Методы оценки ресурсного потенциала нефтегазогеологических объектов и эталонные участки для сравнительного геологического анализа

ЛЕКЦИЯ 13

 

 

МЕТОДЫ ОЦЕНКИ РЕСУРСНОГО ПОТЕНЦИАЛА НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ И ЭТАЛОННЫЕ УЧАСТКИ ДЛЯ СРАВНИТЕЛЬНОГО ГЕОЛОГИЧЕСКОГО АНАЛИЗА

Эталонные участки для сравнительного геологического анализа

Крупнейшие объекты нефтегазонакопления - НГО, прогнозные ресурсы которых могут быть относительно надежно определены всеми описанными выше подсчетными методами. Естественно, самая надежная оценка плотностей ресурсов достигается, если на территории НГО открыты промышленные залежи нефти и газа и возможно обоснование эталонных участков. НГО, лишенные пока открытых залежей, менее надежно могут оцениваться по аналогии с нефтегазопродуктивными НГО (в частности, путем сравнения показателей, связанных с условиями сохранности залежей и применения метода внешних аналогий). Более мелкие объекты – ЗНГН, которые характеризуются однородными структурными, литолого-фациальными и иными условиями, обеспечивающими аккумуляцию и сохранность залежей УВ (главное здесь, помимо одновозрастности отложений, структурного положения – вал, т.д., наличие надежных покрышек, отсутствие или слабое проявление разрушающих факторов - магматизм, разрывы, гидрогеологическая раскрытость). Резкое изменение всех или одного из названных показателей ограничивает зону и означает переход к другой, более или менее благоприятной зоне; разграничение зон надежно производится путем графического наложения карт различных признаков. Предполагается, что в пределах зон возможно равномерное распространение плотностей ресурсов эталонных участков на всю территорию зоны. Удобно крупномасштабные продуктивные объекты именовать зонами, а части их и мелкомасштабные изолированные объекты – подзонами. За редким, исключением, зоны являются подсчетными объектами, а подзоны – эталонными участками.

 

Основные требования к эталонным участкам и примеры эталонных объектов:

1) однородность геологического строения и нефтегазоносноти эталонного участка и подобие их с условиями расчетного участка; 2) замкнутость в структурно-миграционном отношении; 3) расположение в едином элементе тектонического районирования; 4) хорошая буровая и геофизическая изученность, а совокупность включаемых в участок залежей должна отражать фактическое разнообразие их в регионе; 5) достаточные запасы категорий С₁+С₂; 6) представительность эталона и недопустимость включения в выборку месторождений с исключительными для региона по количеству и качеству запасами; 7) корректность определения площади участка.

Плотность ресурсов на эталоне определяется путем деления суммы: накопленная добыча + С₁+С₂+С₃ + предполагаемые неоткрытые ресурсы Д на площадь эталона. Площадь расчетных участков не должна превышать площадь эталона более, чем в 2 раза.

 

Примеры эталонных участков

Лено-Тунгусская НГП. Верхневилючанский эталонный участок

Расположен на северо-восточной периклинали Непско-Ботуобинской антеклизы. В структурном отношении приурочен к седловине, разделяющей Мирнинский и Сунтарский своды и ограничен с севера и юга изогипсой – 1.5 км по кровле вендских отложений.

На участке разведано 3 месторождения: Иктехское – нефтегазоконденсатное (НГК), Верхневилючанское – нефтегазоконденсатное (НГК) и Вилюйско-Джербинское – газоконденсатное (ГК), приуроченные к антиклиналям, а основные запасы категорий С₁+С₂ связаны с венд-кембрийским карбонатным юряхским горизонтом (табл. 16). Северное и южное крылья участка практически не изучены глубоким бурением: здесь ожидаются новые открытия преимущественно в неантиклинальных залежах, в том числе в терригенных харыстанском и вилючанском горизонтах венда; доля неоткрытых ресурсов С₃+Д оценивается в 30% от разведанных запасов С₁+С₂. Площадь участка ~ 8000 км².

Расчетные параметры ресурсов УВ Ботуобинского эталонного участка

Фазовый состав флюида	С1+С2 геол/извл. млн.т; млрд.м3	Неоткры-тые ресурсы, %	Всего геол/извл. млн.т; млрд.м3	Доля нефти	Плотность ресурсов
геол. тыс.т/км2	извлек. тыс.т/км2
нефть (н)	377,0/74,0	10%	415,0/81,0	0,54/0,2
газ (г)	306,0	10%	337,0
Σн+г+гр+ +конд.	692,0/385,0	10%	762,0/424,0		80,0	44,0

МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

Объемный метод

Метод основан на определении объема пор продуктивного пласта, определяемого путем изучения размеров нефтеносного пласта и пористости слагающих его пород. Учитывается как общее количество нефти, заполняющей пористые пространства нефтеносных пластов, так и то, которое может быть извлечено при эксплуатации.

 

Начальные балансовые (общие, геологические) запасы нефти в залежах определяются по формуле:

Q_o = F х Н х k_по х k_н х Θ х ρ,

где Q₀ - начальные балансовые (геологические) запасы нефти, млн.т;

F - площадь нефтеносности, м²;

Н - эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, м;

k_п - коэффициент открытой пористости (пустотности), доли единицы (%);

k_н - коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли единицы (%);

Θ - объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м³ товарный нефти занимает в пластовых условиях (обычно Θ /тэта/ около O.85-0.86);

ρ - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см³.

Извлекаемые запасы нефти подсчитываются по следующей формуле:

Q _извл⁼ Q₀ х К_извл,

где Q_извл - извлекаемые запасы нефти, млн.т;

К_извл - коэффициент извлечения нефти или коэффициент нефтеотдачи(К_н). К_извл обычно при водонапорном режиме для новых залежей принимается равным 0.5 - 0.6 (максимально!) и зависит от способов эксплуатации, температуры нефтяной залежи, физических свойств нефти, газового давления и других факторов. К_извл выше для нефтеносных залежей, сильно насыщенных газом.

 

 

Объемно-статистический метод

 

Метод основан на количественном использовании данных о коэффициентах нефтенасыщенности и извлечения нефти, полученных на выработанных залежах.

В его основу положены лабораторные и промысловые исследования проницаемости и пористости пород, глубинных проб нефти и всех остальных параметров:

 

X = k_н1 x ή₁ = Q / (F х h₁ х k_п х ρ₁ х Θ₁),

 

где Q – извлекаемые запасы нефти, т;

F – площадь нефтеносности, м²;

h₁ – эффективность мощность нефтенасыщенной части пласта, м;

k_п – коэффициент открытой пористости, доли единицы;

k_н1 –коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли единицы;

ρ₁- плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³;

Θ₁ – объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м³ товарной

нефти занимает в пластовых условиях;

ή₁ – коэффициент извлечения нефти, доли единицы.

 

Данный метод можно применять как для залежей, еще не вступивших в разработку, так и для залежей, эксплуатируемых с поддержанием и без поддержания пластового давления.

Наибольшие трудности на новых залежах вызывает определение k_н, ή и F. Эти параметры устанавливают по аналогии с параметрами на старых месторождениях, находящихся в сходных геологических условиях.

Формула по новой залежи имеет следующий вид:

 

Q = F х h х k_п х ρ х Θ х X

 

Запасы нефти, подсчитанные этим методом, относятся только к категориям С₁ и С₂.

 

 

Методы подсчета запасов газа

 

Условия формирования, залегания и разработка газовых месторождений, нефтяных месторождений с газовой шапкой и месторождений нефти с растворенным в нефти газом различны. Соответственно запасы газа подсчитываются различными методами и учитываются отдельно.

 

 

Объемный метод

 

Сущность метода сводится к определению объема пустотного пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и газовой шапки. Объем газа в залежи в силу физико-химических свойств газа зависит от пластовых давлений и температуры.

 

Формула подсчета запасов газа объемным методом выглядит следующим образом:

 

V = F x h x k_п x k_г x [ρ₀: (z₀ x ρ_ат)] x f,

 

Где V – начальные запасы газа, приведенные к стандартным условиям -

давлению и температуре (ρ_ст = 0.1 МПа и Т_ст = 293 К), млн. м³;

F – площадь газоносности, м²;

h – эффективная газонасыщенная мощность пласта, м;

k_п- коэффициент открытой пористости, доли единицы;

k_г- коэффициент газонасыщенности, доли единицы;

f - поправка на температуру для приведения объема газа к

стандартной температуре (f = Т_ст: Т_пл = 293 К: (273 К + t_пл);

ρ₀- начальное пластовое давление в залежи, МПа;

ρ_ат- атмосферное давление, МПа;

z₀ – коэффициент сжимаемости газа.

 

Произведение Fhk_пk_г соответствует объему газа в залежи при атмосферном давлении. Объем газа в залежи зависит от пластового давления ρ₀ и коэффициента сжимаемости газа z₀, которые устанавливают по промысловым ρ₀ и лабораторным z₀ данным.

Коэффициент извлечения газа зависит от многих факторов (режима разработки, наличия конденсата, конечного давления в залежи, неоднородности пласта и т.п.) и должен определяться для каждого конкретного случая. В зависимости от условий К_извл = 0.65 – 0.95.

 

Метод подсчета запасов свободного газа по падению давления

 

Метод основан на данных изменения пластовых давлений в результате отбора газа за время между двумя наблюдениями, т.е. на использовании постоянной во времени зависимости между отбором газа и падением пластового давления. При отсутствии подошвенных и краевых вод:

V_оп = V_доб х {(ρ₂ х α₂): [(ρ₁ х α₁) – (ρ₂ х α₂)],

 

 

где V_оп - запасы газа в пласте, м³;

V_доб- объем газа, добытый в период между наблюдениями, м³;

ρ₁, ρ₂ – пластовые давления соответственно на дату первого и второго

замеров, Па;

α₁, α₂ – коэффициенты отклонения от закона Бойля-Мариотта при

замеренных давлениях.

 

Метод требует тщательных замеров ρ_пл и V_доб в процессе эксплуатации. Недоучет объема залежи, особенно разбитости ее на отдельные экранированные блоки, активности краевых вод может привести к большим погрешностям.

 

НЕФТИ И ГАЗА РОССИИ И США

 

Классификация запасов месторождений (залежей) нефти и газа устанавливает единые принципы подсчета, оценки подготовленности к промышленному освоению и учета ресурсов и запасов нефти и газа. Поэтому вопросам классификации запасов уделяется достаточно большое внимание как в России и США, так и в других странах.

В отличие от России, где действует единственная классификация, утвержденная государством и являющаяся обязательной для всех организаций, ведущих геологоразведочные работы, подсчет ресурсов и запасов и разработку месторождений, в США существует и используется несколько классификаций. Это классификации заинтересованных правительственных агентств (Горное бюро и Геологическая служба США), отдельных крупных компаний, научных обществ (Общество инженеров-нефтяников, Американская газовая ассоциация и др.), институтов (Американский нефтяной институт), бирж по ценным бумагам и банков. Помимо этого, практически на всех мировых нефтяных конгрессах предлагаются различные новые классификации запасов и ресурсов. Все эти классификации, как правило, имеют много сходных элементов.

Для сопоставления выбрана классификация Общества инженеров-нефтяников - Society of Petroleum Engineers (SPE) - одна из последних принятых в США и наиболее широко используемая в практике оценки запасов нефти и газа [1, 6].

В соответствии с этой классификацией выделяются следующие группы запасов (рис. 1): доказанные; вероятные; возможные.

Доказанные запасы (proved reserves) - количество нефти, природного газа и конденсата, возможность извлечения которых из известных залежей при существующих экономических условиях обоснована инженерно-геологическими данными. Запасы относятся к доказанным, если промышленная (рентабельная) добыча подтверждается эксплуатацией или опробованием, а в отдельных случаях при достаточной надежности - исследованиями керна и материалами ГИС.

Доказанные «разбуренные» (освоенные) запасы - запасы, разработка которых возможна существующими скважинами с применением освоенного оборудования и технологии, включая запасы пластов (залежей), обсаженных колонной, но не вскрытых перфорацией. Запасы, которые могут быть извлечены с помощью методов повышения нефтеотдачи, включаются в категорию разбуренных только после начала применения таких методов.

Доказанные «разбуренные» разрабатываемые (эксплуатируемые) запасы - количество нефти, которое ожидается извлечь скважинами, работающими на момент подсчета.

Доказанные «разбуренные» неразрабатываемые запасы - количество нефти, которое может быть извлечено из вскрытых интервалов пласта по скважинам, еще не начавшим добычу ко времени подсчета запасов или законсервированным по техническим причинам («простаивающие» - shut-in reserves - запасы), а также из интервалов, для извлечения из которых по скважинам необходимо провести дополнительные работы по вскрытию пласта («затрубные» - behind-pipe reserves - запасы).

Доказанные «неразбуренные» запасы - количество нефти, которое может быть извлечено с помощью: 1) бурения новых скважин на неразбуренных участках залежи; 2) углубления существующих скважин до данного продуктивного пласта; или 3) внедрения методов повышения нефтеотдачи.

Недоказанные запасы (вероятные и возможные) - количество нефти, газа и конденсата, определяемое на основе инженерно-геологических данных, аналогичных используемым при подсчете доказанных запасов. Однако неопределенность, связанная с техническими, коммерческими, экономическими аспектами их применения и нормативной базой, не позволяет отнести их к категории доказанных. Недоказанные запасы не суммируются с доказанными из-за различной их достоверности. Их подсчет проводится для внутреннего планирования. Для государственной или иной обязательной отчетности включение недоказанных запасов в состав доказанных не допускается.

К вероятным запасам относят:

1)запасы, наличие которых предполагается доказать в процессе постепенного планового разбуривания при недостаточной точности структурных построений, не позволяющей отнести их к доказанным;

2)запасы в пластах, продуктивность которых оценена по данным каротажа при отсутствии керна или результатов испытаний, а аналоги среди разрабатываемых или доказанных запасов залежей в том же районе не известны;

3)дополнительные запасы, извлекаемые при уплотнении первоначальной сетки скважин, которые могли бы быть отнесены к категории доказанных запасов, если бы на период подсчета запасов была утверждена более плотная сетка;

4)запасы, извлекаемые при применении метода повышения нефтеотдачи, успешно апробированного на нескольких месторождениях, при условии, что планируется промышленная или полупромышленная разработка залежи, хотя месторождение еще не сдано в эксплуатацию, но свойства пород, флюидов и коллекторов представляются благоприятными для промышленной разработки;

5)запасы участка пласта, продуктивность которого доказана в других частях месторождения, однако участок, возможно, отделен разломом от доказанной залежи и согласно геологической интерпретации структурно расположен выше нее;

6)запасы, извлекаемые в связи с успешным ремонтом скважин, обработкой или повторной обработкой пласта, заменой оборудования и других технических приемов, оказавшихся ранее неэффективными - на скважинах, пробуренных на аналогичных залежах и имеющих сходный режим;

7)дополнительные запасы в доказанной разрабатываемой залежи, если альтернативная интерпретация емкостных характеристик или результатов опробования предполагает объем запасов, существенно превышающий доказанный;

8)запасы, разработка которых технически и экономически обоснована, но отсутствует либо финансирование, либо разрешение государственных органов или согласие партнеров в совместном предприятии.

К категории возможных запасов относят:

1) запасы, подсчитанные путем структурной или стратиграфической экстраполяции залежи за пределы участков с вероятными запасами, установленными в результате геологической и/или геофизической интерпретации;

2)запасы в пластах, нефтегазоносность которых обоснована по данным каротажа или керна, но рентабельность их разработки еще не подтверждена испытаниями;

3)дополнительные запасы, которые могут быть извлечены при уплотнении сетки скважин, но при этом существует некоторая неопределенность в решении технических вопросов;

4) запасы, извлекаемые методами повышения нефтеотдачи из залежи, возможность промышленной или полупромышленной разработки которой рассматривается для месторождения еще не введенного в эксплуатацию, при этом свойства пород, флюидов и коллекторов обусловливают существенно более высокую степень риска, чем это обычно принято;

5) запасы участка пласта, продуктивность которого доказана в других частях месторождения, однако участок, возможно, отделен разломом от доказанной залежи и/или, согласно геологической интерпретации, структурно расположен ниже нее.

В некоторых других классификациях, используемых в США (например, Американского нефтяного института, Горного бюро и Геологической службы США), помимо указанных групп, выделяются гипотетические ресурсы (hypothetical), наличие которых предполагается в неизученных районах, сложенных осадочными отложениями, являющимися продуктивными в других регионах [3].

При сопоставлении классификаций запасов нефти и газа, действующих в России и США, следует иметь в виду несовпадение многих используемых основных понятий и терминов [1, 2, 4].

И в России, и в США существует определенная сложившаяся традиция в организации геологоразведочных работ, в подходах к решению задач прогноза, поисков и разведки.

В частности, в первую очередь необходимо отметить, что американский термин «reserves» не аналог термина «запасы» российской классификации, а близок по смыслу существующему в России понятию «запасы участка, дренируемого скважиной». И поэтому в США критерии выделения «reserves» более жесткие, чем в отечественной практике по отношению к выделению «запасов». Кроме того, в США не проводят детальную разведку залежей перед вводом их в разработку, поэтому при классификации запасов учитываются главным образом коммерческие и технологические показатели запасов, а не геологическая изученность продуктивных пластов.

Так, если в российской классификации запасов учитываются геологические показатели, на основании чего выделяются запасы категории C₁ на значительных участках при расстояниях между разведочными скважинами, превышающих расстояния между эксплуатационными скважинами в несколько раз, то по классификациям, принятым в США, подобные запасы относятся к вероятным.

В российской классификации запасов полнее учитываются технологические показатели и показатели подготовленности залежей к разработке на основе изученности характеристик изменчивости вещественного состава пород и их коллекторских свойств, свойств пластовых жидкостей, продуктивности скважин по площади, по условиям применения методов воздействия на пласт с самого начала разработки и т.д., с целью обоснования рационального числа эксплуатационных скважин и оптимальных сроков разработки.

При сопоставлении категорий запасов нефти России и США необходимо учитывать и различие в методике определения величины нефтеизвлечения, по которой оцениваются извлекаемые запасы [2, 5, 7]. В России коэффициент извлечения нефти определяют на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждают в ГКЗ. При этом обычно ориентируются на максимально достижимую величину извлечения нефти за счет применения наиболее прогрессивных методов воздействия на пласт, в том числе и не прошедших еще промышленной апробации. Запасы газа, в отличие от США, оцениваются без учета возможного коэффициента его извлечения [2].

В США запасы, которые предполагается извлечь с помощью каких-либо вторичных (или третичных) методов разработки, только тогда считаются доказанными, когда применение этих методов уже показало свою эффективность на данном месторождении.

При таком подходе, в США на учет по месторождению первоначально принимаются минимальные извлекаемые запасы, которые по мере внедрения вторичных методов разработки постепенно увеличиваются. В связи с этим постепенно растет и общий по США коэффициент нефтеизвлечения, по которому определены начальные доказанные запасы.

В США при оценке и учете доказанных запасов нефти принимаются во внимание многочисленные экономические и правовые факторы, присущие американской системе недропользования, вследствие чего запасы многих залежей или их частей не включаются в доказанные.

 

Таким образом, в силу действующих в США ограничений геологического, технического и экономического (иногда и правового) факторов доказанные запасы представляют собой только некоторую часть выявленного объема нефти, которую можно физически извлечь из пласта без этих ограничений.

Рассмотрим принципы выделения запасов указанных категорий [6, 7].

К доказанным запасам относятся запасы участка залежи, вскрытого бурением, а также прилегающих к нему еще не разбуренных участков, которые могут быть достоверно оценены как рентабельные.

Размеры участка залежи с запасами категории «доказанные разбуренные» определяются размерами участка, дренируемого скважиной при ее эксплуатации. В зависимости от конкретных геологических условий и типа флюида (нефть, газ) площадь участка доказанных разбуренных запасов, выделяемого около скважины, может изменяться от 10 акров (4 га) до 640 акров (256 га). Обычно стандартным является квадратный участок площадью 40 акров (16 га/скв., т.е. сеть 400x400 м).

К доказанным неразбуренным запасам относятся квадратные участки залежи, примыкающие к пробуренной скважине.

Если выявлено положение ВНК, то граница достоверных запасов проводится в соответствии с глубиной и площадью его распространения. При отсутствии надежных сведений о контакте за границу принимается нижняя доказанная гипсометрическая отметка, на которой достоверно установлено наличие углеводородов.

К категории вероятных относятся запасы за границей участков залежи, вмещающих доказанные запасы, если неопределенность геологических, технических и экономических данных не позволяет классифицировать их как «доказанные».

Как «возможные» оцениваются запасы той части залежи, которая может находиться ниже установленного контура разведанности или в отдельном изолированном блоке.

Для наглядного представления о сопоставимости категорий запасов по российской и американской классификациям на рис. 2 показаны примеры выделения категорий запасов в разных ситуациях.

В России, в соответствии с действующей классификацией, в выявленной залежи на участке около единичной скважины с промышленным притоком в радиусе, равном удвоенному расстоянию (2l) между добывающими скважинами, выделяются запасы категории C₁. Запасы остальной площади залежи относятся к категории С₂.

По классификации SPE в аналогичной ситуации вокруг скважины очерчивается квадратный участок со стороной, равной утроенному расстоянию между эксплуатационными скважинами 3l. В данном квадрате рисуется квадратный участок со стороной l, запасы в пределах которого оцениваются как «доказанные разбуренные», вокруг него выделяются восемь квадратных участков со стороной l, запасы в которых относятся к категории «доказанных неразбуренных». Остальная часть площади залежи считается содержащей вероятные запасы.

Согласно классификации, действующей в России, на залежах, частично разбуренных разведочными скважинами, запасы категории C₁выделяются до контура залежи в разведанной части, а в пределах неразведанной части отступают от крайних разведочных скважин на расстояние, равное удвоенному расстоянию между добывающими скважинами будущей эксплуатационной сети (см. рис. 2). Согласно классификации SPE в этом случае вокруг каждой скважины, как показывалось ранее, выделяются квадратные участки доказанных разбуренных и доказанных неразбуренных запасов.

В соответствии с действующей в России классификацией запасов, на залежах, разбуренных сетью эксплуатационных скважин, в контуре эксплуатационных скважин выделяются запасы категории В. Неразбуренная часть относится к категории C₁. В соответствии с классификацией SPE запасы разбуренной по эксплуатационной сетке части залежи классифицируются как доказанные разбуренные, а запасы примыкающих участков залежиоцениваются как доказанные неразбуренные. Запасы остальной части залежи относятся к группе вероятных.

Анализ, проведенный по выборке из более 290 залежей по 50 месторождениям Западной Сибири, показал, что в группу доказанных переводится от 95 до 100% суммы запасов категорий A+B+C₁. Из общей суммы запасов категории C₁ по степени изученности доказанным соответствует примерно 70-75 %.

 

ЛИТЕРАТУРА

 

1. Гришин Ф.А. Подсчет запасов нефти и газа в США. - М.: Недра, 1993.

2. Классификация запасов месторождений перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. - М.: ГКЗ СССР, 1983.

3. Совершенствование классификации ресурсов и запасов нефти и газа / Под ред. И.С.Гутмана. - М.: ГАНГ, 1994.

4. Фейгин М.В., Петров В.И. Особенности классификаций запасов и ресурсов нефти за рубежом. - М.: ВНИИОЭНГ, Г985.

5. Халимов Э.М., Фейгин М.В. Сопоставление категорий запасов и ресурсов нефти, применяемых в СССР и США // Геология нефти и газа. 1985. - № 8. - С.39-44.

6. Definition for Oil and Gas Reserves // J.P.T. - 1987, May.

7. Grace J.D., Candwrll R.H., Heather D.I. Comparative reserves definition: USA, Europe and Former Soviet Union // J.P.T. - 1993, September.

 

ЛЕКЦИЯ 13

 

 

МЕТОДЫ ОЦЕНКИ РЕСУРСНОГО ПОТЕНЦИАЛА НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ И ЭТАЛОННЫЕ УЧАСТКИ ДЛЯ СРАВНИТЕЛЬНОГО ГЕОЛОГИЧЕСКОГО АНАЛИЗА