Халимов К.Э. Эволюция отечественной классификации запасов нефти и газа

Подождите немного. Документ загружается.

Продуктивные пласты с лучшей харак теристикой ФЕС,

как правило, более однородны, выдерж аны по площади и их

параметры достаточно полно выявляются при редкой сети

разведочных скважин по данным ГИС. Неудивительно, что

при уплотнении сети разведочных скважин по мере увеличе-

ния объема информации средние параметры таких пластов

меняю тся незначительно, а оценк а запасов при переводе их в

высшие категории очень близка к первоначальной.

Из этого вытекает методический вывод о том, что уж е при

оценк е запасов к атегории С

продуктивных пластов и НГК,

имеющих различные геолого-физические и фильтрационно-

емк остные свойства, долж ен быть применен дифференциро-

ванный подход.

Естественно, наиболее правильным было бы усилить тре-

бования к объему геолого-физической информации в зави-

симости от характеристики объектов. Очевидно, что измен-

чивые, неоднородные продук тивные пласты и НГК с относи-

тельно низкими ФЕС требуют сравнительно большего объема

достоверной информации (более плотной сети разведочных

скваж ин) для обоснования подсчетных параметров, чем про-

дуктивные пласты и НГК с лучшими ФЕС. Однако требова-

ние повысить объем информации (увеличить плотность раз-

ведочных скважин) на низкопродуктивные пласты вступает в

противоречие с экономическими критериями оценки эффек-

тивности разведочных работ. Поэтому с целью достоверной

оценки запасов низк опродук тивных пластов на стадии изу-

ченности категории С

можно было бы предложить следую-

щие методическ ие приемы:

1. Использование нижних пределов параметров, обосно-

ванность которых недостаточна.

2. Ориентация преимущественно на параметры подсчета,

достоверность к оторых не вызывает сомнения, т.е. главным

образом на параметры, полученные путем прямых инстру-

ментальных замеров.

3. Использование эмпирических понижающих коэффици-

ентов, установленных по результатам анализа динамик и запа-

сов продуктивных толщ и НГК – аналогов подсчетного объ-

ек та.

4. Применение нескольких методов подсчета запасов.

К роме традиционного объемного метода полезно использо-

вать методы вероятностные, статистическ ие, материального

баланса.

Несмотря на то, что для получения исходной информации

в этих случаях потребуется проведение опытно-промыш-

ленной эксплуатации, соответствующие затраты и время, це-

лесообразность таких работ очевидна, особенно при предпо-

лож ительно значительных объемах запасов.

Другой методический вывод, вытекающий из факта непод-

тверж даемости запасов, заключается в следующем. Запасы

того или другого объекта следует оценивать не только кате-

горией, пок азывающей степень ее изученности, но и пара-

метром их промышленной значимости (продуктивность, од-

нородность, ФЕС и т.д.). Особенно это было бы полезно при

планировании разведочных работ и прироста запасов. М ож но

ожидать, что дифференциация запасов с учетом их ФЕС бу-

дет способствовать повышению эффективности разведочных

работ. На прак тик е, после установления предварительно оце-

ненных запасов по данным ГИС разведочные работы, естест-

венно, проводят преимущественно на участках, с которыми

связывают вероятность получения большего прироста и более

продуктивных пластов (если, к онечно, эти участк и соответст-

вующим образом опоискованы и нет других препятствий для

работ). Разведку малопродуктивных зон откладывают на дол-

гие годы. Геологические служ бы к омпаний не склонны идти

на пополнение баланса малорентабельными запасами.

Доразведку низкоэффективных запасов эксплуатационны-

ми скважинами до сих пор считали позитивной, так как, во-

первых, появляется возможность разведочный метраж напра-

вить по своему прямому назначению – на доразведку «све-

ж их» запасов, а во-вторых, существенно уменьшить расходы

на бурение за счет более дешевого эк сплуатационного буре-

ния. Однако отвлечение части эксплуатационного метража на

доразведку не может не сказаться на выполнении прямого

назначения новых эксплуатационных скважин – обеспечи-

вать текущую (годовую) добычу нефти. Учитывая значитель-

ные масштабы такого использования эксплуатационного мет-

раж а, мож но полагать, что и тек ущие потери в добыче нефти

будут немалыми. К сожалению, систематизированных стати-

стических данных, характеризующих такие потери, нет. До

сих пор раздельный учет прибыли и убытков, так же как и

сравнительный анализ не проводился. Имею тся тольк о дан-

ные по величине еж егодного прироста запасов, к оторый до

последнего времени ск ладывали с приростом, получаемым за

счет разведочного бурения. И з полученной суммы определяли

эффективность разведки (в т/ м, руб/ м, тыс. т/ скв).

Вполне очевидно, что переход на новые экономические

условия требует точного учета поэлементных затрат и ре-

зультата работ. М ож но ожидать, что, подсчитав издерж ки

прироста запасов нефти за счет эксплуатационных скважин,

многие предприятия откаж утся от такой прак тики.

В советск ое время предприятия долж ны были согласно

плановым заданиям по переводу запасов разбуривать прак ти-

чески только площадь нефтеносности категории С

незави-

симо от промышленной значимости объектов. В результате

большая часть метраж а шла не на прирост ак тивных запа-

сов, а на перевод малорентабельных запасов из категории

в С

При выполнении планов, основанных на учете суммарного

объема запасов к атегории С

, прак тик овалось использование

метраж а для разбуривания зон независимо от их продук тив-

ности. Наряду с высок опродуктивными зонами разбурива-

лись и низкопродуктивные зоны с малорентабельными запа-

сами, харак теризующиеся и большей степенью риск а непод-

тверж дения. Естественный результат этого, – с одной сторо-

ны, пополнение неактивной части запасов промышленных

категорий, массовый ввод в разработк у которых предусмат-

ривается только в будущем, а с другой стороны, – списание

с баланса значительных объемов С

Так , по данным В.Ф . Ник онова, в Тюменск ой области за

1961–1985 гг. из всего объема перебывавших в к атегории С

запасов на каждую тонну, переведенную в категорию С

приходилось 1,3 т списанных запасов. К онечно, само по себе

повышение достоверности баланса запасов – полож ительное

явление, если бы оно не осуществлялось за счет дорогостоя-

щего бурения, к оторое могло быть направлено на пополнение

баланса свежими высокопродуктивными запасами. Около

46 % объема геологоразведочных работ за этот период мож но

было бы сконцентрировать на прямом приросте и пополне-

нии баланса ак тивными запасами, если бы разведк а велась на

дифференцированные по промышленной значимости запасы

категории С

, а прирост планировался бы из суммарных объ-

емов предварительно оцененных запасов.

В новых эк ономическ их условиях, дифференциация запа-

сов С

по их промышленной значимости, продуктивности с

учетом ее при планировании и в ходе геологоразведочных

работ позволит нефтяным компаниям установить целесооб-

разную и разумную очередность разведк и площадей с запа-

сами категории С

. П редставляется, что, в к онечном счете,

удастся сэкономить немалое к оличество ск важ ин, которые

раньше нуж но было обязательно (для выполнения плана)

пробурить в зоне повышенного риска на низкорентабельные

запасы. Оценки показывают, что если решительно отказаться

от бурения ск важ ин на промышленно низк означимые запасы

НГК , то в Западной Сибири удалось бы вдвое повысить эф-

фективность разведочных работ.

С целью более обоснованного планирования прироста за-

пасов промышленных категорий на базе запасов категорий

мож но предлож ить следующее:

1. К началу планируемого периода проводить анализ ре-

зультатов разведочных работ, полученных за предшествую-

щий период, выявлять и исключать из баланса неподтвер-

дившиеся запасы.

2. Дифференцировать реальную часть запасов С

на осно-

ве детальной структуры и технико-экономических пок азате-

лей их разведки и разработки.

В итоге полезно выделить, к ак минимум, две основные

группы запасов – эффек тивную и малоэффек тивную . К эф-

фективным [70] относятся запасы месторождений и залежей

с нормальной вязк остной харак теристикой (до 30 мПа∙с), со-

средоточенные в пластах с относительно высокими к оллек-

торск ими свойствами (проницаемость более 0,05 мк м

), на

глубинах до 3,5 км с нормальной геологическ ой средой в рай-

онах с развитой инфраструктурой (с устойчивыми дебитами

ск важ ин более 20 т/ сут). М алоэффек тивные – это запасы и

ресурсы с высокой вязкостью (более 30 мПа∙с), в пластах с

низкими коллекторскими свойствами (проницаемость менее

0,05 мк м

). К ак правило, начальные дебиты ск важ ин не пре-

вышают 10 т/ сут. К малоэффективным относят такж е запасы

подгазовых залеж ей и водонефтяных зон с малой нефтена-

сыщенной мощностью. Возмож но, малоэффек тивные запасы

и ресурсы нефти целесообразно подразделить на группы с

учетом условий их разведки и разработки [70, 81].

В итоге ресурсы и запасы необходимо объединить в груп-

пы, провести ранж ирование этих групп в соответствии с их

геолого-экономической оценкой и условиями их освоения.

Результат ранжирования должен стать основой планирования

прироста запасов. Так , на ближ айшую перспек тиву (на год)

базой планируемого прироста долж на быть только группа,

занимающая первое место (или первые места) в ранговой

к лассифик ации. На более длительный период (пятилетк а, 10

или 15 лет) потребуется использовать объем запасов несколь-

ких первых групп или всю сумму ресурсов и запасов.

3.4. ОСОБЕННОСТИ ВЫДЕЛЕНИЯ

КАТЕГОРИИ С

В ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ

НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖАХ МАССИВНОГО ТИПА

На прак тик е встречены случаи необходимости выделения

предварительно оцененных запасов (категории С

) в глубоко-

погруж енных залеж ах массивного типа с высоким этаж ом

нефтеносности. В этих случаях затруднения возникают в свя-

зи с тем, что инструкцией по применению классификации

[24] предусматривается «выделение запасов к атегории С

иск лючительно по горизонтальной составляющей по площа-

ди, по напластованию, в промеж уточных и вышезалегающих

пластах. Между тем в массивных глубокопогруженных зале-

ж ах для решения задачи продолж ения разведк и требуется

оценк а запасов в подстилающих, ниж них частях залеж и. Рас-

смотрим так ие случаи на примере двух уник альных месторо-

ж дений: Тенгиз (Республик а К азахстан) и Белый Тигр (Рес-

публика Вьетнам).

3.4.1. НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ ТЕНГИЗ

Нефтяное месторож дение Тенгиз – к рупнейшее в рес-

публик е К азахстан по размерам и запасам относится к «су-

пергигантам». Располож ено оно в пределах К аратон-Тенгиз-

ск ого поднятия Прик аспийск ой впадины. Отк рыто в 1979 г., а

введено в разработк у в 1992 г.

М есторож дение приурочено к крупной эрозионно-текто-

нической структуре к оробчатой формы с крутыми к рыльями

и широким пластовым сводом. Нефтеносность связана с от-

ложениями средне-нижнекаменно-угольного и девонск ого

возраста (рис. 3.3).

Глубина к ровли в своде 3867 м. ВН К условно принят на

отметке

–

5415 м. Залеж ь – массивного типа высотой 1548 м.

Разрез продуктивной толщи сложен преимущественно обло-

мочными, органогенно обломочными известняками и доломи-

тизированными мергелями. К оллек торы трещинные, к авер-

ново-трещинные, порово-трещинные. Открытая пористость

0,1–24 %, проницаемость 1–30 мк м

, к оэффициент нефтена-

сыщенности 0,82. Начальный газовый фак тор 487 м

/т. На-

чальный дебит нефти 500 т/ с при 10-мм штуцере. Н ачальное

пластовое давление 84,24 М Па, температура 105 °С. Плот-

ность нефти 789 к г/ м

. Нефть сернистая, парафинистая, ма-

Рис. 3.3. Схема выделения к атегорий зап асов на месторож ден ии Тенгиз

лосмолистая. Растворенный в нефти газ содержит до 18–

19 % сероводорода и диоксид.

В процессе разведк и бурением более 25 глубок их ск важ ин

к началу 1988 г. нефтеносность была установлена до глубины

5400 м. (Всего к началу 1991 г. были пробурены 41 разведоч-

ная и 17 эксплуатационных скважин.) Бурение скважин на

большую глубину ослож нялось наличием аномально-высок их

пластовых давлений и агрессивной среды в пластовых ус-

ловиях, чреватыми аварийностью ск важ ин с тяж елыми по-

следствиями для техническ ого персонала и нарушениями

экологии. Несмотря на установление этаж а нефтеносности,

превышающего 1,5 км, ВНК вскрыт не был.

Необычайно сложные горно-геологическ ие условия разре-

за: наличие в разрезе мощных соленосных толщ, АВПД в

подсолевом к омплексе, высок ое содерж ание в пластовых

флю идах сероводорода и углек ислого газа – препятствовали

завершению разведки и определению нижней замыкающей

границы залеж и. Из-за этого задерживалась достоверная

оценка запасов и оценк а добычного потенциала месторож -

дения.

Для предварительных оценок запасов нефти месторож де-

ния использовали условные нижние границы залежи, соот-

ветствующие тек ущей степени разведанности. Центральная

К омиссия по запасам М иннефтепрома триж ды рассматривала

результаты разведки Тенгизск ого месторож дения, последова-

тельно увеличивая величину промышленных запасов по мере

увеличения глубины и интервала разреза, освещенного опро-

бованием. К аж дый раз ниж е границы (плоск ости), условно

принимаемой при подсчете нефтенасыщенного объема по

категории С

, оценивали запасы категории С

и С

. К началу

1988 г. извлек аемые запасы нефти оценили по к атегории С

571 млн т, по С

–733 млн т, по к атегории С

–144 млн т (см.

рис. 3.3).

Таким образом, Цент ральная К омиссия по запасам Мини-

ст ерст ва нефт яной промышленност и СССР, от вет ст венная

за разведку мест орож дения, несмот ря на от сут ст вие в

Классификации запасов и инст рукции по ее применению ука-

заний по выделению запасов кат егории С

и С

в нижележа-

щих част ях массивных залеж ей, правомерно счит ала необхо-

димым провест и оценки возмож ных объемов нефт енасыщен-

ных пород.

Проведенная оценк а способствовала дальнейшему успеш-

ному продолжению разведочных работ. Были найдены новые

техническ ие решения, обеспечившие безаварийную провод-

ку и завершение опробования и испытание скважин. Разве-

дочные работы, продолж енные на Тенгизск ом месторож де-

нии, подтвердили предварительную оценку запасов, позволи-

ли установить его огромные размеры и значительные запасы

углеводородного сырья.

3.4.2. ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ В ФУНДАМЕНТЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

БЕЛЫЙ ТИГР (ВЬЕТНАМ)

Крупная нетрадиционная залежь нефти в фундаменте ме-

сторож дения Белый Тигр (Вьетнам) является уник альной по

многим параметрам. Особенности ее геологическ ого строения

и свойств коллекторов детально рассмотрены в работах

Е.Г. Арешева, Ч.Л. Донга, В.П. Гаврилова, Н.Ч. Тина, Ч.В. Хоя,

Ф.Д. Хая, А.Н. Гриценко, А.В. Борисова, В.В. Поспелова,

О.А. Шнипа и других исследователей, много лет посвятивших

изучению этого уникального природного объекта [4, 5, 9,

18, 33].

Залеж ь нефти располож енного на шельфе Вьетнама ме-

сторож дения Белый Тигр (ЗФ БТ), содерж ащая основные за-

пасы месторож дения и обеспечивающая 95 % добычи нефти

СП «Вьетсовпетро», приурочена к к рупному высок оампли-

тудному выступу гранитоидов. Выступ облекают осадочные

отлож ения олигоцена, а глинисто-аргиллитовые отлож ения

верхнего олигоцена служат изолирующей покрышкой для

залежей фундамента и нижнего олигоцена. Морфологически

выступ, описываемый к ак трехсводовая горст-антик линаль,

простирается в северо-восточном направлении на расстояние

свыше 28 к м при ширине 5–7 км. Западный склон выступа

осложнен серией высокоамплитудных взбросов (надвигов).

По данным сейсморазведк и 3-Д плоскости надвигов погру-

жаются в юго-восточном направлении и имеют выпуклую

форму.

Из 104 эк сплуатационных ск важ ин к середине 2001 г. ото-

брано более 88 млн т нефти. Средний текущий дебит нефти

действующих 72 ск важ ин – 480 м

/ сут, средняя обводнен-

ность – 5 %. Через 26 нагнетательных ск важ ин зак ачивается

морская вода для поддерж ания пластового давления со сред-

ней приемистостью 2400 м

/с.

На месторож дении пробурено 204 ск важ ины. П ороды

фундамента вск рыты в 118 ск важ инах в интервале отметок

минус 3000 – минус 5000 м. До абсолютной отметк и минус

4450 м породы фундамента вск рыты в 43 ск важ инах и в 12 на

отметках, близких к ней. В 9 скважинах бурение закончено

на отметк ах ниж е минус 4650 м, а в 6 – близких к ней.

На месторож дении выполнены сейсморазведочные работы

2-Д и 3-Д, ВСП (22 ск важ ины). Проведен значительный объем

лабораторных и нефтепромысловых исследований (гидроди-

намических, потокометрии, термометрии, закачка индикато-

ров, промыслово-геофизических – FMI, FMS, ARI, TV, PLT,

MPLT).

На основании данных бурения, эксплуатации скважин и

проведенного к омплекса исследований составлены в целом

обоснованные общие представления о геологическом строе-

нии нетрадиционного объекта разработки.

Несмотря на значительный объем геолого-физическ ой ин-

формации, проведенный комплекс гидродинамических иссле-

дований и тринадцатилетний срок эксплуатации, ряд важных

особенностей геологического строения остаются недостаточ-

но изученными. Среди них: типы фильтрационно-емк остных

свойств пород, обоснованность подсчетных параметров

коллекторов, положение и конфигурация замыкающей сни-

зу границы нефтяной залежи и некоторые другие. Из-за

этого, в частности, до сих пор не удается с необходимой точ-

ностью подсчитать геологические и извлекаемые запасы

нефти.

Уникальность высокопродуктивной и крупной по запасам

нефти залежи заключается в приуроченности ее к гранито-

идным породам фундамента, которые по традиционным пред-

ставлениям лишены к оллекторов, способных содерж ать и от-

давать промышленно значимые объемы нефти. По слож ив-

шимся представлениям большинства исследователей емк о-

стью, в которой заключена и фильтруется нефть, является

пустотное пространство, образованное преимущественно

трещинами и кавернами. Имеется представление о наличии в

гранитоидах других типов к оллекторов – порового, трещин-

но-порового, к аверно-порового, вторично-порового.

Расхож дения в представлениях исследователей о харак те-

ре емкости и типе коллектора связаны с различием в исход-

ных данных и методике выделения коллекторов. Одни иссле-

дователи базируются на данных промыслово-геофизических

исследований, методическ ие основы к оторых разработаны

для традиционных пористых терригенных и пористо-кавер-

нозно-трещиноватых к арбонатных к оллекторов. Другие – на

результатах лабораторного исследования керна, не характе-

ризующего фильтрационно-емк остные свойства резервуара в

целом, из-за того, что:

вынос к ерна составляет менее 1 % от проходк и отбора;

к ерн харак теризует наиболее плотную часть породы;

лучшие по фильтрационно-емк остным свойствам интерва-

лы продуктивного разреза не освещены керном.

По мнению В.А. Кошляка и Х.В. Куи [33] пустотное про-

странство фундамента месторож дения Белый Тигр представ-

лено блоковой, трещинной и кавернозно-трещинной типами

пустотности.

Породы с блоковым типом пустотности характеризуются

низкими значениями пористости и проницаемости и относят-

ся при подсчете запасов к неколлек торам, хотя рядом иссле-

дователей не исключается возможность их участия в форми-

ровании определенной доли полезной емкости в массиве по-

род. Из пород, обладающих блок овой пустотностью, промыш-

ленных притоков нефти получено не было, все промышлен-

ные притоки нефти получены из зон с коллекторами

трещинного и кавернозно-трещинного типов. По этой причи-

не область развития коллекторов трещинного и кавернозно-

трещинного типов в теле выступа фундамента мож но считать

каркасом нефтенасыщенного, отдающего нефть резервуара.

По данным А.В. Борисова и Чана Ван Хоя [9] ни в одной

из скважин, пробуренных до официально принятого замка

струк туры минус 4450 м не было получено достоверных дан-

ных о наличии пластовой воды, хотя на соседних месторож-

дениях (Ю го-Восточный Дракон, Заря и др.) все массивные

залежи в фундаменте подстилаются водой. При испытании

интервалов, располож енных ниж е отметк и минус 4450 м в

ряде скважин месторождения Белый Тигр были получены

притоки нефти, другие оказались «сухими». Это может ука-

зывать либо на то, что в условиях Белого Тигра нижним ог-

раничением резервуара является граница развития трещин-

ных и кавернозно-трещинных к оллекторов, либо на то, что

замок струк туры, определенный по материалам сейсмораз-

ведки ЗД, находится глубже официально принятой в настоя-

щее время абсолютной отметк и и водонефтяной к онтак т не

был подсечен бурением.

По исследованиям Ю .И . Демушк ина (1997 г.) к онтак т

нефть – вода должен находиться в интервале абсолют-

ных отметок минус 4830 – минус 4850 м. Из 126 ск важ ин,

вскрывших фундамент, тольк о четыре достигли указанных

отметок (458, 459, 484 и 905). Ниж няя граница поглощения

при бурении (прямой признак наличия коллекторов) в сква-

ж ине 458 зафик сирована на абсолютной отметк е минус

4741 м, в ск важ ине 459 – на минус 4861 м, в ск важ ине