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

Q_н = F·H·k _п ·k_н·ρ _н ·b·k_изв;

для газа

Q _г = F·H·k _п ·k_н· f · (р₀ ·α₀ - р_к · α_к);

где Q_H 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; k_н — 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; р_о - среднее начальное пластовое давление в газовой залежи, МПа; р_К — среднее аб­солютное остаточное давление в газовой залежи при устано­влении на устье скважины давления, равного атмосферному (0,1 МПа); α₀, α_к — поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля—Мариотта, соответственно для да­вления р₀ и р_К; f — поправка на температуру для приведения объема газа к стандартной температуре; k_изв — 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 - р_к · α_к /(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; р_к и α_к — 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

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): Э_t = Ц_t·Q_t, — ценность добытой в t-м году продукции (Q_t) по стоимости 1 т добытой продукции Ц_t в t -мгоду; З_t = К_t + З_t — совокупные капитальные (К_t) и эксплуата­ционные (З_t) затраты t -го года; Е_пр — 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: 798; Нарушение авторских прав