![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Группы запасов нефти и газа и основные принципы их подсчета
По народнохозяйственному значению запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подразделяются на две группы, подлежащие самостоятельному подсчету и учету: Балансовые (геологические) - запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно; Забалансовые - запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые. В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы. Извлекаемые запасы - часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат (замыкающих) и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды. По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяные и нефтегазовые месторождения подразделяются на: · уникальные, содержащие более 300 млн. тонн нефти или более 500 млрд. куб. метров газ; · крупные, содержащие от 30 до 300 млн. тонн нефти или от 30 до 500 млрд. куб. метров газа; · средние, содержащие от 10 до 30 млн. тонн нефти или от 10 до 30 млрд. куб. метров газа; · мелкие, содержащие менее 10 млн. тонн нефти или менее 10 млрд. куб. метров газа. Ресурсы по экономической эффективности подразделяются на две группы: рентабельные и неопределенно-рентабельные. К рентабельным ресурсам относятся ресурсы, имеющие положительную предварительно (или экспертно) ожидаемую стоимость запасов. К неопределенно-рентабельным относятся ресурсы, на дату оценки имеющие неопределенную ожидаемую стоимость запасов. Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются в государственной комиссии (ГКЗ РФ) с учетом заключений по ним Министерства нефтяной промышленности, Министерства газовой промышленности и Министерства геологии РФ. Запасы месторождений нефти и газа, расположенные в пределах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, относятся к балансовым или забалансовым на основании технико-экономических расчетов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений. Если фактическая ценность ожидаемой продукции нефтегазодобывающих предприятий выше всех суммарных затрат, необходимых для освоения месторождения, то практически все разведанные (А, В и C1) и предварительно оцененные (С2) запасы должны быть отнесены к группе балансовых. Таким образом, классификация запасов и ресурсов предусматривает жесткие требования при отнесении запасов к балансовым или забалансовым. Классификация запасов предусматривает учет забалансовых запасов всех категорий. 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, балансовые 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 балансовых и извлекаемых 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 газонефтенасыщенной толщине, площади залежи, коллекторским свойствам пород и их нефтегазонасыщенности, коэффициентах извлечения. При анализе баланса движения запасов следует установить конкретные причины изменений запасов и их категорийности. По месторождениям, на которых выявилось изменение запасов, утвержденных ГКЗ РФ, сопоставление данных разведки и разработки, а также анализ причин их расхождений, должны производиться совместно организациями, разведывавшими и разрабатывающими месторождение. Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план. Подсчетные планы (рис. 3.1) составляются на основе структурной карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов или ближайшего репера, расположенного не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов. Границы и площадь подсчета запасов нефти и газа каждой из категорий окрашиваются определенным цветом (рис. 3.2): - категория А - красным; - категория В - синим; - категория С1 - зеленым; - категория С2 – желтым. На подсчетный план также наносятся все пробуренные на дату подсчета запасов скважины (с точным указанием положения устьев, точек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта): - разведочные; - добывающие; - законсервированные в ожидании организации промысла; - нагнетательные и наблюдательные; - давшие безводную нефть, нефть с водой, газ, газ с конденсатом, газ с конденсатом и водой и воду; - находящиеся в опробовании; - неопробованные, с указанием характеристики нефте-, газо- и водонасыщенности пластов - коллекторов по данным интерпретации материалов геофизических исследований скважин; - ликвидированные, с указанием причин ликвидации; - вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами. По испытанным скважинам указываются: глубина и абсолютные отметки кровли и подошвы коллектора, абсолютные отметки интервалов перфорации, начальный и текущий дебиты нефти, газа и воды, диаметр штуцера, депрессия, продолжительность работы, дата появления воды и ее содержание в процентах в добываемой продукции. При совместном опробовании двух и более пластов указывают их индексы. Дебиты нефти и газа должны быть замерены при работе скважин на одинаковых штуцерах. По добывающим скважинам приводятся: дата ввода в работу, начальный и текущий дебиты и пластовое давление, добытое количество нефти, газа, конденсата и воды, дата начала обводнения и содержание воды в процентах в добываемой продукции на дату подсчета запасов. При большом количестве скважин эти сведения помещаются в таблице на подсчетном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дается таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, подсчитанные запасы, их категории, величины параметров, принятые по решению ГКЗ РФ, дата, на которую подсчитаны запасы. Рис. 3.1 - Пример подсчетного плана залежи 1 — нефть; 2 — вода; 3 — нефть и вода; скважины: 4 — добывающие, 5 — разведочные, 6 — в консервации, 7 — ликвидированные, 8 — не давшие притока; 9 — изогипсы поверхности коллекторов, м; контуры нефтеносности: 10 — внешний, 11 — внутренний; 12 — граница литолого-фациального замещения коллекторов; 13 — категории запасов; цифры у скважин: в числителе - номер скважины, в знаменателе - абсолютная отметка кровли коллектора, м.
При повторном подсчете запасов на подсчетные планы должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденных при предыдущем подсчете, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.
![]() ![]() ![]() ![]() ![]()
Рис. 3.2 - Карта разработки пласта с нанесенными категориями запасов
Запасы содержащихся в нефти и газе компонентов, имеющие промышленное значение, подсчитываются в границах подсчета запасов нефти и газа. При подсчете запасов подсчетные параметры измеряются в следующих единицах: толщина в метрах; давление в мегапаскалях (с точностью до десятых долей единицы); площадь в тысячах квадратных метров; плотность нефти, конденсата и воды в граммах на кубический сантиметр, а газа в килограммах на кубический метр (с точностью до тысячных долей единицы); коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности в долях единицы с округлением до сотых долей; коэффициенты извлечения нефти и конденсата в долях единицы с округлением до тысячных долей. Запасы нефти, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются в тысячах тонн, газа - в миллионах кубических метров, гелия и аргона - в тысячах кубических метров. Средние значения параметров и результаты подсчета запасов приводятся в табличной форме.
|