Основні теоретичні положення. Запаси – це кількість нафти і газу у виявлених покладах

Запаси – це кількість нафти і газу у виявлених покладах. Розрізняють геологічні запаси (це ті, які знаходяться в надрах) та добувні запаси (що являють собою частину геологічних запасів, яка може бути вилучена із надр).

За ступенем геологічного вивчення запаси нафти і газу поділяють на розвідані (категорії А, В, С₁) та попередньо розвідані (категорія С₂). Найдетальніше вивчені запаси категорії А, найменше вивчені запаси категорії С_1.

Залежно від часу оцінки запасів розрізняють початкові і поточні (залишкові) запаси нафти і газу. Початкові запаси – це запаси покладу до початку розробки. Поточні запаси – це запаси, що знаходяться в покладі на певну дату і являють собою різницю між початковими запасами і накопиченим видобутком до цієї дати.

Запаси нафти і газу обчислюються за результатами пошукового, розвідувального і експлуатаційного буріння з використанням підрахункових параметрів, одержаних в основному безпосередньо на досліджуваному покладі.

Об’єктами підрахунку запасів нафти і газу приймаються:

а) по площі – виявлений поклад або його частина;

б) в розрізі – нафтогазоносні пласти і горизонти.

Ресурси – це очікувана кількість нафти і газу у передбачуваних, але ще не відкритих покладах. Ресурси мають імовірнісний характер і характеризуються певними шансами на їхнє підтвердження, тобто певним ступенем достовірності, яка пов’язана з обгрунтованістю прогнозу. Ресурси на відміну від запасів мають більш низьку ступінь вивчення і обгрунтування, а, отже, і достовірності. Межею, що розділяє запаси і ресурси, є факт установлення (відкриття) покладу нафти і газу при випробуванні свердловини.

За ступенем геологічного вивчення ресурси нафти і газу поділяють на перспективні (категорія С₃) і прогнозні (категорії D₁ і D₂).

Умови віднесення запасів і ресурсів нафти і газу до тієї чи іншої категорії визначається спеціальним нормативним документом (інструкцією).

Перспективні ресурси за категорією С₃ підраховуються за параметрами, аналогічними параметрам відкритих покладів на сусідніх родовищах даного нафтогазоносного району.

Об’єктами підрахунку перспективних ресурсів нафти і газу служать:

а) по площі – передбачуваний поклад в підготовленій до глибокого буріння нафтогазоперспективній структурі (пастці);

б) по розрізу – перспективні пласти і горизонти, продуктивність яких встановлена на сусідніх родовищах, розташованих в одній структурно-фаціальній зоні з пасткою, яка оцінюється.

Основним графічним документом при підрахунку запасів і ресурсів нафти і газу служить підрахунковий план об’єкта підрахунку.

При оцінці перспективних ресурсів підрахунковим планом служать структурні карти маркувальних горизонтів, побудованих здебільшого за результатами сейсморозвідки.

При оцінці запасів підрахункові плани переважно складаються на основі структурної карти покрівлі продуктивних пластів-колекторів. На таку карту наносяться зовнішній і внутрішній контури нафто- (газо)носності, межі категорій запасів, а також всі пробурені на дату підрахунку запасів свердловини з показом положення устів і точок перетину ними покрівлі відповідного продуктивного пласта.

За величиною добувних запасів нафти (в млн т) чи газу (в млрд м³) однофазові поклади (родовища) поділяють на 7 груп: дуже дрібні (до 1), дрібні (1-5), невеликі (5-10), середні (10-30), великі (30-100), величезні або крупні (100-300), унікальні (понад 300). Для визначення належності двофазових (нафтогазового чи газонафтового) покладів (родовищ) до однієї із цих груп необхідно запаси нафти і газу перевести в сумарні запаси вуглеводнів в умовних одиницях нафтового еквівалента. При цьому використовують таке співвідношення: 1 т умовного палива = 1 т нафти = 1 т конденсату = 1000 м³ газу.

Суть об’ємного методу та розрахункові формули

Для підрахунку запасів і перспективних ресурсів нафти і газу покладів будь-якого типу використовується об’ємний метод.

Об’ємний метод ґрунтується на визначенні у стандартних умовах (Р=0,1МПа, t=20⁰С) маси нафти чи об’єму вільного газу в породах-колекторах через геометричні розміри продуктивного пласта, ступінь насиченого вуглеводнями порожнинного простору та параметрів, що враховують переведення нафти і газу із пластових умов.

Початкові добувні запаси (ресурси) нафти Q_д.н обчислюють за формулою

, (8.1)

де F_н – площа нафтоносності, м²; h_{еф.н .} – ефективна нафтонасичена товщина пласта, м; К_n – коефіцієнт відкритої пористості колектору; К_н – коефіцієнт нафтонасиченості колектору; r – густина нафти на поверхні при стандартних умовах, т/м³ (кг/м³); h – коефіцієнт вилучення нафти; q=1/b – перерахунковий коефіцієнт, що враховує усадку нафти на поверхні; b – об’ємний коефіцієнт нафти.

На відміну від нафти запаси (ресурси) газу залежать ще від пластового тиску і температури, фізичних властивостей і хімічного складу самого газу.

Початкові балансові запаси чи ресурси вільного газу Q_{вид. г.} (м³) можна вирахувати за такою, дещо спрощеною формулою

, (8.2)

де F_г – площа газоносності, м²; h_{еф. г.} – ефективна газонасичена товщина колектору, м; Кг – коефіцієнт газонасиченості колектору; Р_пл – початковий пластовий тиск в покладі, МПа; Р_ст = 0,1 Мпа; – поправка на надстисливість газу, що враховує відхилення вуглеводневих газів від законів ідеального газу при тиску Р_пл; z – коефіцієнт надстисливості пластового газу; f – поправка на пластову температуру для приведення об’єму газу до стандартних умов, яка визначається із такого співвідношення

f=T_ст/T_пл=293/(273+t_пл), (8.3)

де t_пл – пластова температура, ⁰С.

Поиск по сайту: