Тема 15. ЭТАПЫ И СТАДИИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ

НА НЕФТЬ И ГАЗ

Процесс поисково-разведочных работ на нефть и газ является многоступенчатым (стадийным) - сложным и длительным. Он объединяет различные и взаимосвязанные виды работ, которые в совокупности должны обеспечить выявление, геолого-экономическую оценку и подготовку к разработке промышленных залежей УВ. В связи с этим перед заложением глубоких скважин на нефть и/или газ необходимо решить следующие задачи:

* произвести НГГР – определить границы НГП и в их пределах выделить НГО и НГК;

** в пределах НГО выявить НГР и ЗНГН;

*** в ЗНГН осуществить прогноз ловушек нефти и/или газа;

**** открыть и оценить залежи УВ.

Прогноз, поиски и разведка разномасштабных нефтегазогеологических объектов производится в рамках научных тематических исследований с применением комплекса преимущественно геологических, геофизических, геохимических и гидрогеологических методов в сочетании с бурением опорных, параметрических, cтруктурных, поисково-оценочных, разведочных и затем, в период разработки залежи УВ, эксплуатационных и специальных [10].

Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ, также как и Временная классификация запасов утверждены приказом МПР РФ № 126 от 07.02.2001 г. Они составлены в соответствии с Законом Российской Федерации "О недрах" и "Положением о порядке лицензирования пользования недрами", утвержденным в 1992 г. Временное положение об этапах… определяет последовательность проведения геологоразве­дочных работ на нефть и газ в Российской Федерации и является обязательным для всех органи­заций, выполняющих работы, связанные с изучением нефтегазоносности, поисками, оценкой, разведкой и разработкой месторождений (залежей) нефти и газа, независимо от их ведомствен­ной принадлежности, подчинения и форм собственности.

Геологоразведочный 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 геологоразведочного 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. Геологоразведочные работы осуществляются по проектам, которые составляются и утверждаются в соответствии с действующими инструкциями и нормативными документами.

Геологоразведочные работы на нефть и газ в зависимости отстоящих перед ними задач, состояния изученности нефтегазоносности недр подразделяются на: региональный, поисково-оценочный и разведочный этапы с выделением в них стадий (табл.20).

Важнейшая роль классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов заключается в том, что она устанавливает единые для России принципы подсчета и государственного учета запасов месторождений и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов (свободный газ, газ газовых шапок и газ растворенный в нефти) по степени их геологической изученности, 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 по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений и учитываются в Государственном балансе полезных ископаемых Российской Федерации раздельно по нефти, горючему газу и конденсату.

Сведения о запасах и перспективных ресурсах нефти и газа используются при разработке программ экономического и социального развития нефтегазоносных регионов и России в целом. Данные о запасах конкретных месторождений используются при проектировании добычи, транспортировки и переработки УВ-сырья. Оценка прогнозных ресурсов нефти и газа используется при планировании грр на нефть и газ.

При подсчете запасов и оценке перспективных и прогнозных ресурсов учитываются запасы нефти, газа, конденсата и содержащиеся в них полезные компоненты (этан, пропан, бутан, сера, сера, гелий и редкие металлы), целесообразность потенциального извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами.

Первая классификация запасов нефти и газа была принята в 1928 году. После этого по мере накопления новой информации она периодически пересматривалась и совершенствовалась. Последний раз это произошло в 2001 году. Менялись категории запасов, изменялись классификационные требования к различным категориям запасов и их количество, но главный принцип построения классификации – по геологической изученности оставался неизменным [12].

Действующая в настоящее время временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов утверждена приказом МПР РФ №126 от 07.02.2001 г. (Временная классификация запасов…, 2001). В действующей классификации сняты все ограничения на утверждаемые извлекаемые запасы по соотношению на разведываемом месторождении запасов категорий С₁ и С₂. Запасы категории С₁ должны были составлять не менее 80 %, а категории С₂ – 20 %.

В новых экономических условиях недропользователь сам определяет привлекательность того или иного объекта. Кроме этого во Временной классификации запасов - 2001 отсутствуют такие понятия как «балансовые» и «забалансовые» запасы. Ранее, из общей массы геологических запасов выделялась балансовая и забалансовая части, что в условиях современного недропользования, во-первых, противоречит рыночным отношениям, а, во-вторых, необоснованно ведет к резкому занижению извлекаемых запасов [29].

В соответствии со степенью геологической изученности и степени подго товленности к промышленному освоению все концентрированные скопления УВ в недрах подразделяются на две группы: запасы и ресурсы.

Запасы – количество нефти, газа и конденсата и содержащихся в них компонентов, заключенных в открытых месторождениях и подсчитанных по результатам грр и разработки.

Ресурсы – количество УВ, находящихся в НГБ, НГП, НГО, НГР перспективных участках и НГК в виде скоплений нефти, газа и конденсата, величина которых доступна для оценки и объективного прогноза их величины на основании геологических данных, результатов грр и разработки открытых месторождений.

Общей оценкой нефтегазоносного потенциала является величина начальных суммарных ресурсов НСР УВ. НСР - общая оценка ресурсов НГБ, НГП, НГО, НГР, их участков или НГК, включающая накопленную добычу, запасы и ресурсы. Наряду с НСР УВ, выделяются текущие суммарные ресурсы (ТСР), которые меньше НСР на величину накопленной добычи за весь период разработки месторождений. Открытие месторождения и установление промышленной нефтегазоносности является основной границей, разделяющей запасы и ресурсы.

В соответствии с действующей классификацией 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 и прогнозные локализованные - категория Д₁л и прогнозные - категории Д₁ иД₂. (рис. 14)

Рис. 14. Структура ресурсов и запасов [10]

Запасы категорий А и В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки или технологической схемой разработки месторождения нефти, проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Запасы категории С₁подсчитываются по результатам грр 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. Запасы категории С₂используются для определения: перспектив месторождения и планирования грр; геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты ичастично используются для составления проектных документов для разработки залежей.

Перспективные ресурсы нефти и газа С₃используются при планировании поисковых и разведочных работ. Прогнозные локализованные ресурсы нефти и газа Д₁л используются при планировании геоло­горазведочных работ по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке перспективных ресурсов категории C₃. 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. Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д₂ производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа.

Соотношение между геологическими и извлекаемыми запасами определяется коэффициентами извлечения нефти (КИН) и газа (КИГ), обоснование которых вместе с подсчетом запасов проходит государственную экспертизу [10, 12, 29].

В мире существует более 150 классификаций полезных ископаемых [12]. Только в США имеется целый ряд самостоятельных классификаций запасов нефти и газа – Геологической службы США, Общества инженеров-нефтяников, Американской ассоциации геологов-нефтяников и др. [29] (Габриэлянц, 2003; Лещенко, 1998; Немченко и др., 1996; Российский и международный опыт …,2001).

Наиболее распространенной в нефтегазовой промышленности мира является унифицированная классификация запасов и ресурсов разработанная и одобренная в 2000 году Обществом инженеров-нефтяников (SPE), Мировым нефтяным конгрессом (WPC) и Американской ассоциацией геологов-нефтяников (AAPG). Она отражает единый подход к классификации широкого круга специалистов, являясь важным шагом в направлении создания международной классификации запасов и ресурсов, на основе которой по единому стандарту можно проводить геологическую и технико-экономическую оценку запасов и ресурсов нефти и газа [29].

Основное предназначение классификации SPE\WPC\AAPG заключается в её использовании нефтяными компаниями при проведении аудита запасов нефти и газа.

Ключевым моментом для понимания классификации SPE\WPC\AAPG и её сопоставления с классификациями Российской Федерации являются понятия запасыи ресурсы (рис. 15).

Под запасами (Reserves) - согласно классификации SPE\WPC\AAPG – понимается количество нефти, которое, как ожидается, будет извлечено из скоплений нефти за определенный период. В таком понимании термин "Reserves" соответствует понятию "извлекаемые запасы" в российской практике.

Суммарные начальные ресурсы нефти - это количество нефти, которое на момент оценки содержится в открытых месторождениях, плюс количества уже добытой нефти и плюс количества нефти, в месторождениях которые еще будут открыты. По своему смыслу соответствует принятому в России понятию НСР.

Открытые начальные ресурсы нефти (Total petroleum initial in place) - это то количество нефти, которое по оценке на данный момент находится в открытых месторождениях, плюс то количество, которое уже добыто из них. Открытые начальные ресурсы нефти подразделяют на промышленные и субпромышленные. Извлекаемая часть открытых начальных ресурсов классифицируется как запасы и контингентные ресурсы.

Рис. 15. Классификация запасов и ресурсов Общества инженеров-нефтяников (SPE), Мирового нефтяного конгресса (WPC) и Американского общества нефтяников-геологов (AAPG)

Контингентные ресурсы (Contingent) - это количества нефти, которые по оценке на данный момент могут считаться промышленно извлекаемыми и при определенных условиях могут быть введены в разработку.

К контингентным ресурсам, например, относят скопления УВ, для которых не существует на текущий момент подходящего рынка сбыта или для их промышленного извлечения необходимо применение новых технологий.

Неоткрытые начальные ресурсы нефти (Undiscuveried petroleum initial in place) - это то количество нефти, которое по оценке на данный момент содержится в неоткрытых месторождениях. Извлекаемая часть неоткрытых начальных ресурсов нефти классифицируется как перспективные ресурсы (Prospective).

На количественную оценку ресурсов влияют как геологические, так и технологические и экономические неопределенности исходных данных. Конечный результат оценки должен характеризоваться диапазоном, в котором возможно изменение запасов и ресурсов.

При оценке запасов по классификации SPE, WPC и AAPG такой диапазон неопределенности может быть задан следующим образом:

* минимальная оценка - доказанные запасы (1P);

* лучшая оценка - доказанные плюс вероятные запасы (2Р);

* максимальная оценка - доказанные плюс вероятные, плюс возможные запасы (ЗР).

В классификации SPE, WPC и AAPG допускается применение вероятностных методов, при этом дается минимальная оценка, которая соответствует вероятности 90 %, лучшая оценка соответствует вероятности 50 %, а максимальная - вероятности 10 %.

Степень неопределенности выражается отнесением запасов к какой-либо основной категории - доказанные (proved) или недоказанные ( unproved).

Для недоказанных запасов вероятность извлечения меньше, чем для доказанных, и они в дальнейшем могут быть определены как вероятные (probable) или возможные (possible).

Доказанные запасы - это то количество нефти, промышленная добыча которого из известного резервуара ожидается с достаточным на то основанием, исходя из анализа геологических и технических данных в заданный период, в заданных экономических условиях, используя определенные методы и при известном государственном регулировании. Доказанные запасы могут быть разделены на вскрытые (разрабатываемые) и невскрытые.

Если промышленная продуктивность резервуара подтверждается текущей его разработкой или испытанием пластов, то запасы учитываются как доказанные. В таком случае термин «доказанный» относится к текущей величине запасов, а не просто к продуктивности скважины или резервуара. В некоторых случаях доказанные запасы могут быть определены на основе каротажа и/или анализа керна, которые подтверждают нефтеносность резервуара и его подобие другим месторождениям этой же площади, находящимся в промышленной разработке, или для которых промышленная продуктивность подтверждена испытанием пластов.

Площадь залежи с доказанными запасами включает в себя: площадь, оконтуренную по данным бурения, в которой определены контакты вскрытых флюидов; неразбуренные части резервуара, которые на основе геолого-технических данных уверенно могут быть отнесены к балансовым (commercially productive). При отсутствии данных о межфлюидных контактах, запасы ограничиваются самым низким известным значением нефтегазонасыщенности, если это не противоречит совокупности геолого-технических или эксплуатационных данных.

Запасы, расположенные в неразрабатываемых участках, могут быть классифицированы как доказанные неразрабатываемые при выполнении следующих условий: участки непосредственно прилегают к скважинам, показавшим промышленную продуктивность целевого пласта; имеются достаточные основания полагать, что данный участок находится в границах известного опробованного целевого пласта; к участку могут быть применены структурные построения по существующим скважинам; можно быть уверенным, что участок будет разрабатываться. Запасы других участков могут быть отнесены к доказанным невскрытым только в том случае, когда интерпретация геолого-технических скважинных данных с достаточной уверенностью показывает латеральную непрерывность целевого пласта и промышленную нефтеносность за пределами участков, непосредственно примыкающим к исследованным скважинам. Запасы, извлекаемые с использованием методов повышения нефтеотдачи, включаются в доказанные, если успешно прошли испытания данного метода на этом или похожем резервуаре, что позволяет успешно провести анализ проекта, и есть достаточные основания полагать, что проект будет продолжен.

Подсчет недоказанных запасов основан на таких же геолого-технических данных, что и при подсчете доказанных запасов, но технико-экономические, юридические и законодательные (regulatory) условия препятствуют учету этих запасов в качестве доказанных. Разделение этой категории запасов на вероятные и возможныепредполагает пересмотр оценок, связанных с улучшением в будущем экономических условий и технологическими открытиями.

Вероятные запасы - это недоказанные запасы, которые на основе анализа геолого-технических данных предполагаются скорее неизвлекаемыми. В этом случае, с вероятностью 50 %, величина извлеченных запасов окажется не менее суммы оцененных доказанных плюс возможных запасов. В общем случае, вероятные запасы могут включать следующие случаи: - когда имеющейся информации недостаточно для того, чтобы отнести запасы к доказанным; - запасы в пластах, отнесенных к продуктивным по данным каротажа, но данные анализа керна и испытаний или отличаются или вовсе отсутствуют; - прирост запасов при уплотняющем бурении, если на момент оценки будет достигнуто минимальное проектное расстояние между скважинами; - прирост запасов при применении методов повышения нефтеотдачи, неоднократно подтвердивших свою эффективность при промышленной эксплуатации; - продуктивный пласт оказался отделен от опробованной части нарушением, и по результатам геологической интерпретации изучаемая площадь структурно расположена выше исследованной; - прирост запасов после капитального ремонта и смены оборудования, если эффективность этих процедур не доказана в сходных скважинах; - прирост запасов при альтернативной интерпретации всех данных, которая показывает запасов больше, чем может быть отнесено к доказанным.

Возможные запасы - это недоказанные запасы, вероятность извлечения которых, меньше вероятности извлечения вероятных запасов. При использовании вероятностных методов оценки, количество извлеченных при эксплуатации запасов с вероятностью не менее 10 % будет больше или равно оцененному количеству доказанных, вероятных и возможных запасов вместе взятых. В общем случае, возможные запасы могут включать в себя: - запасы, которые, по результатам геологической интерпретации, могут содержаться на площадях, примыкающих к площадям, отнесенным к вероятным; - запасы пластов, отнесенных к нефтеносным по данным каротажа и анализа керна, но промышленная нефтеносность которых не подтверждена; - прирост запасов при уплотняющем бурении в условиях технической неопределенности; - прирост запасов при применении методов повышения нефтеотдачи, когда составлен проект, но промышленное применение метода еще не началось или когда характеристики резервуара, пород и флюидов выглядят подходящими для промышленного применения метода повышения нефтеотдачи; - продуктивный пласт оказался отделен от опробованной части нарушением, и, по результатам геологической интерпретации, изучаемый объект структурно расположен ниже опробованного.

Сопоставление результатов обоснования категорийности запасов по новой классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов России и по классификации SPE\WPC\AAPG показывает, что многие методические подходы в этих классификациях сходны [12].

Так, категории запасов А (достоверные), В (установленные) и C₁ (оцененные) по новой классификации имеют высокую степень сходимости с доказанными разрабатываемыми (PDP), доказанными неразрабатываемыми (PND) и доказанными неразбуренными (PUD) по классификации SPE\WPC\AAPG (рис. 16). запасам" соответствует 70-75 %.

Рис. 16. Сопоставление категорий запасов и ресурсов нефти и горючих газов классификаций Российской Федерации и классификации SPE\WPC\AAPG [12] .

Категория С₂ (предполагаемые) близко совпадает с вероятными (PROB) и частично с возможными (POSB).

По оценкам российских экспертов, проводивших сопоставление российской классификации и классификации SPE\WPC\AAPG, и по результатам аудита запасов ряда нефтяных компаний "доказанные запасы" составляют 70-75 % запасов категории A+B+C₁,

а доказанные + вероятные – 90-95 %. Из общей суммы запасов категории С₁ "доказанным

Анализ существующих классификаций нефтегазодобывающих стран мира показывает, что в них имеются существенные различия принципов классификации.

Так, например, во Франции наиболее широко распространено подразделение запасов на две категории: А - запасы в пласте и В - извлекаемые.

Категория А делится на две группы: 1) запасы, первично подсчитанные с помощью объемного метода, среди которых выделяются: доказанные геологические, вероятные геологические и возможные геологические; 2) запасы, подсчитанные вторично (по методу материального баланса) - активные запасы.

Категория В также состоит из двух групп: 1) первичные извлекаемые запасы, т.е. те, которые могут быть рассчитаны объемным методом с учетом коэффициента нефтеотдачи при естественных условиях работы залежи. Среди них выделяются доказанные и вероятные; 2) вторичные запасы, получаемые за счет проведения мероприятий по воздействию на пласт.

В Индии Комитетом по нефти и природному газу рекомендуется подразделение запасов на: доказанные, видимые или вероятные и возможные (на неразведанных территориях). Среди всех групп запасов выделяются запасы в пласте и извлекаемые, а среди извлекаемых - первичные и вторичные.

В Иране запасы нефти и газа подразделяются на две основные категории: А -первичные; В - вторичные. В пределах категории А выделяются: 1) доказанные запасы (которые могут быть рационально извлечены из залежи); 2) доказанные коммерческие запасы (которые могут быть извлечены с максимальной степенью выгоды); 3) вероятные; 4) возможные. Категория В включает: 1) доказанные; 2) вероятные; 3) возможные.

Общей закономерностью классификаций различных стран, как правило, является большая детальность по мере развития нефтегазодобывающей промышленности.

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 [51].

В соответствии с этой классификацией выделяются следующие группы запасов

(рис. 17): 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.

Рис. 17. Классификация ресурсов и запасов нефти и газа США (SPE – USA) [57].

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.

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.

При сопоставлении классификаций запасов нефти и газа, действующих в России и США, следует иметь в виду несовпадение многих используемых основных понятий и терминов. И в России, и в США существует определенная сложившаяся традиция в организации грр, 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. 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.

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.

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 [37, 51] (рис. 18).

Рис. 18. Сопоставление категорий запасов по российской и американской классификациям

1 – залежь; 2 – запасы, выделяемые согласно классификации SPE: а – доказанные («разбуренные»), б- доказанные («неразбуренные»), в – вероятные, г – возможные; 3 – скважины разведочные и эксплуатационные (1 разв./30-40 га, 1 экспл/15-17 га); ℓ - расстояние между скважинами [37, 51].

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.

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 (рис. 21). 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 [29, 37, 51].

Тема 16. НЕТРАДИЦИОННЫЕ ВИДЫ И ИСТОЧНИКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

Ресурсы УВ в недрах огромны, но лишь малая их часть, относимая к традиционным, изучается. За пределами исследований, поиска и освоения остается резерв ресурсов нетрадиционного УВ сырья, по объему на 2-3 порядка превышающий традиционный, но все еще мало изученный. Так, ресурсы метана в гидратном состоянии, рассеянного только в донных отложениях Мирового Океана и шельфов на два порядка (в нефтяном эквиваленте) превышают традиционные ресурсы УВ. Около 8-10⁴ млрд. т н. э. метана содержатся в водорастворенных газах подземной гидросферы, причем только в зоне учета ресурсов УВ - до глубин 7 км. Огромны объемы практически разведанных ресурсов нефтяных песков - до 800 млрд. т н. э. в отдельных регионах мира - Канада, Венесуэла, США и другие [38].

В отличие от подвижной в недрах, традиционной части ресурсов нефти и газа, извлекаемых современными технологиями, нетрадиционные ресурсы плохо подвижны или неподвижны в пластовых условиях недр. Для их освоения нужны новые технологии и технические средства, увеличивающие себестоимость их поиска, добычи, транспорта, переработки и утилизации. Не все виды нетрадиционного сырья ныне технологически и экономически доступны к промышленному освоению, но в энергодефицитных регионах, а также в бассейнах с истощ