Та наявних в них корисних компонентів

Підрахунок запасів родовищ та оцінка перспективних ресурсів нафти, газу і конденсату та наявних в них “корисних компонентів проводиться на певну дату згідно з вимогами класифікації” (1997р.), якою передбачається визначення:

- загальних запасів (ресурсів) вуглеводнів і корисних компонентів, що виявлені і підраховані або очікуються на місці залягання за даними геологічного вивчення;

- видобувних запасів (ресурсів), що є частиною загальних запасів (ресурсів), видобуток і переробка яких є економічно доцільними за умови використання сучасної техніки і технології та дотримання вимог охорони надр і навколишнього середовища. При розподілі запасів і ресурсів вуглеводнів на групи за промисловим значенням тільки ця частина загальних запасів (ресурсів) належить до балансових.

Класифікація запасів (ресурсів) корисних копалин Державного фонду надр України для підрахунку (оцінки) запасів (ресурсів) застосовується за таких умов, коли:

- розвідані запаси підраховуються на розвіданих родовищах і родовищах, що знаходяться в розробці (покладах) за умови вивченості типу, форми, розміру покладу, ефективної газонасиченої товщини, типу колекторів, характеру зміни колекторських і нафтогазовіддавальних властивостей, нафто- і газоносності продуктивних пластів, складу і властивостей нафти, газу і конденсату в пластових і стандартних умовах, особливостей покладу, що визначає умови його розробки, екологічних та інших параметрів достатніх для складання проектів облаштування і промислової розробки родовищ;

- зовнішній контур розвіданих запасів визначається границями зон дренування вуглеводнів визначеними за даними свердловин, які під час дослідно-промислової розробки дали сталі промислові припливи при відсутності відповідних даних для розрахунків, величини радіусу зон дренування не повинні перевищувати 500м;

- продуктивні свердловини в яких не проведена дослідно-промислова розробка можуть включатися в контур розвідувальних запасів, якщо вони є внутрішніми відносно нього;

- коефіцієнт вилучення обґрунтовується поваріантними технологічними і техніко-економічними розрахунками в ТЕО кондиції для встановленого природного режиму (базовий варіант) або з врахуванням можливості його підвищення в разі одержання позитивних результатів під час проведення робіт.

Розвідані запаси визначаються за даними закінченої розвідки та дослідно-промислової розробки.

До умовно-балансових запасів належать тільки розвідані і детально-оцінені запаси (код 211).

Попередньо-розвідані запаси підраховуються:

- на частково розвіданих площах (покладах) – за умови отримання в одній або декількох свердловинах припливів нафти і газу в тому числі випробувачем пластів і позитивних результатів геофізичних досліджень в не випробуваних свердловинах;

- площа підрахунку запасів кожного покладу на структурній основі обмежується рівнем нижньої відмітки його підошви за наявністю безводного припливу або по відмітці контактів на розміщених гіпсометрично вище нерозвіданих ділянках, які за відсутності тектонічних порушень безпосередньо прилягають до ділянок з розвіданими запасами. Їхня площа екстраполюється від свердловин, що дали продукцію на відстань, яка відповідає подвійному інтервалу між експлуатаційними свердловинами передбаченій технологічними схемами проектами дослідно-промислової розробки для аналогічних покладів. Всі інші параметри приймаються за аналогією з сусідніми розвіданими ділянками або за допомогою екстраполяції;

- на нових площах в разі отримання промислового припливу нафти або газу в одній пошуковій свердловині. В цьому випадку параметри підрахунку запасів визначаються за даними її випробування, результатами аналізу керну і промислових досліджень. В разі розміщення свердловини в апікальній частині структури площа підрахунку запасів обмежується колом, радіус якого дорівнює відстані між експлуатаційними свердловинами, прийнятий в даному районі для аналогічних родовищ. Якщо свердловина розкрила продуктивний пласт на його зануренні, то площа його контуру обмежується з боку занурення контактом нафта-газ-вода, а за його відсутності – горизонтальною площиною на рівні найнижчої позначки інтервалу встановленої продуктивності.

Тип, форма, розмір покладу, умови залягання пластів-колекторів встановлені за результатами буріння свердловин і геофізичних досліджень в свердловині; літологічний склад, тип колектора, колекторські властивості, нафтогазоносність, коефіцієнт витіснення нафти, ефективна нафтогазонасичена товщина продуктивних пластів вивчені за керном і матеріалами геофізичних досліджень в свердловинах. Склад, властивості нафти, газу і конденсату в пластових і стандартних умовах вивчені за даними випробування пластів. Продуктивність свердловин, гідропровідність і п’єзопровідність пласта, пластові тиски, температура, дебіти нафти, газу і конденсату вивчені за результатами випробування та дослідження свердловин. Гідрогеологічні умови вивчені за результатами буріння свердловин і по аналогії з сусідніми розвіданими родовищами Коефіцієнт вилучення нафти визначається для природного режиму статистичним, емпіричним або по коефіцієнтним методом, які широко застосовуються для аналогічних покладів. Ступінь визначення природного газу визначається розрахунками по методу матеріального балансу для режиму виснаження пластової енергії. Ці підрахунки проводяться в техніко-економічній доповіді (ТЕД) з обґрунтуванням тимчасових попередніх кондицій.

Попередньо-розвідані запаси слід вивчати за ступенем, який забезпечить отримання вихідних даних для проектування подальшої розвідки чи дослідно-промислової розробки родовищ.

Перспективні ресурси нафти і газу – ресурси підготовлені до глибокого буріння площ, які знаходяться в межах нафтогазоносного району, а також в нерозкритих бурінням пластах родовищ, якщо продуктивність їх встановлена на даному або інших родовищах району.

Форма, розмір і умови залягання можливого покладу вивчені в загальних рисах, за результатами геологічних і геофізичних досліджень, а товщина та колекторські властивості пластів, склад і властивості нафти і газу приймаються по аналогії з розвіданими родовищами.

На підготовлених до глибокого буріння площах повинні бути встановлені:

1 загальні контури структур і будова пастки в межах кожного перспективного комплексу за даними достовірних геолого-геофізичних методів досліджень;

2 наявність колекторів перекритих непроникними або слабо проникними породами за даними структурно-фаціального аналізу, або прогноз їх наявності за геофізичними даними;

3 можливість промислової нафтогазоносності по аналогії з вивченими родовищами і за результатами аналізу умов формування родовищ в межах відповідної структурно-фаціальної зони.

Значення коефіцієнта заповнення пастки приймається по аналогії з сусідніми родовищами, що мають подібну будову і умови формування пасток.

Оцінку перспективних ресурсів слід виконати якщо це можливо окремо для очікуваних нафтогазоносних об’єктів розрізу і окремо за типом флюїду у нерозкритих бурінням пластах, параметри підрахунку приймаються по аналогії з сусідніми родовищами або покладами.

На державному балансі запасів корисних копалин вся кількість перспективних ресурсів обліковується як загальні ресурси з невизначеним промисловим значенням.

Для опрацювання техніко-економічних міркувань (ТЕМ), щодо очікуваного промислового значення потенційного родовища (покладу) вуглеводнів та визначення можливих показників економічної ефективності подальших геологорозвідувальних робіт під час початкової геолого-економічної оцінки (ГЕО-3) перспективної ділянки надр (пастки), оцінюється видобувна частина перспективних ресурсів методом статистичної аналогії. Видобувна частина перспективних ресурсів не обліковується на державному балансі корисних копалин і не кодується. Перспективні ресурси використовуються з метою планування пошукових робіт та приросту запасів.

 

Таблиця 2 – Класифікація запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр за 1983 та 1997 рік

	Групи запасів	Групи ресурсів
Групи запасів та ресурсів нафти і газу за ступенем геологічної вивченості. Класифікація 1997 рік	розвідані	попередньо-розвідані	перспективні	прогнозні
Для більш дрібних частин запасів припустима індикація – А, В, С1	Припустима індикація – С2	Припустима індикація літерою С3	Припустима індикація – D1 i D2
Класифікація запасів і ресурсів 1983 рік відповідно до вимог геологічної вивченості	Запаси категорій А+В+С1 (де проведено дослідно-промислову розробку і отримано позитивні результати)	Запаси категорій С1 (де не проведено дослідно-промислової розробки) + С2 (що прилягає до запасів категорії С1 і знаходиться вище встановлених границь продуктивності)	Запаси категорій С2, що залягають нижче встановлених границь продуктивності та не випробувані пласти + ресурси категорії С3	Ресурси категорії D1 і D2
Категорії запасів і ресурсів нафти і газу	А+В+С1 (частково)	С1 (частково) + С2 (частково)	С2 (частково) ¸ С3	D1 і D2

 

 

ЛЕКЦІЯ №10