Раздел 7. Запасы УВ 1. Классификации запасов 2. Методы подсчета запасов

понимаются подсчетные количества углеводородов, находящихся в природных залежах.
ОБЩИЕ НАЧАЛЬНЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ

ЗАПАСЫ – количества жидких, газообразных и твердых углеводородов, первоначально находящиеся, согласно проведенным оценкам, в естественных залежах углеводородов. Сюда относится подсчетное количество жидких, газообразных и твердых углеводородов, имевшееся на дату подсчета в известных залежах до начала их эксплуатации.
Извлекаемые запасы – количества жидких, газообразных и твердых углеводородов, которые предполагается добыть в промышленном масштабе из открытых залежей путем реализации проектов их разработки, начиная с указанной даты, при заданных технико-экономических условиях.

классификация утверждена в 2001г (новая в 2005 г) Запасы проходят экспертизу

и официально утверждаются ГКЗ МПР РФ
1. По экономической значимости различают две группы запасов УВ:
1. Балансовые – запасы, удовлетворяющие промышленным требованиям и горно-геологическим условиям эксплуатации (геологические запасы);
2. Забалансовые – запасы, выработка которых на данном этапе нерентабельна вследствие их малой величины, сложности условий эксплуатации, плохого качества нефти и газа или низкой производительности скважин.

Классификация применяется только в Российской Федерации Международные кредитно-финансовые организации не принимают оценку запасов по данной классификации во внимание

от степени изученности запасы делятся на категории:
разведанные запасы представлены

категориями A, B и C1;
предварительные оценочные запасы представлены категорией C2;
прогнозные ресурсы представлены категориями D1, D2, D3.

В настоящее время в России ведутся работы по усовершенствованию стандартов классификации запасов нефти. Цель этой работы – приблизить требования по категоризации запасов к международным, более приемлемым для условий рыночной экономики.

на площади, детально разведанной и оконтуренной скважинами, давшими промышленные притоки

нефти и газа. Для подсчета запасов категории А должны быть хорошо известны геолого-промысловые параметры продуктивного пласта, его продуктивность, границы залежи, свойства нефти, газа и воды (по геолого-физическим результатам и результатам пробной и промышленной эксплуатации многих скважин). Запасы этой категории подсчитываются при реализации проекта разработки (в соответствии с утвержденным проектом разработки)
К категории В относятся запасы, подсчитанные на площади, промышленная нефтеносность или газоносность которой доказана скважинами с благоприятными промыслово-геофизическими показателями, при условии, что эти скважины вскрыли пласт на разных гипсометрических отметках и в них получены промышленные притоки нефти. При подсчете запасов категории В должны быть приближенно изучены геолого-промысловая характеристика пласта, его продуктивность, контуры нефтегазоносности, свойства флюидов в степени, достаточной для составления проекта разработки (т.е. в отдельных скважинах должна быть проведена пробная эксплуатация). Запасы подсчитываются при реализации технологической схемы разработки.

газа для которых установлены по результатам геолого-поисковых и поисково-геофизических работ,

а подсчетные параметры оценены по данным промыслово-геофизических исследований в скважинах или по аналогии с близлежащими разведанными месторождениями сходного строения. Необходимым условием отнесения запасов к категории С1 является получение промышленного притока нефти или газа в отдельных скважинах. По категории С1 подсчитываются так же запасы на площадях, непосредственно примыкающих к залежам с более высокими категориями запасов. Параметры залежи должны быть изучены в степени, достаточной для составления тех.схемы разработки/проекта ОПЭ (опытно-промышленной эксплуатации)
К категории С2 относятся запасы нефти или газа всех типов ловушек (структурных, стратиграфических, литологических), установленных достоверными для данной нефтегазоносной провинции методами геолого-геофизических исследований и характеризующихся предполагаемым наличием коллекторов, которые перекрыты непроницаемыми породами и могут быть нефте- или газонасыщенными по аналогии с близлежащими хорошо изученными месторождениями (запасы нефти и газа обоснованы геологическими и геофизическими данными: в неразведанных частях залежи, в неопробованных пластах разведанных месторождений. Используются для планирования ГРР)

Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план. Подсчетные планы составляются на основе структурной карты по кровле (поверхности) продуктивных пластов-коллекторов.

Объемный метод
Основан на использовании данных

о коллекторских свойствах пород и свойствах флюида для расчета объемов начальных геологических запасов и последующего определения той их части, которая может быть добыта в результате реализации конкретного проекта разработки.
Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенного к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти или их частей.
Запасы нефти объемным методом рассчитываются по формуле:
Q=F х hн.эф х κп.о х κн х κизвл.н х ρ х θ

Где Q – извлекаемые запасы нефти в т, F – площадь нефтеносности в м2, определяется на подсчетном плане, hн.эф– нефтенасыщенная эффективная толщина пласта в м, κп.о- коэффициент открытой пористости, κн – коэффициент нефтенасыщенности, κизвл.н – коэффициент извлечения нефти, ρ – плотность нефти в поверхностных условиях, θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, равный θ=1/b (b – объемный коэффициент пластовой нефти).