Нефтетехнологический факультет Кафедра «Геология и геофизика» (стр. 8 )

- балансовые запасы месторождении (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно;

- балансовые запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически либо 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, которые могут быть извлечены 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.

Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются ГКЗ

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 вес разведанные (А, В и С1) и предварительно оцененные (С2) запасы должны быть отнесены к группе балансовых.

Применение новых методов воздействия на пласт и более совершенной технологии разработки способствует увеличению ко­нечного коэффициента извлечения нефти. В этой связи запасы нефти и газа, относящиеся к забалансовым, должны сводиться к минимуму. К этой группе могут быть отнесены запасы лишь какой-то отдельной залежи месторождения, если окажется, что ее следует разрабатывать самостоятельной сеткой скважин, а затраты на выполнение этих работ не окупаются ожидаемой комплексно извлекаемой и комплексно перерабатываемой продукцией в виде углеводородного сырья. Но нельзя выделять забалансовые запасы как часть запасов одной залежи (на отдельных участках ее площади или вертикального разреза), если разработка залежи или месторождения в целом признается рентабельной. Нефть и газ — подвижные флюиды, и при разработке одной части залежи могут приходить в движение флюиды и во всех других ее частях. Неоднородность пласта по площади и разрезу должна учитываться коэффициентом извлечения.

Классификация запасов предусматривает учет забалансовых запасов всех категорий.

На месторождениях, введенных в разработку, Классификация запасов обязывает производить перевод запасов категорий С1 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 А + В + С1 изменяются по сравнению с ранее утвержденными ГКЗ        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 А+В+С1 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 нефтегаз о насыщенной толщине, площади залежи, коллекторским свойствам пород и их нефтегазо-насыщенности, коэффициентам извлечения. При анализе баланса движения запасов следует установить конкретные причины изменении запасов и их категорийности. По месторождениям, на которых выявилось изменение запасов, утвержденных ГКЗ СССР, сопоставление данных разведки и разработки, а также анализ причин их расхождений, должны производиться совместно организациями, разведывавшими и разрабатывающими месторождение.

ПОДСЧЕТНЫЕ ПЛАНЫ

Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план. Подсчетные планы (рис. 4) составляются на основе структурной карты по кровле (поверхности) продуктивных пластов-коллекторов или же хорошо прослеживающегося 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, а также все пробуренные на дату подсчета запасов скважины (с точным указанием положения устьев, точек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта): поисковые; разведочные; добывающие; 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 во до насыщенности 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 (диафрагмах).

Рис. Пример подсчетного плана залежи.

Скважины: 1 – добывающие, 2- разведочные, 3 – в консервации, 4 – ликвидированные, 5 – не давшие притока в скважинах, 6 – нефть, 7 – вода, 8 – нефть и вода, 9 – изогипсы поверхности коллекторов, м; контуры нефтеносности; 10 – внешний, 11 – внутренний, 12 – граница литолого-фациального замещения коллекторов, 13 – категория запасов, цифры у скважин: в числителе – номер скважины, в знаменателе – абсолютная отметка кровли коллектора, м

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 подсчетом плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дается таблица с указанием принятых авторами величин под счетных параметров, подсчитанных запасов, их категории, величин параметров, принятых по решению ГКЗ        , даты, на которую подсчитаны запасы.

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.

Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов производится раздельно для газовой, нефтяной, газонефтяной, водонефтяной и газонефтяной зон по типам коллекторов для каждого пласта залежи и месторождения в целом с обязательной оценкой перспектив всего месторождения. Запасы содержащихся в нефти и газе компонентов, имеющих 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.

ПОДГОТОВЛЕННОСТЬ РАЗВЕДАННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ) НЕФТИ И ГАЗА ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННОГО ОСВОЕНИЯ

В соответствии с Классификацией запасов подготовленность разве­данных месторождений (залежей) нефти и газа для промышленного освоения определяется степенью их изученности, независимо от размера и сложности геологического строения.

Разведанные месторождения считаются подготовленными для промышленного освоения при соблюдении следующих условий:

- балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, утверждены ГКЗ рф и дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата месторождения;

- утвержденные извлекаемые запасы нефти и конденсата, балансовые запасы газа, а также запасы содержащихся в них компонентов (имеющих промышленное значение), используемые при проектировании предприятий по добыче нефти и газа, составляют не менее 80% категории С1 и до 20% категории С2. Возможность промышленного освоения разведанных месторождений (залежей) или частей месторождений (залежей) нефти и газа при наличии запасов категории С2 более 20% устанавливается в исключительных случаях ГКЗ при утверждении запасов на основе экспертизы материалов подсчета;

- состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение, особенности разработки месторождений (залежей), дебиты нефти, газа и конденсата, гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа;