63) Классификация месторождений нефти и газа

В настоящее время в нефтегазовой промышленности России применяется «Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», утвержденная приказом № 298 МПРРФ от 1 ноября 2005 г.

По величине извлекаемых запасов:

• уникальные — более 300 млн т нефти или 500 млрд м³ газа;

• крупные — от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 500 млрд м³ газа;

• средние — от 3 до 30 млн т нефти или от 3 до 30 млрд м³ газа;

• мелкие — от 1 до 3 млн т нефти или от 1 до 3 млрд м³ газа;

• очень мелкие — менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд м³ газа

По фазовому соотношению нефти и газа:

• нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;

• газонефтяные, в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи;

• нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50 %;

• газовые, содержащие только газ;

• газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом;

• нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.

По количеству залежей выделяют однозалежные и многозалежные месторождения. Гигантское месторождение Боливар вВенесуэле содержит 325 залежей.

По генетическому положению выделяют месторождения платформ и месторождения складчатых областей. Платформенные месторождения содержат 96 % запасов нефти и 99 % газа. Именно на платформах во всем мире сосредоточено большинство гигантских месторождений: на Восточно-Европейской, Западно-Сибирской, Северо-Американской, Аравийской, Африканскойплатформах месторождения содержат основные запасы и дают почти всю добычу нефти и газа в мире.

64)

65)

66)

67) Запасы нефти в мире оцениваются по-разному, но принято считать запасы, которые могут быть извлечены при нынешнем уровне развития техники и технологии.

• Запасы:

  • A (достоверные)

  • B (установленные)

  • C1 (оцененные)

  • C2 (предполагаемые)

• Ресурсы:

  • D1 (локализованные)

  • D2 (перспективные)

  • D3 (прогнозные).

68) Различают геологические и извлекаемые запасы. Геологическими запасами нефти и газа называют количество этих полезных ископаемых, находящихся в залежи. Объем нефти и газа в залежи существенно отличается от того объема, который они занимают на поверхности. Объем жидкой фазы углеводородов в залежи несколько больше того объема, который они занимают па поверхности. Это объясняется температурным расширением жидкости в недрах и главным образом переходом части газообразных углеводородов в жидкую фазу. Объем природного газа в залежи возрастает прямо пропорционально пластовому давлению.и извлекаемые запасы. Геологическими запасами нефти и газа называют количество этих полезных ископаемых, находящихся в залежи. Объем нефти и газа в залежи существенно отличается от того объема, который они занимают на поверхности. Объем жидкой фазы углеводородов в залежи несколько больше того объема, который они занимают па поверхности. Это объясняется температурным расширением жидкости в недрах и главным образо Нефтеотда́ча (коэффициент извлечения нефти КИН) — отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75 (9—75 %)м

ГАЗООТДАЧА газового пласта (а. gas yield of а gas seam; н. Gasabgabe der Gasschicht; Gasausbringung; ф. rendement de la соuche а gaz; и. produccion de la capa соn gas) — характеризуется степенью извлечения запасов газа.

Различают текущую (определяемую на некоторый момент времени) и конечную газоотдачу (на период прекращения промышленной эксплуатации месторождения). Для количественной оценки газоотдачи используется коэффициент газоотдачи — отношение добытого количества газа к начальным запасам. Средний коэффициент газоотдачи месторождений 0,85. Минимальное значение этого показателя (0,4-0,6) отмечено на месторождениях с относительно небольшими запасами, характеризующихся также неоднородностью коллекторских свойств и активным избирательным продвижением пластовых вод. Максимальной газоотдачей (коэффициент до 0,9) обладают месторождения со средними и незначительным запасами, представленными однородными коллекторами.

69) Объемный метод подсчета запасов нефти volumetric method of defining (estimating) - Основан на геометрических представлениях о нефтеносном пласте и на данных о его пористости, нефтенасыщенности и отдаче нефти. Объем пласта обычно определяется как произведение площади нефтеносности на эффективную мощность пласта. Затем в подсчеты вводят коэффициенты пористости нефтесодержащих пород, насыщения пласта нефтью, отдачи, объемный коэффициент пластовой нефти и плотность нефти. Определение численных значений коэффициентов, особенно насыщения и отдачи, часто весьма затруднительно и требует специального отбора кернов и тщательного исследования их в лаборатории. Основным недостатком объемного метода является неопределенность в отношении данных о возможном отборе запасов во времени. Подсчитанные цифры запасов не характеризуют также возможной продуктивности скважин.угл