюйское ГКМ; 2 – Толонское ГКМ; 3 – Мастахское ГКМ; 4 – Соболох-Неджелинское ГКМ; 5 – Бадаранское ГМ; 6 – Нижневилюйское ГМ Условные обозначения: 1 – изогипсы подошвы мезозоя, км; 2 – границы эталонного участка; 3 – граница выклинивания мономской покрышки (Т1); 4-5 – месторождения: 4 – газовые, 5 – газоконденсатные.

 

Хатангско-Вилюйская НГП. Малыкай-Логлорский эталонный участок

Участок приурочен к северо-восточной приразломной части Малыкай-Логлорского вала и ограничен с юго-востока разломной зоной (вблизи изогипсы подошвы мезозоя – 4 км, а с юго-запада зоной выклинивания мономской свиты нижнего триаса. Амплитуда осложняющей его Среднетюнгской структуры превышает 300 м; шарнир ее, как и шарнир вала наклонен на северо-восток. На участке открыты пока 2 газоконденсатных многопластовых месторождений с залежами в нижнетриасовых и пермских отложениях. На участке плохо изучены северо-восточная и юго-западная его части, неоткрытые ресурсы оцениваются в 20% от суммы С12. Площадь участка – 4400 км2 .

Плотность ресурсов

геол. тыс.т/км2 извлек. тыс.т/км2 газ+конденсат 186,0/183, 20% 220,0/200,0 - 50,0 45,0

 

Малыкай-Логлорский эталонный участок Газоконденсатные месторождения: 1 – Среднетюнгское, 2 – Андылахское     Условные обозначения на рис. 1.

 

 МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

 

 

Объемный метод подсчета запасов нефти

Основан на определении объема пор продуктивного пласта, определяемого путем изучения размеров нефтеносного пласта и пористости слагающих его пород. Учитывается как общее количество нефти, заполняющей пористые пространства нефтеносных пластов, так и то, которое может быть извлечено при эксплуатации.

Начальные балансовые (общие, геологические) запасы нефти в залежах определяются по формуле:

Qo = F х Н х k по х k н х Θ х ρ,

где Q0 - начальные балансовые (геологические) запасы нефти, млн.т;

F - площадь нефтеносности, м2;

Н - эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, м;

kп - коэффициент открытой пористости (пустотности), доли единицы (%);

kн - коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли единицы (%);

Θ - объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м3 товарный    нефти занимает в пластовых условиях (обычно Θ /тэта/ около O.85-0.86);

ρ - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3.

Извлекаемые запасы нефти подсчитываются по следующей формуле:

Q извл = Q 0 х Кизвл ,

где Qизвл - извлекаемые запасы нефти, млн.т;

Кизвл - коэффициент извлечения нефти или коэффициент нефтеотдачи (Кн).

Кизвл обычно при водонапорном режиме для новых залежей принимается равным 0.5 - 0.6 (максимально!) и зависит от способов эксплуатации, температуры нефтяной залежи, физических свойств нефти, газового давления и других факторов. Кизвл выше для нефтеносных залежей, сильно насыщенных газом.

 

Объемный метод подсчета запасов газа

 Сущность метода сводится к определению объема пустотного пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и газовой шапки. Объем газа в залежи в силу физико-химических свойств газа зависит от пластовых давлений и температуры.

Формула подсчета запасов газа объемным методом выглядит следующим образом:

V = F x h x kп x kг x [ρ0 : (z0 x ρат)] x f ,

где V – начальные запасы газа, приведенные к стандартным условиям               давлению и температуре (ρст = 0.1 МПа и Тст = 293 К), млн. м3;

        F – площадь газоносности, м2;

        h – эффективная газонасыщенная мощность пласта, м;

        kп- коэффициент открытой пористости, доли единицы;

        kг- коэффициент газонасыщенности, доли единицы;

        f - поправка на температуру для приведения объема газа к       

              стандартной температуре (f = Тст : Тпл = 293 К : (273 К + tпл);

        ρ0- начальное пластовое давление в залежи, МПа;

        ρат- атмосферное давление, МПа;

        z0 – коэффициент сжимаемости газа.

Произведение Fhkпkг соответствует объему газа в залежи при атмосферном давлении. Объем газа в залежи зависит от пластового давления ρ0 и коэффициента сжимаемости газа z0, которые устанавливают по промысловым ρ0 и лабораторным z0 данным. Кизвл газа зависит от многих факторов (режима разработки, наличия конденсата, конечного давления в залежи, неоднородности пласта и т.п.) и должен определяться для каждого конкретного случая. В зависимости от условий Кизвл газа= 0.65 – 0.95.

КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГОРЮЧИХ ГАЗОВ

     Важнейшая роль классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов заключается в том, что она устанавливает единые для России принципы подсчета и государственного учета запасов месторождений и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов (свободный газ, газ газовых шапок и газ растворенный в нефти) по степени их геологической изученности, условия, определяющие подготовленность разведанных месторождений для промышленного освоения, а также основные принципы оценки прогнозных ресурсов нефти и газа.

Схема сопоставления категорий запасов и ресурсов нефти и  газа всех российских классификаций приведена на рисунке

Лассификация

1928 г . 1932 г . 1953 г . 1959 г . 1970 г . 1983 г . 2001 г .

КАТЕГОРИИ

ЗАПАСЫ

А А1 А1 А А А А
А2 А2
В В В В В В В
С С1 С1 С1 С1 С1 С1
С2 С2 С2 м С2 м С2 м С2 м
С2 пп С2 пп С3 С3

РЕСУРСЫ

Д1 Д1 Д1 Д1 л
Д1
Д2 Д2 Д2 Д2
                 
 

С2 м – С2 месторождений

           
 

С2 пп – С2 перспективных площадей

         
 

Д1 л – Д1 локализованные ресурсы

         
                 

Рисунок. Схема сопоставления категорий запасов и ресурсов нефти и газа в российских классификациях

 

Объемный метод

Метод основан на определении объема пор продуктивного пласта, определяемого путем изучения размеров нефтеносного пласта и пористости слагающих его пород. Учитывается как общее количество нефти, заполняющей пористые пространства нефтеносных пластов, так и то, которое может быть извлечено при эксплуатации.

 

Начальные балансовые (общие, геологические) запасы нефти в залежах определяются по формуле:

Qo = F х Н х k по х k н х Θ х ρ,

где Q0 - начальные балансовые (геологические) запасы нефти, млн.т;

F - площадь нефтеносности, м2;

Н - эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, м;

kп - коэффициент открытой пористости (пустотности), доли единицы (%);

kн - коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли единицы (%);

Θ - объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м3 товарный      нефти занимает в пластовых условиях (обычно Θ /тэта/ около O.85-0.86);

ρ - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3.

Извлекаемые запасы нефти подсчитываются по следующей формуле:

Q извл = Q 0 х Кизвл ,

где Qизвл - извлекаемые запасы нефти, млн.т;

Кизвл - коэффициент извлечения нефти или коэффициент нефтеотдачи(Кн). Кизвл обычно при водонапорном режиме для новых залежей принимается равным 0.5 - 0.6 (максимально!) и зависит от способов эксплуатации, температуры нефтяной залежи, физических свойств нефти, газового давления и других факторов. Кизвл выше для нефтеносных залежей, сильно насыщенных газом.

 

 

Объемно-статистический метод

 

Метод основан на количественном использовании данных о коэффициентах нефтенасыщенности и извлечения нефти, полученных на выработанных залежах.

В его основу положены лабораторные и промысловые исследования проницаемости и пористости пород, глубинных проб нефти и всех остальных параметров:

 

X = kн1 x ή1 = Q / (F х  h1 х kп х ρ1 х Θ1),

 

где Q – извлекаемые запасы нефти, т;

   F – площадь нефтеносности, м2;

   h1 – эффективность мощность нефтенасыщенной части пласта, м;

   kп – коэффициент открытой пористости, доли единицы;

   kн1 –коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли единицы;

   ρ1- плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3;

   Θ1 – объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м3 товарной

           нефти занимает в пластовых условиях;

    ή1 – коэффициент извлечения нефти, доли единицы.

 

Данный метод можно применять как для залежей, еще не вступивших в разработку, так и для залежей, эксплуатируемых с поддержанием и без поддержания пластового давления.

Наибольшие трудности на новых залежах вызывает определение kн, ή и F. Эти параметры устанавливают по аналогии с параметрами на старых месторождениях, находящихся в сходных геологических условиях.

Формула по новой залежи имеет следующий вид:

 

Q = F х h х kп  х ρ х Θ х X

 

Запасы нефти, подсчитанные этим методом, относятся только к категориям С1 и С2.

 

 

Методы подсчета запасов газа

 

Условия формирования, залегания и разработка газовых месторождений, нефтяных месторождений с газовой шапкой и месторождений нефти с растворенным в нефти газом различны. Соответственно запасы газа подсчитываются различными методами и учитываются отдельно.

 

 

Объемный метод

 

Сущность метода сводится к определению объема пустотного пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и газовой шапки. Объем газа в залежи в силу физико-химических свойств газа зависит от пластовых давлений и температуры.

 

Формула подсчета запасов газа объемным методом выглядит следующим образом:

 

V = F x h x kп x kг x [ρ0 : (z0 x ρат)] x f ,

 

Где V – начальные запасы газа, приведенные к стандартным условиям -

              давлению и температуре (ρст = 0.1 МПа и Тст = 293 К), млн. м3;

        F – площадь газоносности, м2;

        h – эффективная газонасыщенная мощность пласта, м;

        kп- коэффициент открытой пористости, доли единицы;

        kг- коэффициент газонасыщенности, доли единицы;

        f - поправка на температуру для приведения объема газа к       

              стандартной температуре (f = Тст : Тпл = 293 К : (273 К + tпл);

        ρ0- начальное пластовое давление в залежи, МПа;

        ρат- атмосферное давление, МПа;

        z0 – коэффициент сжимаемости газа.

 

Произведение Fhkпkг соответствует объему газа в залежи при атмосферном давлении. Объем газа в залежи зависит от пластового давления ρ0 и коэффициента сжимаемости газа z0, которые устанавливают по промысловым ρ0 и лабораторным z0 данным.

Коэффициент извлечения газа зависит от многих факторов (режима разработки, наличия конденсата, конечного давления в залежи, неоднородности пласта и т.п.) и должен определяться для каждого конкретного случая. В зависимости от условий Кизвл = 0.65 – 0.95.

 

Метод подсчета запасов свободного газа по падению давления

 

Метод основан на данных изменения пластовых давлений в результате отбора газа за время между двумя наблюдениями, т.е. на использовании постоянной во времени зависимости между отбором газа и падением пластового давления. При отсутствии подошвенных и краевых вод:

V оп = V доб х {(ρ2 х α2) : [(ρ1 х α1) – (ρ2 х α2)] ,

 

 

где Vоп - запасы газа в пласте, м3;

   Vдоб- объем газа, добытый в период между наблюдениями, м3;

   ρ1, ρ2 – пластовые давления соответственно на дату первого и второго

            замеров, Па;

    α1, α2 – коэффициенты отклонения от закона Бойля-Мариотта при

            замеренных давлениях.

 

Метод требует тщательных замеров ρпл и Vдоб в процессе эксплуатации. Недоучет объема залежи, особенно разбитости ее на отдельные экранированные блоки, активности краевых вод может привести к большим погрешностям.

 

НЕФТИ И ГАЗА РОССИИ И США

 

Классификация запасов месторождений (залежей) нефти и газа устанавливает единые принципы подсчета, оценки подготовленности к промышленному освоению и учета ресурсов и запасов нефти и газа. Поэтому вопросам классификации запасов уделяется достаточно большое внимание как в России и США, так и в других странах.

В отличие от России, где действует единственная классификация, утвержденная государством и являющаяся обязательной для всех организаций, ведущих геологоразведочные работы, подсчет ресурсов и запасов и разработку месторождений, в США существует и используется несколько классификаций. Это классификации заинтересованных правительственных агентств (Горное бюро и Геологическая служба США), отдельных крупных компаний, научных обществ (Общество инженеров-нефтяников, Американская газовая ассоциация и др.), институтов (Американский нефтяной институт), бирж по ценным бумагам и банков. Помимо этого, практически на всех мировых нефтяных конгрессах предлагаются различные новые классификации запасов и ресурсов. Все эти классификации, как правило, имеют много сходных элементов.

Для сопоставления выбрана классификация Общества инженеров-нефтяников - Society of Petroleum Engineers (SPE) - одна из последних принятых в США и наиболее широко используемая в практике оценки запасов нефти и газа [1, 6].

В соответствии с этой классификацией выделяются следующие группы запасов (рис. 1): доказанные; вероятные; возможные.

Доказанные запасы (proved reserves) - количество нефти, природного газа и конденсата, возможность извлечения которых из известных залежей при существующих экономических условиях обоснована инженерно-геологическими данными. Запасы относятся к доказанным, если промышленная (рентабельная) добыча подтверждается эксплуатацией или опробованием, а в отдельных случаях при достаточной надежности - исследованиями керна и материалами ГИС.

Доказанные «разбуренные» (освоенные) запасы - запасы, разработка которых возможна существующими скважинами с применением освоенного оборудования и технологии, включая запасы пластов (залежей), обсаженных колонной, но не вскрытых перфорацией. Запасы, которые могут быть извлечены с помощью методов повышения нефтеотдачи, включаются в категорию разбуренных только после начала применения таких методов.

Доказанные «разбуренные» разрабатываемые (эксплуатируемые) запасы - количество нефти, которое ожидается извлечь скважинами, работающими на момент подсчета.

Доказанные «разбуренные» неразрабатываемые запасы - количество нефти, которое может быть извлечено из вскрытых интервалов пласта по скважинам, еще не начавшим добычу ко времени подсчета запасов или законсервированным по техническим причинам («простаивающие» - shut - in reserves - запасы), а также из интервалов, для извлечения из которых по скважинам необходимо провести дополнительные работы по вскрытию пласта («затрубные» - behind - pipe reserves - запасы).

Доказанные «неразбуренные» запасы - количество нефти, которое может быть извлечено с помощью: 1) бурения новых скважин на неразбуренных участках залежи; 2) углубления существующих скважин до данного продуктивного пласта; или 3) внедрения методов повышения нефтеотдачи.

Недоказанные запасы (вероятные и возможные) - количество нефти, газа и конденсата, определяемое на основе инженерно-геологических данных, аналогичных используемым при подсчете доказанных запасов. Однако неопределенность, связанная с техническими, коммерческими, экономическими аспектами их применения и нормативной базой, не позволяет отнести их к категории доказанных. Недоказанные запасы не суммируются с доказанными из-за различной их достоверности. Их подсчет проводится для внутреннего планирования. Для государственной или иной обязательной отчетности включение недоказанных запасов в состав доказанных не допускается.

К вероятным запасам относят:

1)запасы, наличие которых предполагается доказать в процессе постепенного планового разбуривания при недостаточной точности структурных построений, не позволяющей отнести их к доказанным;

2)запасы в пластах, продуктивность которых оценена по данным каротажа при отсутствии керна или результатов испытаний, а аналоги среди разрабатываемых или доказанных запасов залежей в том же районе не известны;

3)дополнительные запасы, извлекаемые при уплотнении первоначальной сетки скважин, которые могли бы быть отнесены к категории доказанных запасов, если бы на период подсчета запасов была утверждена более плотная сетка;

4)запасы, извлекаемые при применении метода повышения нефтеотдачи, успешно апробированного на нескольких месторождениях, при условии, что планируется промышленная или полупромышленная разработка залежи, хотя месторождение еще не сдано в эксплуатацию, но свойства пород, флюидов и коллекторов представляются благоприятными для промышленной разработки;

5)запасы участка пласта, продуктивность которого доказана в других частях месторождения, однако участок, возможно, отделен разломом от доказанной залежи и согласно геологической интерпретации структурно расположен выше нее;

6)запасы, извлекаемые в связи с успешным ремонтом скважин, обработкой или повторной обработкой пласта, заменой оборудования и других технических приемов, оказавшихся ранее неэффективными - на скважинах, пробуренных на аналогичных залежах и имеющих сходный режим;

7)дополнительные запасы в доказанной разрабатываемой залежи, если альтернативная интерпретация емкостных характеристик или результатов опробования предполагает объем запасов, существенно превышающий доказанный;

8)запасы, разработка которых технически и экономически обоснована, но отсутствует либо финансирование, либо разрешение государственных органов или согласие партнеров в совместном предприятии.

К категории возможных запасов относят:

1) запасы, подсчитанные путем структурной или стратиграфической экстраполяции залежи за пределы участков с вероятными запасами, установленными в результате геологической и/или геофизической интерпретации;

2)запасы в пластах, нефтегазоносность которых обоснована по данным каротажа или керна, но рентабельность их разработки еще не подтверждена испытаниями;

3)дополнительные запасы, которые могут быть извлечены при уплотнении сетки скважин, но при этом существует некоторая неопределенность в решении технических вопросов;

4) запасы, извлекаемые методами повышения нефтеотдачи из залежи, возможность промышленной или полупромышленной разработки которой рассматривается для месторождения еще не введенного в эксплуатацию, при этом свойства пород, флюидов и коллекторов обусловливают существенно более высокую степень риска, чем это обычно принято;

5) запасы участка пласта, продуктивность которого доказана в других частях месторождения, однако участок, возможно, отделен разломом от доказанной залежи и/или, согласно геологической интерпретации, структурно расположен ниже нее.

В некоторых других классификациях, используемых в США (например, Американского нефтяного института, Горного бюро и Геологической службы США), помимо указанных групп, выделяются гипотетические ресурсы (hypothetical), наличие которых предполагается в неизученных районах, сложенных осадочными отложениями, являющимися продуктивными в других регионах [3].

При сопоставлении классификаций запасов нефти и газа, действующих в России и США, следует иметь в виду несовпадение многих используемых основных понятий и терминов [1, 2, 4].

И в России, и в США существует определенная сложившаяся традиция в организации геологоразведочных работ, в подходах к решению задач прогноза, поисков и разведки.

В частности, в первую очередь необходимо отметить, что американский термин «reserves» не аналог термина «запасы» российской классификации, а близок по смыслу существующему в России понятию «запасы участка, дренируемого скважиной». И поэтому в США критерии выделения «reserves» более жесткие, чем в отечественной практике по отношению к выделению «запасов». Кроме того, в США не проводят детальную разведку залежей перед вводом их в разработку, поэтому при классификации запасов учитываются главным образом коммерческие и технологические показатели запасов, а не геологическая изученность продуктивных пластов.

Так, если в российской классификации запасов учитываются геологические показатели, на основании чего выделяются запасы категории C1 на значительных участках при расстояниях между разведочными скважинами, превышающих расстояния между эксплуатационными скважинами в несколько раз, то по классификациям, принятым в США, подобные запасы относятся к вероятным.

В российской классификации запасов полнее учитываются технологические показатели и показатели подготовленности залежей к разработке на основе изученности характеристик изменчивости вещественного состава пород и их коллекторских свойств, свойств пластовых жидкостей, продуктивности скважин по площади, по условиям применения методов воздействия на пласт с самого начала разработки и т.д., с целью обоснования рационального числа эксплуатационных скважин и оптимальных сроков разработки.

При сопоставлении категорий запасов нефти России и США необходимо учитывать и различие в методике определения величины нефтеизвлечения, по которой оцениваются извлекаемые запасы [2, 5, 7]. В России коэффициент извлечения нефти определяют на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждают в ГКЗ. При этом обычно ориентируются на максимально достижимую величину извлечения нефти за счет применения наиболее прогрессивных методов воздействия на пласт, в том числе и не прошедших еще промышленной апробации. Запасы газа, в отличие от США, оцениваются без учета возможного коэффициента его извлечения [2].

В США запасы, которые предполагается извлечь с помощью каких-либо вторичных (или третичных) методов разработки, только тогда считаются доказанными, когда применение этих методов уже показало свою эффективность на данном месторождении.

При таком подходе, в США на учет по месторождению первоначально принимаются минимальные извлекаемые запасы, которые по мере внедрения вторичных методов разработки постепенно увеличиваются. В связи с этим постепенно растет и общий по США коэффициент нефтеизвлечения, по которому определены начальные доказанные запасы.

В США при оценке и учете доказанных запасов нефти принимаются во внимание многочисленные экономические и правовые факторы, присущие американской системе недропользования, вследствие чего запасы многих залежей или их частей не включаются в доказанные.

 

Таким образом, в силу действующих в США ограничений геологического, технического и экономического (иногда и правового) факторов доказанные запасы представляют собой только некоторую часть выявленного объема нефти, которую можно физически извлечь из пласта без этих ограничений.

Рассмотрим принципы выделения запасов указанных категорий [6, 7].

К доказанным запасам относятся запасы участка залежи, вскрытого бурением, а также прилегающих к нему еще не разбуренных участков, которые могут быть достоверно оценены как рентабельные.

Размеры участка залежи с запасами категории «доказанные разбуренные» определяются размерами участка, дренируемого скважиной при ее эксплуатации. В зависимости от конкретных геологических условий и типа флюида (нефть, газ) площадь участка доказанных разбуренных запасов, выделяемого около скважины, может изменяться от 10 акров (4 га) до 640 акров (256 га). Обычно стандартным является квадратный участок площадью 40 акров (16 га/скв., т.е. сеть 400x400 м).

К доказанным неразбуренным запасам относятся квадратные участки залежи, примыкающие к пробуренной скважине.

Если выявлено положение ВНК, то граница достоверных запасов проводится в соответствии с глубиной и площадью его распространения. При отсутствии надежных сведений о контакте за границу принимается нижняя доказанная гипсометрическая отметка, на которой достоверно установлено наличие углеводородов.

К категории вероятных относятся запасы за границей участков залежи, вмещающих доказанные запасы, если неопределенность геологических, технических и экономических данных не позволяет классифицировать их как «доказанные».

Как «возможные» оцениваются запасы той части залежи, которая может находиться ниже установленного контура разведанности или в отдельном изолированном блоке.

Для наглядного представления о сопоставимости категорий запасов по российской и американской классификациям на рис. 2 показаны примеры выделения категорий запасов в разных ситуациях.

В России, в соответствии с действующей классификацией, в выявленной залежи на участке около единичной скважины с промышленным притоком в радиусе, равном удвоенному расстоянию (2 l ) между добывающими скважинами, выделяются запасы категории C1. Запасы остальной площади залежи относятся к категории С2.

По классификации SPE в аналогичной ситуации вокруг скважины очерчивается квадратный участок со стороной, равной утроенному расстоянию между эксплуатационными скважинами 3 l. В данном квадрате рисуется квадратный участок со стороной l, запасы в пределах которого оцениваются как «доказанные разбуренные», вокруг него выделяются восемь квадратных участков со стороной l, запасы в которых относятся к категории «доказанных неразбуренных». Остальная часть площади залежи считается содержащей вероятные запасы.

Согласно классификации, действующей в России, на залежах, частично разбуренных разведочными скважинами, запасы категории C1 выделяются до контура залежи в разведанной части, а в пределах неразведанной части отступают от крайних разведочных скважин на расстояние, равное удвоенному расстоянию между добывающими скважинами будущей эксплуатационной сети (см. рис. 2). Согласно классификации SPE в этом случае вокруг каждой скважины, как показывалось ранее, выделяются квадратные участки доказанных разбуренных и доказанных неразбуренных запасов.

В соответствии с действующей в России классификацией запасов, на залежах, разбуренных сетью эксплуатационных скважин, в контуре эксплуатационных скважин выделяются запасы категории В. Неразбуренная часть относится к категории C1. В соответствии с классификацией SPE запасы разбуренной по эксплуатационной сетке части залежи классифицируются как доказанные разбуренные, а запасы примыкающих участков залежи оцениваются как доказанные неразбуренные. Запасы остальной части залежи относятся к группе вероятных.

Анализ, проведенный по выборке из более 290 залежей по 50 месторождениям Западной Сибири, показал, что в группу доказанных переводится от 95 до 100% суммы запасов категорий A + B + C 1 . Из общей суммы запасов категории C 1 по степени изученности доказанным соответствует примерно 70-75 %.

 

ЛИТЕРАТУРА

 

1. Гришин Ф.А. Подсчет запасов нефти и га за в США. - М.: Недра, 1993.

2. Классификация запасов месторождений перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. - М.: ГКЗ СССР, 1983.

3. Совершенствование классификации ресурсов и запасов нефти и газа / Под ред. И.С.Гутмана. - М.: ГАНГ, 1994.

4. Фейгин М.В., Петров В.И. Особенности классификаций запасов и ресурсов нефти за рубежом. - М.: ВНИИОЭНГ, Г985.

5. Халимов Э.М., Фейгин М.В. Сопоставление категорий запасов и ресурсов нефти, применяемых в СССР и США // Геология нефти и газа. 1985. - № 8. - С .39-44.

6. Definition for Oil and Gas Reserves //J.P.T. - 1987, May.

7. Grace J.D., Candwrll R.H., Heather D.I. Comparative reserves definition: USA, Europe and Former Soviet Union // J.P.T. - 1993, September.

 

ЛЕКЦИЯ 13

 

 

 МЕТОДЫ ОЦЕНКИ РЕСУРСНОГО ПОТЕНЦИАЛА НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ И ЭТАЛОННЫЕ УЧАСТКИ ДЛЯ СРАВНИТЕЛЬНОГО ГЕОЛОГИЧЕСКОГО АНАЛИЗА

Методы оценки ресурсов нефти и газа

Для оценки ресурсов нефти и газа на территориях нефтегазоносных провинций (НГП) обычно используются объемно-генетический, объемно-статистический и метод внутренних аналогий.

    * Характеристика выявляемости ресурсов нефти и газа вытекает из данных:

- о ресурсах нефти и/или газа в недрах региона;

- о размерах предполагаемых залежей нефти и/или газа;

- о глубине залегания предполагаемых залежей нефти и/или газа;

    ** Важными являются и «промежуточные» результаты:

- величина ресурсов УВ в конкретном регионе – нефтегазоносном бассейне (НГБ), нефтегазоносном комплексе (НГК) и зоне нефтегазонакопления (ЗНГН);

- условия их залегания в недрах НГБ, НГК и ЗНГН;

*** Геолого-экономический прогноз ресурсов нефти и/или газа включает:

- качественную оценку с целью выявления и изучения пространственного изменения

       геологических факторов, благоприятных для генерации и аккумуляции углеводородов (УВ);

- количественную оценку, выражающую вероятностную величину ресурсов и их распределение по площади и в разрезе осадочного чехла НГБ;

- экономическую оценку, определяющую эффективность освоения        месторождения нефти и газа, нефтегазоносной зоны, района и т.д.

-

Объемно-генетический метод (ОГМ) заключается в выявлении нефтегазоматеринских толщ, изучении истории их развития (состав органического вещества (ОВ), степень метаморфизма, термическая история и др.), в определении наиболее оптимальных для нефтегазогенерации областей (очаг нефтегазообразовани – ОНГО), оценка путевых потерь от очагов генерации к ЗНГН (рассеивание, восстановление форм железа и серы и др.), и главное – в оценке возможных генерированных количеств нефти и газа в том или ином очаге (коэффициент эмиграции) и количеств их в зонах аккумуляции (коэффициент аккумуляции).

До этой главной стадии все применяемые для подсчета ресурсов показатели достаточно корректны и наукообразны, хотя и не слишком точны. Однако, определение коэффициента эмиграции, особенно для газа и коэффициента аккумуляции для газа и нефти (искомые прогнозные ресурсы) превращает названный метод в нечто неопределенное. Как отмечали еще в 1980 г. В.В. Семенович и др. и авторы «Методических указаний… 1983», ОГМ определяет верхний предел начальных прогнозных ресурсов (НПР); значительные амплитуды колебаний абсолютных значений подсчетных коэффициентов генерации, эмиграции и аккумуляции приводят к большой условности результатов этого метода.

* Во-первых, установление коэффициента генерации для газа, особенно древних докембрийских и нижнепалеозойских толщ Восточно-Европейской и Сибирской древних платформ, ввиду мобильности газа и быстрого его рассеивания, в результате чего возраст всех существующих газовых месторождений не древнее мезо-кайнозойского, практического интереса не представляет.

** Во-вторых, сама процедура определения этого коэффициента далеко неоднозначна, что вызывало тревогу еще у основоположника ОГМ Н.Б. Вассоевича (1977).

*** В третьих, существование крупных газовых месторождений в древних карбонатных толщах практически не содержащих ОВ и непосредственно над поверхностью фундамента (например залежи газа в кембрий-ордовикских отложениях Пермского бассейна США) также подтверждает эфемерность рассматриваемого коэффициента.

**** В четвертых, коэффициент аккумуляции нефти и газа принимается обычно 0.5-2.0% от суммы генерированных УВ, что при гиганских получаемых величинах дает возможность манипулировать ресурсами в нужных размерах.

   Поэтому ОГМ, особенно для газа, следует применять как качественный по формуле «много-мало» или «больше-меньше». Однако, некоторые существующие балансовые оценки ресурсов нефти и газа, установленные в малоизученных регионах осадочно-породных бассейнов (ОПБ) России (например, Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция (НГП) - Сибирская платформа) получены целиком на основе рассматриваемого метода.  

Объемно-статистический метод (метод внешних аналогий) (ОСМ) заключается в количественном сравнении плотностей ресурсов (объемных и площадных) хорошо изученных территорий земли с той или иной малоизученной территорией. Ахиллесовой пятой метода является неопределенность выбора сравниваемых территорий. Такой выбор строго не регламентирован и это позволяет сравнивать разные данные (что угодно с чем угодно!), по усмотрению исследователя.

    Основоположник метода – М.Ф. Двали (1964) вначале сравнивал все хорошо изученные платформы (без разделения на молодые и древние) с любыми неизученными платформами, равно как и складчатые и прискладчатые области с таковыми же малоизученными.

В дальнейшем появилась возможность более детальных сравнений – на уровне отдельных тектонотипов (В.С. Лазарев, 1989, В.В. Забалуев, 1982 и др. - ВНИГРИ) – молодые и древние платформы, краевые и предгорные прогибы, области эпиплатформенных орогенов, области интенсивного траппового магматизма, периокеанические территории и другие объекты нефтегазообразования, накопления и сохранности УВ. Часть исследователей (М.Ш. Моделевский, А.Э. Конторович и др.- СНИИГГиМС) считают основным показателем при таких сравнениях объем осадочных пород, независимо от возраста и тектонотипа и условий сохранности сравниваемых территорий. Такой подход обусловливает сильный разброс получаемых оценок.

    Установлено, что на хорошо изученных древних платформах львиная доля ресурсов и разведанных запасов связана с их краевыми системами, а минимальная – с внутренними впадинами; напротив – на молодых платформах в этом отношении доминируют внутренние впадины, а краевые прогибы наименее богаты УВ. Древние доальпийские рифтовые структуры богаче альпийских; соотношение нефть/газ также заметно меняется в зависимости от тектонотипа: наиболее богаты газом краевые прогибы древних платформ и доальпийские рифты и, напротив, внутренние впадины и рифты преимущественно нефтяные (Забалуев, 1982). Кроме того, при «объемном» сравнении достоверность величин объемов осадочных пород на хорошо изученных и малоизученных территориях, безусловно, отличаются, создавая дополнительные неточности в подсчете прогнозных ресурсов. Видный геолог- нефтяник США Х.Д. Хедберг (1978) в статье «Ошибочность использования объемов осадочного чехла для оценок нефтегазовых ресурсов» отмечал: «использование величин объема пород в сочетании лишь с величинами средних удельных запасов УВ, приходящихся на единицу объема, в качестве основы для оценки ресурсов нефти и газа изучаемого района является распространенным заблуждением тех, кто производит оценку и ловушкой для не информированной публики».

Дальнейшим развитием объемно-статистического метода явился предложенный В.С. Лазаревым (1989) «Метод наислабейшего звена». Он пригоден для количественной оценки плотностей ресурсов УВ для объектов с размерностью нефтегазоносной области (НГО). В качестве показателей применяются предельно обобщенные критерии, определяющие генерацию, миграцию и аккумуляцию УВ: тектонотип НГО; процент объема морских отложений, залегающих глубже 2 км; процент объема отложений, залегающих глубже 4 км; градиенты регионального уклона; интенсивность структуры; средняя мощность отложений; масштаб мезокайнозойских движений (для древних платформ).

На основании выявленных глобальных зависимостей названных показателей с плотностью ресурсов (в хорошо изученных НГО) определяются удельные плотности ресурсов для каждого показателя. Умножение каждого из них на объем пород дает значение потенциальных ресурсов УВ для оцениваемой НГО. При этом за окончательную оценку принимается значение минимального показателя: «режим функционирования относительно замкнутой системы определяется наислабейшим звеном и никакое улучшение качеств других звеньев не может изменить режима данной системы; например если в изолированном бассейне достаточно благоприятны все показатели, а мощность отложений менее 2 км, то промышленной нефтегазоносности в нем ожидать не следует. Процедура количественной оценки сводится к поиску лимитирующего показателя, который и определяет величину запасов нефти и газа (Лазарев, 1989)».

     Корректное использование ОСМ возможно только при строгом отборе эталонных выборок – соответствии тектонических, литологических, возрастных и других характеристик сравниваемых объектов; следует отметить также, что результаты даже самых корректных внешних аналогий предельно усреднены и, хотя безусловно точнее объемно-генетических оценок (для объектов типа антеклиз, синеклиз, краевых систем и др.), но все же близки к формуле «много-мало» и «больше-меньше»; для малоизученных объектов этот метод предпочтительнее объемно-генетического, хотя бы потому, что ставятся ограничения огромным объемам осадочных пород (меньше глубины 2 км) и учитываются условия сохранности (наислабейшее звено), что, например, в Восточно-Сибирском регионе практически обесценивает Тунгусскую синеклизу (северную ее часть) как перспективную НГО.

Метод внутренних аналогий (сравнительных геологических аналогий) (МВА)          основан на сравнении хорошо изученных продуктивных структур или объединяющих несколько таких структур площадей – эталонных участков – с близлежащими, сходными по литологии, тектоническому положению и условиям сохранности структурами и площадями. Как правило, внутренние аналогии наиболее достоверны в пределах отдельных НГО, обладающих относительно устойчивыми нефтегазогеологическими характеристиками на всей их площади (литология, толщины, коллекторские свойства, покрышки и др.) или надежно предсказуемыми такими характеристиками (изменения толщин и коллекторских свойств в том или ином направлении, выклинивание отдельных горизонтов, приближенность или удаленность от очагов генерации и др.).

Решающее значение при применении внутренних аналогий приобретает корректность нефтегазогеологического районирования (НГГР): НГО обычно совпадают по площади с крупнейшими структурами платформ и краевых систем – антеклизами и синеклизами, грядами и прогибами, что обеспечивает относительно однородные условия нефтегазонакопления.

При переносе плотностей ресурсов из хорошо изученных структур неантиклинальных залежей и эталонных участков на малоизученные структуры и площади сложились несколько методических подходов (В.В. Семенович и др., 1982).

1). Оценка локализованных прогнозных ресурсов категорий С3 и Д12. Производится для локальных объектов, надежно выявленных апробированным в данном регионе комплексом геолого-геофизических исследований, на изученных участках проверенных глубоким бурением. В результате оценок необходимо вносить поправочные коэффициенты, отражающие долю подтвердившихся бурением структур. Достоверность оценок по категориям Д1 и Д2 малоизученных и даже вообще не изученных бурением и сейсмораведкой территорий малодостоверна (перенос плотностей ресурсов продуктивных структур на эти территории принципиально невозможен. Что же касается оценки ресурсов по категории С3, то теоретически она вполне корректна для близко расположенных к продуктивным надежных локальных структур, выделенных в единых структурно-литологических условиях (хотя в некоторых районах коэффициент подтверждаемости не превысил 0.2).

2). Метод сравнения геологических количественных показателей, прямо связанных с подсчетом запасов. Используется ограниченное число показателей (4-6). Среди них:

1) удельные плотности запасов на эталоне, которые могут быть представлены величинами на единицу площади, на единицу объема, на осредненную структуру. Вводятся поправочные коэффициенты на следующие показатели путем сравнения их с показателями эталона;

2) толщина продуктивной части разреза;

3) доля пород-коллекторов;

4) емкостные свойства пород;

5) удельная площадь ловушек;

6) покрышки.

    На основе показателей выводится сводный коэффициент аналогии, получаемый как произведение всех поправочных коэффициентов. Ресурсы оцениваемого участка определяются как произведение удельной плотности запасов на эталоне на сводный коэффициент аналогии.

    Необходимо отметить, что прогноз таких показателей, как толщина продуктивной части разреза, емкостные свойства пород, качество покрышек в неизученных частях района достаточно неопределен и неточен.

3). Сравнение геологических показателей, связанных с условиями сохранности залежей УВ.    «Наислабейшим звеном» (например, для Лено-Тунгусской НГП Сибирской платформы) являются условия сохранности залежей УВ, что связано с неоднократными перестройками структурного плана, трапповым магматизмом и интенсивными новейшими воздыманиями и др. Отсюда на первый план выходит прогноз покрышек и их качества; для количественных подсчетов немаловажен также прогноз эффективных терригенных и карбонатных коллекторов и структурное положение изучаемых объектов (В.Б.Арчегов, В.В.Забалуев, 1992-1994).         

     Во ВНИГРИ количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и/или газа проводится следующим образом:

* Строится карта качественной оценки перспектив нефтегазоносности: (специальными знаками наносятся основные геологические показатели и признаки, непосредственно влияющие на аккумуляцию и сохранность УВ в недрах. В качестве благоприятных показателей приняты: структурное положение (принадлежность к крупным положительным структурам при мощности чехла более 1 км – контуры снимаются со структурных карт, приближенных к наиболее продуктивным уровням разреза); положение зон эффективных терригенных и карбонатных коллекторов – контуры снимаются со специальных литолого-фациальных карт); контуры распространения изолирующих покрышек (глинистых, соляных и др.). В качестве неблагоприятных приняты: малая толщина чехла (менее 1 км) и, напротив, аномально большая (более 4-5 км) толщина (зона резкого ухудшения коллекторов, особенно терригенных), повышенная траппонасыщенность (силлы и дайки) разрезов, отсутствие или плохое качество покрышек, гидрогеологическая раскрытость – подьем к дневной поверхности высокоминерализованных вод глубинного генезиса.

Графическое наложение друг на друга полей с благоприятными и неблагоприятными признаками автоматически разделяет исследуемую территорию на участки с различными, но однородными внутри каждого из них условиями аккумуляции и сохранности УВ. Таким образом определяется относительная перспективность каждого участка; очевидно, что по этому показателю названные участки, по существу – зоны нефтегазонакопления, образуют нисходящий ряд, в котором наиболее перспективными оказываются зоны, где сочетаются только благоприятные признаки, а бесперспективными – только неблагоприятные. Появление или исчезновение любого одного признака при прочих равных условиях повышает или понижает относительную перспективность зоны по сравнению с соседними. Промежуточные значения обусловлены либо ухудшением условий сохранности и аккумуляции по сравнению с более перспективными зонами, либо улучшением их на, в целом, неблагоприятном фоне. Таким образом изучаемая территория разбивается на относительно однородные зоны с максимальными (эталонные участки), средними и малыми плотностями ресурсов, величина которых целиком зависит от плотностей ресурсов на эталонных участках.

* Плотности ресурсов, установленные на эталонных участках, передаются на соседние малоизученные расчетные участки (зоны) и далее по «лестнице» нисходящих качественных оценок вплоть до бесперспективных территорий. Количество УВ определяется путем умножения площади зоны на плотность приписываемых ей ресурсов. Диапазон колебания этих плотностей в конкретных условиях, например, Сибирской платформы изменяется от 100 тыс.т/км2 и более на наиболее богатых эталонах до нуля на абсолютно бесперспективных территориях (выходы фундамента на дневную поверхность и их ближайшие окрестности). Достоинствами предлагаемого подхода к количественной оценке ресурсов УВ на Сибирской и, естественно, других платформах, являются:

- объективизация выделения относительно небольших ЗНГН и сохранности в них залежей путем графического наложения карт благоприятных и неблагоприятных признаков;

- принятые для этих построений показатели общедоступны и прямо влияют на богатство недр: толщина чехла (минимальная и максимальная), положение зон развития коллекторов, границы развития региональных сульфатно-галогенных и глинистых покрышек; разрушающие факторы (траппонасыщенность, глубинные высокоминерализованные воды на поверхности, отсутствие покрышек и др.);

- возможность, по «лестнице» качественных оценок, передачи плотностей ресурсов на эталонах на большие расстояния от эталонных участков: если имеется возможность судить, что следующая соседняя зона менее (более) благоприятна по условиям сохранности залежей. Тем самым метод внутренних аналогий может «вырваться» из пределов отдельных НГО на просторы всей оцениваемой территории.

- относительная независимость от оценок, полученных другими методами, особенно - объемно-генетическим и объемно-статистическим (в тех вариантах, где объем выводится на первое место).

      Из выше изложенного обзора методов, применявшихся и применяемых для подсчета прогнозных ресурсов Восточно-Европейской и Сибирской платформ следует, что наиболее надежные результаты получаются при ориентации на плотность ресурсов хорошо изученных эталонных участков и что выделение участков и подсчет плотности ресурсов на них является решающим звеном в процессе подсчета.

Дата: 2018-12-21, просмотров: 943.