КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН, БУРЯЩИХСЯ ПРИ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТАХ И РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Лекция 1 Методологические основы геолого-разведочного процесса
План изложения
1. Этапы и стадии ГРР на нефть и газ
2. Классификация запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов
2.1 Категории запасов и ресурсов нефти и газа
2.2 группы запасов нефти и газа
2.3 Резервы углеводородов
3. Классификация скважин, бурящихсяпри геолого-разведочных работах и разработке месторождений нефти и газа
Геолого-разведочный процесс – это совокупность взаимосвязанных, применяемых в определенной последовательности работ по изучению недр, обеспечивающих подготовку разведанных запасов нефти, газового конденсата и природного газа для промышленного освоения.
Деление геолого-разведочного процесса на этапы и стадии имеет целью установление рациональной последовательности выполнения различных видов работ и общих принципов оценки их результатов на единой методической основе для повышения эффективности использования недр.
Виды, объемы работ и методы исследований, применяемые на отдельных этапах и стадиях, должны составлять рациональный комплекс, обеспечивающий решение основных геолого-экономических задач с минимальными затратами сил и средств в конкретных геологических и географических условиях, и соответствовать утвержденным нормативам, инструкциям и руководствам, регламентирующим их проведение.
Комплекс исследований и работ, выполняемый в скважинах различных категорий, определяется в соответствии с "Классификацией скважин, бурящихся при геолого-разведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей)".
|
|
|
Геолого-разведочные работы осуществляются по проектам, которые составляются и утверждаются в соответствии с действующими инструкциями и нормативными документами.
Для достижения наибольшей эффективности в изучении месторождений необходимо соблюдать установленные этапы и стадии геолого-разведочных работ, строго выполнять требования к их полноте и качеству, осуществлять рациональное комплексирование методов и технических средств разведки, своевременно проводить постадийную геолого-экономическую оценку результатов работ. Степень изученности месторождения должна обеспечить возможность его комплексного освоения при обязательном соблюдении требований по охране окружающей среды.
(Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., 1984, 64 с. ГКЗ СССР).
ЭТАПЫ И СТАДИИ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ
Временное положение об этапах и стадиях геолого-разведочных работ на нефть и газ. Приложение №3 к журналу "Минеральные ресурсы России", 2001.
|
|
|
Непрерывный процесс изучения земных недр с целью выявления месторождений нефти и газа и их подготовки к промышленному освоению условно делится на ряд этапов и стадий. Этапы и стадии различаются по масштабу и характеру объекта изучения, по задачам и видам работ и ожидаемым результатам. Основные цели такой дифференциации – определение рациональной последовательности решения задач различного уровня, оценка эффективности и качества работ на каждой промежуточной стадии и планирование последующих
работ.
Суть стадийности геолого-разведочных работ состоит в том, что начало каждой стадии находится в зависимости от результатов предыдущей стадии. Многолетний опыт показывает, что проводимые в определенной последовательности геолого-разведочные работы позволяют своевременно и с наименьшими затратами выявить перспективные объекты, оценить их значимость и подготовить их к промышленному освоению.
Схема последовательного ведения геолого-разведочных работ, впервые предложенная в 1935 г. В.М. Крейтером, отражала сложившуюся к тому времени практику этих работ. В дальнейшем данная схема геолого-разведочных работ с последующей детализацией и уточнениями послужила основой для разработки схем поисково-разведочных работ на конкретные типы полезных ископаемых. Следует отметить, что во многих странах (США, Франция,Канада и др.) используются (хотя официально и не утверждены) схемы стадийности, в основных чертах совпадающие со схемой В.М. Крейтера.
|
|
|
Стадийность ГРР основана на принципах В.М.Крейтера и применяется в геолого-разведке при работах практически на любые полезные ископаемые. Это : последовательных приближений; рациональной полноты исследований; равной достоверности и равномерности; наименьших затрат средств и времени; наименьших затрат трудовых ресурсов.Смысл принципов ГРР состоит в том,что изучив геологическое строение большой территории относительно дешевыми и быстрыми методами, выбирают для детальных , более дорогостоящих и трудоемких работ отдельные оптимальные площади и глубины. По мере изучения перспектив нефтегазоносности региона удается сделать все более и более надежный и достоверный прогноз количества, состояния, формы и особенностей нахождения УВ в недрах. В настоящее время выделяются три этапа ГРР на нефти и газ: региональный, поисково-оценочный, разведочный. Этапы разделяются на стадии и подстадии. В результате территория оказывается изученной до определенной категории. По результатам работ предыдущего этапа делается вывод о бесперспективности дальнейших работ или о продолжении работ на выбранных территориях, рисунок 1.
|
|
|
| Работа регионального этапа ГРР Прогноз этапа регионального |
| Прогноз неблагоприятен |
| Прогноз благоприятен |
| Работа поисково-оценочного этапа ГРР поиски и оценка п |
| Месторождение не найдено |
| Месторождение найдено |
| Работа разведочного этапа ГРР Разведка |
| Месторождение непромышленное |
| Месторождение промышленное |
| Разработка |
Рисунок 1- Схема стадийности поисково-разведочных работ
Применительно к нефтяным месторождениям схема стадийности геолого-разведочных работ впервые принята бывшим Министерством геологии СССР в 1965 г. Этасхема получила развитие в последующих "Положениях об этапах и стадиях геолого-разведочных работ", в частности в действующем 1983 года.
В связи с принятием Закона "О недрах", "Положения о порядке лицензирования пользования недрами" и ряда других документов, регламентирующих проведение геолого-разведочных работ, были пересмотрены действующие "Положения об этапах и стадиях геолого-разведочных работ".
Цели, задачи и методы работ на различных этапах и стадиях поисков и разведки отражены в предлагаемой принципиальной схеме стадийности поисково-разведочных работ нанефть и газ (табл. 1).
Объектом работ на региональном этапе являются нефтегазоперспективные зоны и зоны нефтегазонакопления, решаются задачи:геологические
2 Классификация запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов
Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Приложение №3 к журналу "Минеральные ресурсы России", 2001.
До 2001 года классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов определялась "Инструкцией ГКЗ СССР по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов", утвержденной в 1983 году.
Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов (далее – Временная классификация) 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.
Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитываются и учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации по результатам геолого-разведочных 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 геолого-разведочных 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.
При определении запасов месторождений подлежат бязательному 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.
Перспективные ресурсы подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы оцениваются раздельно по нефти, газу и конденсату.
Запасы месторождений 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). 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.
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 геолого-разведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определения возможности использования их для извлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд.
2.1. Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа
Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные – категории А, В и С1 и предварительно оцененные – категория С2.
Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на перспективные – категория С3, прогнозные локализованные – категория Д1л и прогнозные нелокализованные – категории Д1 и Д2.
Категория А – запасы залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и др.). Запасы категории А подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти или газа
Категория В – запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефтеи газонасыщенность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи. Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.
Категория C1 – запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.
Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства нефте- и газонасыщенность, коэффициент вытеснения нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.
Запасы категории C1 подсчитываются по результатам геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти
или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.
Категория C2 – запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований:
в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий;
в неопробованных залежах разведанных месторождений.
Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями.
Запасы категории С2 используются для определения: перспектив месторождения и планирования геолого-разведочных работ; геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты. Запасы категории С2 частично используются для составления проектных документов для разработки залежей.
Категория С3 – перспективные ресурсы нефти и газа, подготовленных для глубокого бурения ловушек, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.
Форма, размер и условия залегания предполагаемой залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.
Перспективные ресурсы нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ.
Категория Д1л – прогнозные локализованные ресурсы ловушек, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований, находящиеся в пределах районов с установленной или возможной нефтегазоносностью.
Количественная оценка прогнозных локализованных ресурсов реализуется с учетом плотности прогнозных ресурсов категории Д1 и установленной площади выявленного объекта.
Прогнозные локализованные ресурсы нефти и газа используются при планировании геолого-разведочных работ по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке перспективных ресурсов категории С3.
Категория Д1 – прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.
Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д1 производится по результатам региональных геологических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.
Категория Д2 – прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований.
Количественная оценка прогнозных ресурсов этой категории производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа.
2.2. Группы запасов нефти и газа
При оценке запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов подсчитываются и учитываются:
геологические запасы – количество нефти, газа, конденсата, находящееся в недрах;
извлекаемые запасы – часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчета запасов экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.
Запасы месторождений нефти и газа, расположенные в пределах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, сооружений, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, оцениваются на основании технико-экономических расчетов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений.
Группы месторождений (залежей) по величине запасов, сложности геологического строения
Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и геологических запасов газа подразделяются на:
уникальные – более 300 млн т нефти или 500 млрд м3 газа;
крупные – от 60 до 300 млн т нефти или от 75 до 500 млрд м3 газа;
средние – от 15 до 60 млн т нефти или от 40 до 75 млрд м3 газа;
мелкие – менее 15 млн т нефти или 40 млрд м3 газа.
Посложности геологического строения выделяются залежи:
простого строения – однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;
сложного строения – одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, либо тектонических нарушений;
очень сложного строения – одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.
По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.
К однофазным залежам относятся:
а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;
б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.
К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный
газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи двухфазные залежи подразделяются на:
а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (нефти более 0,75);
б) газо- или газоконденсатнонефтяные (нефти от 0,50 до 0,75);
в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (нефти от 0,25 до 0,50);
г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (нефти менее 0,25).
Резервы углеводородов
Новый подход к классификации ресурсов углеводородов. К.А. Клещев (ВНИГНИ), Н.А. Крылов (ВНИИгаз), Ю.П. Мирончев (ВНИГНИ). Геология нефти и газа, № 3-4, 1999. С. 45-48.
По действующей "Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов" к неразведанным относятся перспективные ресурсы категории С3 и прогнозные – категорий Д1 и Д2. Между степенями обоснованности ресурсов выделенных категорий имеется принципиальная разница. Она заключается в том, что ресурсы категорий С3 и Д1 оцениваются в стратиграфических комплексах с доказанной промышленной нефтегазоносностью, а прогнозные ресурсы категории Д2 – в стратиграфическихкомплексах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых не доказана. То есть в понятии "прогнозные ресурсы" объединены принципиально разные, с
точки зрения главных классификационных признаков, категории. В одном случае – это ресурсы, прогноз которых базируется на факторе наличия одного или совокупности промышленных скоплений УВ, в другом – только на прямых или косвенных геологических свидетельствах в пользу возможной нефтегазоносности оцениваемого объекта.
Ресурсы категории С3 имеют строгую привязку к конкретным выявленным локальным структурам, а ресурсы категории Д1 – к конкретным стратиграфическим комплексам, изученным, по крайней мере, на базовых (эталонных) участках бурением, геофизическими методами и набором промысловых исследований. Наислабейшее звено при использовании этой классификационной системы – категория Д2, которая в большинстве случаев базируется на материалах геологической аналогии с близко или отдаленно расположенными нефтегазоносными регионами сходного геологического строения. Допустимые параметры этой аналогии строго не очерчены, в результате чего к категории Д2 относятся как объекты с "почти доказанной нефтегазоносностью" типа Московской синеклизы, так и практически неизученные, проблематичные по своему факту существования стратиграфические комплексы, например, в разрезах акваторий морей восточн ого сектора Арктики (Лаптевых, Восточно-Сибирского) и т.п.
Совершенствование действующей классификации и систем учета неразведанных ресурсов УВ России должно быть направлено, прежде всего, на уточнение и дополнительную дифференциацию категории Д2. Анализ структуры начальных суммарных ресурсов (НСР) России показал, что прогнозные ресурсы категории Д2 составляют от НСР по нефти 20 %, а по газу 32 %. В структуре же перспективных и прогнозных ресурсов доля проблематичных Д2 возрастает по нефти до 32 %, по газу до 45 %. Значительная часть ресурсов УВ России оценена по категории Д2 в регионах, промышленная нефтегазоносность которых только предполагается.
Для конкретизации оценки невыявленных объемов УВ предлагается наряду с понятием "ресурсы" ввести понятие "резервы", что позволит более четко дифференцировать оценки нефтегазового потенциала объектов с доказанной и недоказанной нефтегазоносностью.
Ресурсы – это термин широкого пользования, обозначающий начальное или текущее (после начала разработки) количество УВ в недрах нефтегазоносных бассейнов (провинций), определяемое по результатам региональных, поисковых и разведочных работ и разработки месторождений. В ресурсы не включаются предполагаемые количества УВ в недрах осадочных бассейнов, где нефтегазоносность еще не установлена. Правильное понимание ресурсов требует обязательного введения дополнительных определений, которые должны показать, идет ли речь обо всех ресурсах или только о рентабельных для разработки; о ресурсах в целом или об их извлекаемой части; о начальных ресурсах или ресурсах на дату подсчета после начала разработки; о суммарных ресурсах или только неразведанных.
Начальные суммарные ресурсы – это начальный (т.е. до начала промышленной эксплуатации) объем ресурсов нефти, газа, конденсата в недрах осадочных комплексов (или "плеев"), промышленная нефтегазоносность которых доказана результатами геолого-разведочных работ. Начальные суммарные ресурсы слагаются из объемов накопленной добычи, текущих запасов месторождений категорий А, В, C1 и С2, перспективных ресурсов категории До (С3) и прогнозных ресурсов категорий Д1 и Д2 (таблица 1).
Категория Д2 – прогнозные ресурсы стратиграфических комплексов в нефтегазоносном бассейне, промышленная нефтегазоносность которых в пределах региональной структуры еще не доказана. Это ресурсы "плеев" с недоказанной нефтегазоносностью в пределах нефтегазоносных бассейнов. Ресурсы категории Д2 прогнозируются на основе комплекса имеющихся геолого-геохимических и геофизических данных, а также аналогии с выше- или нижележащими нефтегазоносными комплексами. Количественная оценка ресурсов носит вероятностный характер и по степени достоверности неравноценна оценке запасов промышленных категорий. Поэтому необходимо сопровождать подсчет ресурсов вероятностным распределением оценок.
Резервы – это предполагаемое количество УВ в пределах осадочных бассейнов, промышленная нефтегазоносность которых не установлена, но допускается на основании благоприятных геолого-геофизических и геохимических характеристик или по аналогии с известными бассейнами (провинциями) с доказанной нефтегазоносностью. Чтобы подчеркнуть отличие резервов от ресурсов, предлагается индексировать их буквой Е.
Резервы могут быть оценены количественно только для крупных территорий и акваторий без локализации с использованием внешних эталонов методами геологических аналогий или объемно-генетическим методом и характеризуются более низкой достоверностью, чем прогнозные ресурсы. С точки зрения современной изученности и подготовленности к прогнозной оценке резервы неоднородны и условно могут быть подразделены на категории E1, E2 и E3.
Категория E1 – возможные резервы УВ, т.е. предполагаемый объем УВ в недрах недостаточно изученных территорий (акваторий), непосредственно примыкающих к бассейнам с доказанной нефтегазоносностью и обладающих существенными элементами геологического сходства (аналогии) с последними. К этой категории можно отнести предполагаемые УВ Московской, Мезенской, Тунгусской синеклиз и др.
Категория E2 – потенциальные резервы УВ в недрах неизученных или слабоизученных территорий (акваторий), об ожидаемой нефтегазоносности которых можно судить преимущественно по аналогии с соседними или отдаленными нефтегазоносными бассейнами. К ним относятся предполагаемые УВ на акваториях Чукотского, Лаптевых, Восточно-Сибирского морей и др.
Категория E3 – гипотетические резервы УВ, теоретически допускаемые, например, в каменноугольно-девонском автохтоне под аллохтонными структурами Магнитогорского синклинория Урала, в газогидратных залежах морей и зон вечной мерзлоты, в сверхглубоких
горизонтах (9-10 км и ниже), в структурах глубоководных акваторий, не доступных современному изучению и использованию и др.
Таким образом, количественная оценка перспектив нефтегазоносности с использованием понятий "ресурсы" и "резервы" становится более объективной, так как более четко, чем при действующем сейчас классификационном подходе, разграничивает прогнозные объекты с разной степенью обоснованности геологическими материалами. В случае отсутствия обоснованных данных для количественной оценки перспектив нефтегазоносности следует ограничиться только качественной оценкой. Для таких объектов рекомендуется выделять земли: перспективные, малоперспективные и бесперспективные.
Качественная оценка перспектив нефтегазоносности по своей значимости сопоставима с количественной оценкой резервов УВ.
Количественная оценка прогнозных ресурсов используется при обосновании объемов и направлений поисково-разведочных работ, планирования прироста запасов нефти и газа и при прогнозах развития нефтяной и газовой промышленности на перспективу. Оценки резервов и качественные оценки, основанные, как правило, на общих аналогиях геологического строения, целесообразно использовать при планировании региональных работ и выборе направлений начальной стадии поисков.
КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН, БУРЯЩИХСЯ ПРИ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТАХ И РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Временная классификация скважин, бурящихся при геолого-разведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей). Приложение №3 к журналу "Минеральные ресурсы России", 2001. Правила разработки нефтяных и газовых месторождений. М., 1987.1995гг
Классификация скважин устанавливает единые категории скважин, сооружаемых с целью региональных исследований, выявления и подготовки структур, поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений или залежей. Все скважины, бурящиеся при геолого-разведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений или залежей, независимо от источников финансирования подразделяются на следующие категории: опорные, параметрические, структурные, поисково-оценочные, разведочные, эксплуатационные, специальные.
Опорные скважины бурят для изучения геологического строения крупных геоструктурных элементов земной коры, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления, с целью выбора наиболее перспективных направлений геолого-разведочных работ на нефть и газ.
Бурение опорных скважин является составной частью комплекса региональных геолого-геофизических исследований на нефть и газ.
В зависимости от геологической изученности региона и сложности решаемых задач опорные скважины могут закладываться в районах, не исследованных бурением, с целью всестороннего изучения разреза осадочного чехла и установления возраста и вещественного
состава фундамента (в тех случаях, когда последний может быть вскрыт данной скважиной), или в относительно изученных бурением районах для всестороннего изучения нижней части разреза, ранее не вскрытой бурением, или для решения принципиальных вопросов геологического строения и перспектив нефтегазоносности района.
Параметрические скважины бурят для изучения геологического строения, геологогеофизических характеристик разреза и оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления, выявления наиболее перспективных районов для поисковых работ.
Бурение параметрических скважин является ведущим видом региональных геолого-геофизических исследований на нефть и газ в относительно изученных районах.
Скважины этой категории следует закладывать в пределах локальных структур или на сейсморазведочных профилях. Структурные скважины бурят в ряде районов для выявления и подготовки к поисковому бурению перспективных площадей.
Структурные скважины закладывают:
для выявления и подготовки площадей (структур) к поисковому бурению, где решение этих задач полевыми геофизическими методами затруднено или экономически нецелесообразно;
в сложных геологических условиях – в комплексе с полевыми геофизическими методами для уточнения деталей строения площади, прослеживания нарушений, перерывов в осадконакоплении и др.;
в комплексе с полевыми геофизическими методами для установления возраста разреза, а также получения данных о его физических параметрах, проверки положения опорных горизонтов, выделенных по данным полевых геофизических исследований.
Поисково-оценочные скважины бурят на площадях, подготовленных поисковыми работами, с целью открытия новых месторождений нефти и газа или новых залежей на ранее открытых месторождениях и оценки их промышленной значимости.
Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для уточнения запасов и сбора исходных данных для составления технологической схемы разработки (проекта опытно-промышленной эксплуатации) залежи.
Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплуатации залежей нефти и газа. В эту категорию входят опережающие эксплуатационные, добывающие эксплуатационные, нагнетательные и наблюдательные (контрольные, пьезометрические) скважины.
При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:
— основной фонд добывающих и нагнетательных скважин;
— резервный фонд скважин;
— скважины-дублеры.
Опережающие эксплуатационные скважины бурят на разрабатываемую или подготовленную к опытной эксплуатации залежь нефти с целью уточнения параметров и режима работы пласта, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, а также оценки выработки отдельных участков залежи для дополнительного обоснования рациональной разработки и эксплуатации залежи.
Нагнетательные скважины бурят для проведения воздействия на эксплуатируемый пласт с помощью закачки воды, газа, пара и других рабочих агентов.
В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и внутриконтурными. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины. Конструкция этих скважин в совокупности с применяемым оборудованием должны обеспечить безопасность процесса нагнетания, соблюдение требований по охране недр.
Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих. Наблюдательные скважины бурят для осуществления систематического наблюдения за изменением давления, положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи и других параметров в процессе эксплуатации пласта.
Пьезометрические скважины бурят для систематического измерения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной части залежи.
Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых месторождениях или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях (залежах) с целью уточнения параметров и режима пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории А+В+С1.
Добывающие эксплуатационные (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, газоконденсата и других сопутствующих компонентов. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.
Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т. д.
Скважины-дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварии при эксплуатации) добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров по представлению нефтегазодобывающих управлений обосновывается технико-экономическими расчетами в проектах и уточненных проектах разработки и, как исключение, в технологических схемах с учетом возможной добычи нефти из скважин-дублеров, на многопластовых месторождениях – с учетом возможного использования вместо них скважин возвратного фонда с нижележащих объектов.
Возвратными считаются скважины эксплуатационного фонда нижнего объекта, используемые для разработки (доразведки) верхних объектов в зонах их совмещения.
Кроме вышеперечисленных, на балансе нефтегазодобывающих предприятий могут числиться законсервированные скважины.
К законсервированным относятся скважины, не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации (независимо от их назначения), консервация которых оформлена в соответствии с действующими положениями.
Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважины, находящиеся в эксплуатации (действующие), находящиеся в капитальном ремонте после эксплуатации и ожидании капремонта, находящиеся в обустройстве и освоении после бурения.
К находящимся в эксплуатации (действующим) скважинам относятся скважины, добывающие продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце.
В фонде находящихся в эксплуатации (действующих) скважин выделяются скважины, дающие продукцию, скважины, остановленные в целях регулирования разработки или экспериментальных работ, а также скважины, находящиеся в планово-профилактическом обслуживании (простаивающие остановленные в последнем месяце отчетного периода из числа давших добычу в этом месяце).
К находящимся в капитальном ремонте после эксплуатации относятся выбывшие из действующих скважин, на которых на конец отчетного месяца проводились работы по ремонту. К скважинам, находящимся в ожидании капремонта, относятся скважины, которые
простаивали в течение календарного месяца.
К скважинам, находящимся в обустройстве и освоении после бурения, относятся скважины, принятые на баланс нефтегазодобывающего управления после завершения их строительства и находящиеся в данном календарном месяце в освоении или в обустройстве.
При бурении эксплуатационных скважин осуществляют необходимый отбор керна по продуктивным пластам и комплекс геолого-технологических и геофизических исследований, устанавливаемый в проектах бурения с учетом конкретных задач той или иной группы скважин и степени геологической изученности месторождения.
По результатам эксплуатационного бурения проводят перевод запасов нефти и газа из категории C1 в категории В и А.
Специальные скважины бурят для:
проведения специальных исследований; сброса промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты
(поглощающие скважины);
ликвидации открытых фонтанов нефти и газа;
подготовки подземных хранилищ углеводородов и закачки в них газа и жидких углеводородов (номенклатуру скважин определяют в соответствии с действующими нормативными документами);
строительства установок для захоронения промышленных стоков (нагнетательные, контрольные, наблюдательные);
разведки и добычи технических вод (водозаборные скважины предназначены для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки).
В специальных скважинах проводят комплекс геолого-технологических и промыслово-геофизических исследований и специальных работ с учетом целевых задач конкретных скважин.
Проектирование и заложение скважин, проведение в них исследований, сбор, обработка и хранение материалов бурения и исследований, составление отчетов по скважинам всех категорий осуществляются в соответствии с действующими положениями, инструкциями, правилами, методическими указаниями и другими документами.
При проектировании конструкций параметрических, поисковых, оценочных и разведочных скважин необходимо предусматривать возможность использования их для эксплуатации залежей нефти и газа.
Вопросы для саморазвития и самоконтроля
Дата добавления: 2018-06-27; просмотров: 2744; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!