На нефть и газ
ЭТАП РЕГИОНАЛЬНЫХ РАБОТ
ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ РЕГИОНАЛЬНЫХ
ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ
Целью региональных работ является изучение основных закономерностей геологического строения неизученных или недостаточно изученных осадочных бассейнов (или их частей) и отдельных глубокопогруженных литолого-стратиграфических комплексов. По результатам региональных работ получают геологическую информацию, необходимую для оценки перспектив нефтегазоносности крупных территорий, выделения перспективных зон нефтегазонакопления и обоснования прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата по категориям D1 и D2.
Последовательность проведения региональных работ показана на рис..
В зависимости от изученности перспективой территории региональные работы подразделяются на две стадии: прогноз нефтегазоносности и прогноз зон нефтегазонакопления. На первой стадии проводится изучение всего региона и дается общий прогноз нефтегазоносности, на второй — дается оценка зон нефтегазонакопления.
На стадии прогноза нефтегазоносности решаются следующие геологические задачи: изучение геологического строения и общая оценка перспектив нефтегазоносности крупных территорий; выявление основных перспективных литолого-стратиграфических комплексов, крупных зон генерации и аккумуляции углеводородов, проведение качественной оценки районирования территории по степени перспектив нефтегазоносности в пределах геоструктурных элементов 1-го порядка (сводов, впадин и др.); выявление первоочередных районов для следующей стадии работ.
Региональные работы проводятся до тех пор, пока существуют благоприятные предпосылки для обнаружения новых нефтегазоносных комплексов, нефтегазоносных районов и зон нефтегазонакопления.
Рис.. Последовательность решения задач на этапе региональных работ
При проведении региональных работ объектами изучения являются фундамент и комплекс пород осадочного чехла.
Подавляющее большинство открытых в настоящее время месторождений нефти и газа связано с разрезом осадочных пород платформенных и складчатых областей. Мощность осадочного чехла в нефтегазоносных провинциях изменяется в Широких пределах, от 1,5-2 км до 10-15 км. а в некоторых случаях до 20 км (Прикаспийская впадина и др.). Главная задача региональных работ при исследовании осадочного покрова нефтегазоносных провинций — изучение состава и строения комплекса пород, контролирующих скопления нефти и газа.
По степени изученности выделяют регионы трех типов.
Первый тип. Регионы слабоизученные (центральная часть Тунгусской синеклизы. Восточная Якутия, акватория северных морей и др.), без однозначной оценки перспектив нефтегазоносности.
Второй тип. Регионы с неравномерной изученностью глубинного строения (Прикаспийская впадина. Амударьинская синеклиза, север Западно-Сибирской провинции и др.).
Третий тип. Регионы хорошо изученные (Балтийская синеклиза, Припятская впадина. Волго-Уральская провинция, Предкавказье и др.).
По сложности геологического строения все нефтегазоносные и нефтеперспективные регионы разделяют на три группы.
Регионы простого строения (Балтийская и Вилюйская синеклизы). По всему разрезу отмечается удовлетворительное совпадение структурных планов. Имеется хорошая выдержанность сейсмических горизонтов, что обеспечивает надежное их прослеживание и построение структурных карт с необходимой точностью.
Регионы сложного строения (Прикаспийская и Московская синеклизы, Днепровско-Донецкая впадина, Ботуобинская антеклиза, отдельные районы Волго-Уральской антеклизы). В разрезе наблюдаются несоответствие структурных планов двух и более структурных комплексов, проявления соляной тектоники, малые амплитуды структур. Разрез характеризуется высокими и невыдержанными значениями скоростей сейсмических волн, наличием изменчивой по мощности и скорости зоны пониженной скорости (ЗПС). Поверхностные условия являются сложными. Имеются волны-помехи.
Регионы весьма сложного строения (Тунгусская синеклиза, нефтегазоносные области орогенных бассейнов и др.). Разрез характеризуется несоответствием структурных планов. Среди осадочных толщ развиты трапповые формации, образующие сплошные покровы значительной мощности. Локальные структуры имеют сложное строение. Дифференциация разреза по физическим свойствам слабая. Сейсмические горизонты в разрезе не выдержаны, наблюдают интенсивные волны-помехи. Поверхность фундамента характеризуется слабой эффективной плотностью.
ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
Геолого-экономическая оценка месторождений нефти и газа
Геолого-экономическая оценка месторождений нефти и газа является неотъемлемой частью геологоразведочного процесса. Основная ее цель — определить промышленную ценность выявленных п разведанных скоплений углеводородов, т. е. возможность получения дохода при эксплуатации. Для оценки промышленного значения месторождения необходимо определить, какое количество нефти можно из него извлечь, какой может быть величина ежегодной добычи и сроки эксплуатации при принятой системе разработки, какие затраты потребуются для освоения данного месторождения и какую прибыль можно получить в результате.
Таким образом, геолого-экономическая оценка включает в себя три следующих элемента:
геологическую оценку — определение условий залегания, размеров и запасов залежи и физико-химических свойств углеводородного сырья и содержащихся в них попутных компонентов:
технико-технологическую оценку — определение технологии извлечения, добывных возможностей залежи, сроков эксплуатации:
экономическую оценку — определение возможных затрат на освоение месторождения и ожидаемых доходов и прибыли от добываемой нефти.
При геологической оценке главным показателем промышленной ценности месторождения является величина запасов месторождения. Подсчет запасов нефти и газа по результатам геологоразведочных работ проводится объемным методом по следующим формулам:
для нефти
Qн = F·H·k п ·kн·ρ н ·b·kизв;
для газа
Q г = F·H·k п ·kн· f · (р0 ·α0 - рк · αк);
где QH и Q г — извлекаемые запасы соответственно нефти (в тоннах) и газа (в м3), приведенные к поверхностным условиям: F — площадь залежи, м2; Н — средняя нефте- или газонасыщенная толщина, м; k п— средний коэффициент открытой пористости; kн — средние коэффициенты нефте- или газонасыщенности; ρ н— плотность нефти в поверхностных условиях, т/м; b — пересчетный коэффициент для перевода нефти из пластовых условий в поверхностные; ро - среднее начальное пластовое давление в газовой залежи, МПа; рК — среднее абсолютное остаточное давление в газовой залежи при установлении на устье скважины давления, равного атмосферному (0,1 МПа); α0, αк — поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля—Мариотта, соответственно для давления р0 и рК; f — поправка на температуру для приведения объема газа к стандартной температуре; kизв — коэффициент извлечения нефти.
По данным разработки газовых залежей при отсутствии активного водонапорного режима подсчет запасов может проводиться методом падения давления по формуле
Q г = (Q1 - Q2)-(p2 ·α2 - рк · αк /(р1 ·α1 – р2 · α2),
где Q1, р1, α1 — добыча газа, пластовое давление и поправка на отклонение от закона Бойля—Мариотта в начальный момент времени; Q2, p2,α2 - текущая добыча газа, пластовое давление и поправка, на отклонение от закона Бойля- Мариотта; рк и αк — конечные давление и поправка, на отклонение от закона Бойля—Мариотта.
Запасы залежей оцениваются на разных стадиях их изучения и освоения — от начала поисковых работ и до эксплуатации.
Для технико-технологической характеристики месторождения нефти и газа в качестве основных используют следующие показатели - коэффициент извлечения и уровень добычи. Коэффициент извлечения нефти, газа и конденсата показывает, какая часть углеводородов, находящаяся в недрах, может быть извлечена при оптимальном режиме разработки залежи до продела экономической эффективности с применением передовых апробированных для данных конкретных условий технологий и техники добычи, а также с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды.
Коэффициент извлечения нефти — это технико-экономическая характеристика, величина которой обусловлена геологическими свойствами пласта (пористость, проницаемость, неоднородность) и насыщающих его флюидов, применяемой технологией и техникой добычи нефти, экономическими нормативами и критериями эффективности разработки.
Наиболее распространенный показатель добывных возможностей нефтяных объектов — начальный дебит скважины. В качестве начального дебита на одну скважину для рассматриваемого объекта принимают предполагаемый или фактический среднесуточный дебит за первый год эксплуатации c учетом методов интенсификации притока (гидроразрыв, кислотная обработка и т. д.). Его определяют по фактическим данным испытаний и опытной эксплуатации скважин при той депрессии на пласт, при которой будет производиться эксплуатация скважин и разработка объекта. По значениям рабочих дебитов выделяют четыре класса залежей (табл. ).
Таблица
Классификация залежей по значениям рабочих дебитов
Класс
| Залежь
| Дебит
| нефти, т/сут
| газа, м3/сут
|
| Высокодебитная
Среднедебитная
Малодебитная
Низкодебитная
|
10-100
2-10
< 2
|
100-1000
20-100
< 20
|
По технологическим показателям залежи нефти подразделяются на высокопродуктивные залежи нефти с нормальной вязкостью (менее 30 мПас) в пластах с проницаемостью более 0.05·10-12 м2 они обычно характеризуются начальными дебита ми скважин более 20 т в сут, средние темпы отбора начальных извлекаемых запасов составляют 5 и 3,5 % при их выработке соответственно 20-50 и 50-80 %, конечный коэффициент извлечения нефти для таких залежей составляет в сродном 0,1 -0.5.
К низкопродуктивным (трудноизвлекаемым) относятся запасы залежей нефти с вязкостью более 30 мПа·с, в низко-проницаемых пластах (проницаемость ниже 0,05·10-12 m2), a также подгаюные зоны газонефтяных и нефтегазовых месторождений.
В общем объеме запасы составили; высоковязких нефтей около 15 %, связанных с низкопроницаемыми коллекторами — 16 %, газонефтяными залежами — 4 %, истощенными пластами — 10%.
К группе залежей нефти с осложнёнными природно-географическими условиями относятся залежи шельфов морей, труднодоступных территорий и территорий, удалённых от освоенных районов.
Для численной характеристики экономической ценности месторождений нефти и газа используют величину чистой суммарной прибыли, дисконтированной за период его эффективной разработки.

где Т — расчетный период оценки месторождения (залежи): Эt = Цt·Qt, — ценность добытой в t-м году продукции (Qt) по стоимости 1 т добытой продукции Цt в t -мгоду; Зt = Кt + Зt — совокупные капитальные (Кt) и эксплуатационные (Зt) затраты t -го года; Епр — норматив для приведения разновременных затрат и результатов.
Сравнивая характеристики экономической ценности открытых и разведываемых месторождений можно оценивать их промышленную значимость, определять последовательность их изучения и ввода в эксплуатацию, сравнивать варианты изучения и освоения.
Date: 2015-12-11; view: 795; Нарушение авторских прав Понравилась страница? Лайкни для друзей: |
|
|