Сопоставление Российской и Американской классификаций

В процессе реформ, происходящих в России, стали частыми контакты российских нефтяных компаний с зарубежными. Для делового сотрудничества потребовалось сопоставление классификаций запасов и терминологий, применяемых в России и за рубежом. Более подробно этот вопрос рассмотрен в разделе 3.3. Здесь отметим лишь, что эти две классификации напрямую не могут быть сопоставлены в связи с разной экономической и методологической основой их разработки. Ведутся работы по разработке новой Российской классификации запасов, но работа не завершена и действует временная, во многом повторяющая старую, советскую классификацию, хотя экономический уклад в стране изменился коренным образом.

Методы подсчета запасов

В зависимости от конкретных условий- особенностей геологического строения залежей, состояния их изученности, полноты геолого-геофизической информации и др. применяются различные методы подсчета запасов нефти и газа.

Универсальным и наиболее распространенным методом подсчета запасов является объемный метод. При подсчете запасов газа достаточно часто применяется метод падения давления. На поздней стадии разработки залежей при определенных условиях возможно применение метода материального баланса и статистического метода.

Объемный метод подсчета запасов нефти и газа основан на изучении свойств углеводородов и содержащих их пород в пластовых условиях. Для подсчета запасов нефти объемным методом применяется следующая формула.

Q_изв= Fh к_п к_нρ_нΘη,

 

где Q_изв - извлекаемые запасы нефти, т; F - площадь нефтеносности, м²;

h - эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м;

  к_п - коэффициент открытой пористости, доли единицы;

к_н - коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;

р_н - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³;

Θ - пересчетный коэффициент, учитывающий изменение объема нефти при подъеме ее на поверхность, доли единицы;

η - коэффициент нефтеотдачи, доли единицы.

Как и следует из названия, этот метод подсчета запасов предусматривает определение объема нефтесодержащих пород (Fh), объема порового пространства (Fhk_n), объема порового пространства, занятого нефтью (Fhk_nk _н), количества нефти в тоннах в условиях пласта (Fhk_nk _нρ_н), количества всей нефти в пласте при переводе ее на поверхность (Fhk_nk _нρ_нΘ) и извлекаемой части нефти в тоннах в поверхностных условиях (Fhk_nk _нρ_нΘη).

Площадь нефтеносности F определяют на подсчетных планах, где указываются внешний и внутренний контуры нефтеносности. Контуры нефтеносности устанавливают по данным о положении водонефтяного контакта, который, в свою очередь, определяется по данным исследования керна, каротажным данным и по результатам опробования и исследования скважин. Ошибки в определении абсолютной отметки приводит к существенным погрешностям при установлении площади нефтеносности, особенно по залежам, приуроченным к пологим платформенным структурам.

В практике подсчета запасов обычно площадь нефтеносности специально не определяется, подсчитывается сразу объем нефтесодержащих пород по картам нефтенасыщенных мощностей. При необходимости по этим же картам определяют площади нефтеносности.

Эффективная нефтенасыщенная мощность коллекторов определяется преимущественно по материалам промыслово-геофизических исследований скважин (ГИС). Наиболее информативными методами ГИС при этом являются микрозондирование, ПС, микробоковой каротаж и т.д. По данным об эффективных и нефтенасыщенных мощностях в каждой скважине строят карты эффективных и нефтенасыщенных мощностей по залежи. Последняя из них используется для определения объема нефтенасыщенных пород. Объем нефтенасыщенных пород определяется по формуле

Fh = Σf_ih_i

 

где f_i - площадь на карте нефтенасыщенных мощностей между соседними изопахитами;

h_i - средняя мощность пласта в пределах соответствующей площадки.

Таким образом, объем нефтенасыщенных пород по залежи определяется суммированием элементарных объемов, расположенных между соседними изопахитами на карте нефтенасыщенных мощностей.

Среднее значение эффективной нефтенасыщенной мощности h_ср определяют делением объема нефтесодержащих пород Fh на площадь

нефтеносности F.

О пористости и методике ее определения подробно говорилось в разделе 6.2. Здесь покажем лишь методику расчета средних значений этого параметра.

Наиболее распространено средневзвешенное по мощности значение коэффициента пористости. Для определения средневзвешенной по мощности величины пористости используется следующая формула:

К_пр.ср =Σ k_ih_i / Σh_i,

 

где К _n.ср - средне значение пористости по залежи;

k_i - коэффициент пористости отдельного нефтенасыщенного пропластка, определяемый по данным анализов керна или по материалам ГИС;

h_i - мощность отдельного пропластка.

Таким образом, средневзвешенное значение коэффициента пористости определяется как частное от деления суммы всех произведений мощностей пропластков и их пористости на сумму мощностей всех пропластков.

При наличии достаточно большого количества определений пористости, равномерно распределенных по всему объему залежи достоверные данные о средней величине этого параметра можно получить, подсчитав его среднеарифметическое значение по формуле

К_пр.ср =Σ k_i / n,

 

где k_i - единичное определение пористости;

п - количество единичных определений пористости.

Методы расчета средних значений коэффициента нефтенасыщенности ничем не отличаются от вышеописанных. Отличие лишь в методах определения конкретных значений этого параметра по каждому интервалу, которые описаны в разделах 6.2 и 6.6.

Среднее значение плотности нефти в поверхностных условиях определяется обычно как среднеарифметическая величина по имеющимся

результатам лабораторных анализов поверхностных и разгазированных глубинных проб нефтей. Когда имеются закономерности распределения этого параметра по объему залежи (например, увеличение плотности нефтей от сводовой части ловушки к крыльям), при подсчете средних величин параметра эти закономерности также учитываются. В целом этот параметр обычно достаточно стабилен, и 3-5 качественных проб бывает достаточно для достоверного обоснования среднего значения плотности нефти для подсчета запасов. Более подробно о методах изучения этого параметра сказано в разделе 7.1.

Пересчетный коэффициент, учитывающий изменение объема нефти при подъеме ее на поверхность, определяется по результатам анализов глубинных проб нефтей (раздел 7.6). Этот параметр также очень стабилен, и среднее его значение определяется как среднеарифметическая величина.

Одним из наиболее спорных и сложно определяемых параметров при подсчете запасов является коэффициент нефтеотдачи. Параметр этот характеризует долю нефти, которая может быть экономически рентабельно извлечена из пласта при разработке с соблюдением требований по охране недр и окружающей среды и с использованием имеющихся технологий и технических средств.

Для обоснования этого параметра необходимо выполнить технико-экономические расчеты с учетом конъюнктуры нефтяного рынка, конкретных характеристик залежи и особенностей ее разработки. Коэффициент нефтеотдачи определяется как произведение трех параметров: коэффициента вытеснения, коэффициента охвата по вертикали и коэффициента охвата по горизонтали.

Коэффициент вытеснения характеризует количество нефти, которая может быть получена из образца нефтенасыщенной породы при промывке ее вытесняющим агентом (водой). В связи с тем, что нефть в поровом пространстве достаточно плотно контактирует с породой, ее не удается полностью вытеснить из порового пространства. Отношение количества вытесненной нефти к количеству всей нефти в поровом пространстве образца определяется коэффициентом вытеснения. Величина ее никогда не достигает единицы и составляет обычно 0,3-0,7.

Коэффициент вытеснения определяется в специальных лабораторных установках, в которых образцы пород, насыщенные моделью пластовой нефти, промываются вытесняющим агентом с параметрами, близкими к тем, которые будут применены при разработке.

В связи с тем, что в реальных залежах породы характеризуются неоднородностью, для учета этих факторов используются соответствующие коэффициенты.

Коэффициент охвата по вертикали позволяет учесть тот факт, что проницаемость пласта по мощности довольно резко меняется (до 1-2

порядков), поэтому при разработке нефть и вытесняющий агент опережающе продвигаются от нагнетательной скважины к эксплуатационной по высокопроницаемым разностям, а низкопроницаемые пропластки остаются не охваченными вытеснением, т.е. нефть в них остается в пласте.

Коэффициент охвата по горизонтали учитывает неоднородность пластов по площади залежи, переходы от хороших коллекторов к низкопроницаемым и непроницаемым породам и образующиеся в связи с этим «тупиковые» зоны, которые невозможно охватить воздействием нагнетательных скважин.

При обосновании нефтеотдачи обязательно учитываются экономические последствия разработки; результат разработки должен быть положительным в финансовом отношении. Поэтому с учетом себестоимости добычи и цены реализации нефти определяют участки залежи рентабельные и нерентабельные при разработке. В частности, никогда проектировщики не запланируют скважины на маломощных участках, где цена добытой нефти не окупит понесенных для ее строительства затрат.

Для обоснования нефтеотдачи используются результаты подсчета геологических запасов нефти, и эта работа обычно выполняется при составлении схем и проектов разработки. В процессе поисково-разведочных работ, когда нет достаточных данных для технико-экономических расчетов, нефтеотдача определяется по статистическим зависимостям или по аналогии.

Одной из распространенных зависимостей, используемых для обоснования этого параметра, является связь между нефтеотдачей и соотношением вязкостен нефти и вытесняющей жидкости в пластовых условиях. Произведение первых шести параметров дает геологические запасы, умножение их на коэффициент нефтеотдачи - извлекаемые.

Для подсчета запасов газа объемным методом применяется аналогичная формула, но с учетом особенностей газа, в частности его сжимаемости:

Q_г= Fhk_nk _н(P_н α_н- P_k α_k) f,

 

где первые пять параметров аналогичны параметрам формулы для подсчета запасов нефти;

Р_н - начальное пластовое давление в залежи;

Р_к - конечное пластовое давление;

f - поправка на изменение температуры при подъеме газа на поверхность;

α_н -поправка на сверхсжимаемость газа при начальных условиях;

αк - поправка на сверхсжимаемость газа при конечных условиях.

Начальное пластовое давление определяется по данным измерений в процессе поисково-разведочных работ. Его средняя величина подсчитывается как среднеарифметическая по значениям, приведенным к середине высоты залежи.

Конечное пластовое давление определяется расчетным путем для условий полного извлечения газа из залежи, т.е. когда давление на устье открытой скважины равно атмосферному давлению.

Поправка на температуру учитывает факт расширения газа при повышении температуры. При подъеме на поверхность температура газа снижается, следовательно, объем его уменьшается (раздел 9).

Поправка на сверхсжимаемость учитывает отклонение реальных газов от законов газового состояния, рассчитанных для идеальных газов. Реальные газы сжимаются на 10-20% больше, чем идеальные.