Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа (стр. 19 )

-  Балансовые запасы - разведанные запасы, разработка которых технологически возможна и экономически целесообразна, (забалансовые – разработка которых технологически неэффективна и нецелесообразна).

Классификации, принятые в России и за рубежом различаются друг от друга. У "нас" характеристика ресурсов строится от общего к частному, у "них" - от частного к общему. Отечественная классификация ориентирована на максимально возможный объем углеводородов (неподтвержденные ресурсы и запасы потом списываются) «у них» ресурсы и запасы углеводородов всегда заниженные – минимальные. Если при дальнейшем изучении происходит увеличение ресурсов, они потом добавляются. В качестве примера приведем наиболее употребительные классификации – принятая на XIV Мировом нефтяном конгрессе (таблица 17) и общества инженеров-нефтяников США (таблица 18).

Таблица 17.

Классификация ресурсов и запасов XIV Мирового нефтяного конгресса

Запасы нефти
Открытые	Неоткрытые
Установленные	Неустановленные	Потенциально извлекаемые
Разрабатываемые	Неразрабатываемые	Вероятные	Возможные

Таблица 18.

Классификация ресурсов и запасов

общества инженеров-нефтяников США (SPE).

Начальные извлекаемые Iinitial recoverable
				Добыча Production
Текущие извлекаемые Remaining recoverable
				Недоказанные Unproved
Доказанные Proved
Разбуренные Drilled	Неразбуренные Undrilled	Вероятные Probable	Возможные Possible
Разрабатываемые Producting	Неразрабатываемые Unproducting

На рисунке 2.1. приведено сопоставление российской и американской классификаций, запасов нефти и газа (Немченко и др. 1996).

Залежь, вскрытая единичной скважиной

Классификация

 

Российская

Американская

Рис. 2. 1. Сопоставление российской и американской классификаций запасов нефти и газа.

1 – залежь, 2 – запасы по классификации SPE - a – доказанные «разбуренные», б – доказанные «неразбуренные», в – вероятные, г – возможные, 3 – скважины разведочные и эксплуатационные, l – расстояние между скважинами.

2.10.2. Подсчетные параметры (исходные данные) и их определение на различных этапах и стадиях геологоразведочных работ.

Подсчетными называются параметры, входящие в формулы оценки ресурсов и подсчета запасов. Подсчетные параметры, в соответствии с которыми оцениваются перспективы нефтегазоносности, различны на различных этапах и стадиях геолого-разведочных работ. На региональном этапе подсчетными являются параметры, контролирующие нефтегазоносный потенциал – мощность нефтематеринских толщ, мощность региональной покрышки, и др. На поисково-оценочном этапе значение приобретают размеры ловушек, мощность коллектора, глубина и тектоническая сложность ловушек. Количественная оценка прогнозных ресурсов в возможно нефтегазоносных комплексах в пределах конкретных участков на прогнозной территории делается по аналогии. При этом пользуются следующими методами.

-  Количественных геологических аналогий. Метод заключается в том, что на эталонных участках определяются зависимости между удельными запасами и наиболее информативными факторами, и переноса выявленных зависимостей на расчетные участки со сходным геологическим строением.

-  На «усредненную структуру». При применении этого метода на эталонном участке определяют средние геологические запасы на одну структуру, плотность этих структур, и затем переносят полученные результаты на расчетный участок.

-  Удельных плотностей запасов. Используя данный метод, на эталонных участках определяют удельные плотности геологических запасов продуктивного пласта (толщи, комплекса и т. д.), приходящихся на 1 км3 общего объема пород, или пород-коллекторов, и перенос этих соотношений на расчетные участки с учетом поправочных коэффициентов, характеризующих изменение мощности, пустотности и других параметров.

Существуют и другие методы.

На разведочном этапе подсчетными параметрами для нефтяных месторождений являются площадь нефтеносности, эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, коэффициент открытой пористости, коэффициент нефтенасыщенности пласта, коэффициент нефтеотдачи пласта, а также физические параметры нефти.

Подсчетными параметрами для газовых месторождений являются площадь газоносности, эффективная мощность газонасыщенной части пласта, коэффициент открытой пористости, коэффициент газонасыщенности пласта, с учетом содержания связанной воды и начальное пластовое давление в залежи.

Перечисленные параметры используются при подсчете запасов самым распространенным – объемным методом. Кроме объемного иногда применяются методы материального баланса – для месторождений нефти и по падению давления – для газа. В этом случае параметры берутся из данных опытно-промышленной эксплуатации залежи.

2.10.3. Подсчет и пересчет запасов различными методами

Подсчет запасов ведется на основе полученных в процессе разведки фактических данных, однако, какие бы современные, надежные и изощренные методы обработки фактического материала не применялись, достоверные и полные сведения о залежи геолог обычно получает после того, как она полностью отработана. Разработка же начинается в условиях недостаточных данных.

Из методов подсчетов запасов распространены:

-  Объемный– основан на подсчете насыщенного нефтью объема пустотного пространства залежи.

-  Падения пластового давления – применяется при подсчете запасов свободного газа. Метод основан на постоянстве в период работы залежи на газовом режиме добычи газа при снижении пластового давления на 0,1 Мпа и экстраполяции этой величины до завершения разработки залежи.

-  Растворенного газа, – при котором балансовые и извлекаемые запасы растворенного газа вычисляются как произведение балансовых и извлекаемых запасов на величину начального газосодержания, установленного по глубинным пробам.

-  Материального баланса – основан на изучении физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте в зависимости от изменения давления в процессе разработки залежи. При применении этого метода составляются уравнения материального баланса между первоначально содержащимся в недрах объемом углеводородов и суммой объемов углеводородов, добытых и оставшихся в недрах, или равенства между объемом отобранных углеводородов и объемом, восполненным в пласте в результате происшедших в нем изменений.

-  Статистический метод подсчета нефти – применяется на поздних стадиях разработки. Он основан на статистической обработке данных о поведении дебитов накопленной добычи в процессе эксплуатации в зависимости от тех, или иных параметров разработки.

Применяются и другие методы.

Пересчет запасов – это уточнение запасов углеводородов. Запасы пересчитывают в тех случаях, когда оценка месторождения за время, истекшая после предыдущего утверждения запасов, существенно изменилась в результате разведочных и эксплуатационных работ.

Достоверностью запасов называют максимальное приближение величины подсчитываемых запасов к ее истинному значению, которое происходит в процессе геологоразведочных и эксплуатационных работ, качественной обработки фактического материала и правильного выбора метода оценки.

2.10.4. Размещение месторождений нефти и газа в мире.

Размещение ресурсов нефти и газа в мире весьма неоднородно как по изученности недр, так и по самой возможности их наличия.

В целом, вероятно суммарное количество жидких и газообразных углеводородов, которое могло образоваться и накопиться в земной коре, равно примерно 2∙109 т нефти и 1000 трлн. м3 газа. Объем же извлекаемых запасов составляет от 205∙106 до 700∙106 (может оказаться экономически выгодным при будущих, более совершенных методах разработки) для нефти и от 100 до 600 трлн. м газа.