I. Общие положения
Схема стадийности геологоразведочных работ на нефть и газ
Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ
Этапы и стадии геологоразведочных работ на нефть и газ
Оценка запасов (ресурсов) нефти (газа, конденсата), ожидаемые технико-экономические параметры освоения
Подсчет ожидаемых запасов нефти или газа чаще всего выполняется объемным методом. По сравнению с другими методами подсчета, он является универсальным - применим во всех случаях: в контурах любой категории разведанности, при любом режиме залежи. Другие способы: статистический, материального баланса, частные варианты объемного метода - объемно-весовой и объемно-статистический - применимы лишь в отдельных случаях, с ограничениями.
Объемный метод основан на определении объема в пласте-коллекторе порового пространства, насыщенного нефтью (или газом). Извлекаемые запасы нефти подсчитываются в этом случае по следующей формуле:
Qизвл = F2*Hср*ρ *Kп*Kн*η*θ
H*F1 + H/2*(F2 - F1)
где: Hср - средняя мощность продуктивного горизонта: Hср = ---------------------------
F2
H - мощность (толщина) пласта-коллектора в сводовой части;
F1 - площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносности;
F2 - площадь в пределах внутреннего контура нефтеносности;
ρ - плотность «разгазированной» нефти, на поверхности (от 0.8 до 0.95 т/м3);
Kп - коэффициент открытой пористости, д.ед.;
Kн - коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.;
η - коэффициент извлечения нефти при добыче (обычно не более 0.5);
θ - коэффициент «усадки» нефти - перехода из пластовых условий в поверхностные (около 0.85-0.86).
Расчет по этой формуле позволяет определить, по имеющимся исходным данным, величину извлекаемых запасов нефти в млн. тонн. Аналогичный - объемный метод применяется и для подсчета запасов газа.
ЛЕКЦИЯ 5.
В соответствии с Законом Российской Федерации «О недрах», приказом Министерства природных ресурсов Российской Федерации (МПР РФ) от 7 февраля 2001 г. № 126, утверждены действующие в настоящее время:
Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ; Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов;
Временная классификация скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей).
Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ составлено в соответствии с Законом Российской Федерации «О недрах» (2.01.2001) и «Положением о порядке лицензирования пользования недрами» (1992 г.).
| Этап; Стадия | Объекты | Основные задачи изучения | Оценка ресурсов |
| 1. Региональный 1.1. Прогноза нефтегазоносности | Осадочные бассейны и их части | 1. Выявление литолого-стратиграфических комплексов, структурных этажей, ярусов и структурно-фациальных зон, определение характера основных этапов геотектонического развития, тектоническое районирование. 2. Выделение нефтегазо-перспективных комплексов (резервуаров) и зон возможного нефтегазонакопления, нефтегазогеологическое районирование. 3. Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности. 4. Выбор основных направлений и первоочередных объектов дальнейших исследований. | Д2, частично Д1 |
| 1.1. Оценки зон нефтегазонакопления | Нефтегазопе-рспективные зоны и зоны нефтегазона-копления | 1. Выявление субрегиональных и зональных структурных соотношений между различными нефтегазоперспективными и литолого-стратиграфическими комплексами, основных закономерностей распространения свойств пород коллекторов и флюидоупоров и изменения их свойств. 2. Уточнение нефтегазогеологического районирования. 3. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности 4. Выбор районов и установление очередности проведения на них поисковых работ. | Д1, и частично Д2 |
| 2. Поисково-оценочный 2.1. Выявления объектов поискового бурения | Районы с установленной или возможной нефтегазонос-ностью | Выявление условий залегания и других геолого-геофизических свойств нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов. Выявление перспективных ловушек. 3. Количественная оценка прогнозных локализованных ресурсов. 4. Выбор объектов для детализационных работ. | Прогнозные локализованные ресурсы Д1л |
| 2.2. Подготовки объектов к поисковому бурению | Выявленные ловушки | 1. Детализация выявленных перспективных ловушек, позволяющая прогнозировать пространственное положение залежей 2. Количественная оценка перспективных ресурсов на объектах, подготовленных к поисковому бурению. 3. Выбор объектов и определение очередности их ввода в поисковое бурение. | Перспективные ресурсы категории С3 |
| 2.3. Поиска и оценки месторождения (залежей) | Подготовлен ные ловушки, открытые месторождения (залежи) | 1. Выявление в разрезе нефтегазоносных и перспективных горизонтов коллекторов и покрышек и определение их геолого-геофизических свойств (параметров). 2. Выделение, опробование и испытание нефтегазоперспективных пластов и горизонтов, получение промышленных притоков нефти и газа и установление свойств флюидов и фильтрационно-емкостных характеристик. 3. Открытие месторождения и постановка запасов на государственный баланс. 4. Выбор объектов для проведения оценочных работ. 5. Установление основных характеристик месторождений (залежей). 6. Оценка запасов месторождений (залежей). 7. Выбор объектов разведки. | Предварительно оцененные запасы С2 и частично разведанные запасы С1 |
| 3. Разведочный 3.1. Разведки и пробной эксплуатации | Промышленные месторождения (залежи) | 1. Уточнение геологического строения и запасов залежей. 2. Пробная эксплуатация для получения данных и параметров для составления технологической схемы разработки месторождений. 3. Перевод запасов категории С2 в категорию С1. | Разведанные запасы С1 и частично предварительно оцененные запасы С2 |
ЛЕКЦИЯ 6.
6.1. Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов
(утверждена приказом МПР РФ от 7 февраля 2001 г. № 126)
I. Общие положения
II. Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа
III. Группы запасов нефти и газа
IV. Группы месторождений (залежей) по величин запасов, сложности геологического строения
1. Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов устанавливает единые для Российской Федерации принципы подсчета и государственного учета запасов месторождений и перспективных ресурсов нефти и горючих газов (свободный газ, газ газовых шапок и газ, растворенный в нефти) в недрах по степени их изученности и народнохозяйственному значению, условия, определяющие подготовленность разведанных месторождений для промышленного освоения, а также основные принципы оценки прогнозных ресурсов нефти и газа.
2. Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитываются и учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Данные о запасах месторождений и перспективных ресурсах нефти и газа используются при разработке концепции экономического и социального развития субъектов Российской Федерации, регионов и Российской Федерации в целом, а данные о запасах по месторождениям - для проектирования добычи и транспортировки нефти и газа.
Прогнозные ресурсы нефти и газа, наличие которых предполагается на основе общих геологоразведочных представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований, оцениваются в пределах крупных регионов, нефтегазоносных провинций, акваторий, областей, регионов, районов, площадей. Данные о прогнозных ресурсах нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ.
3. При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету и учету запасы нефти и газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, гелия, металлов), целесообразность которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами. Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, производятся по каждой залежи раздельно и месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений.
4. Перспективные ресурсы подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы оцениваются раздельно по нефти, газу и конденсату
5. Запасы месторождении и перспективные ресурсы нефти и конденсата, а также этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы нефти и конденсата оцениваются в единицах массы; запасы месторождений и перспективные ресурсы газа и гелия подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы газа оцениваются в единицах объема. Подсчет, учет и оценка производятся при условиях, приведенных к стандартным (0,1 МПа при 20°С).
6. Оценка качества нефти, газа и конденсата производится в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов и технических условий с учетом технологии добычи и переработки, обеспечивающей их комплексное использование.
7. При получении из скважин на месторождениях нефти и газа притоков подземных вод должны быть определены химический состав подземных вод, содержание в них йода, брома, бора и другие показатели для обоснования целесообразности проведения специальных геологоразведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определения возможности использования их для извлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд.