Способ разработки залежей нефти

Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

Режимы разработки нефтяных месторождений

Фильтрация жидкости по пласту к забоям скважин — к точкам наиболее низкого давления осуществляется за счет пластовой энергии. Жидкость под действием пластового давления находится в сжатом состоянии. В процессе эксплуатации месторождения, как правило, пластовое давление падает. Поэтому важно извлечь запасы нефти из пласта, до того как давление снизится и станет невозможно поддерживать необходимые депрессии.

За изменением пластового давления постоянно следят и при быстром его снижении применяют искусственные методы воздействия на залежь и, в частности, методы поддержания пластового давления. Темп снижения пластового давления, характеризующего энергетические ресурсы пласта, зависит от темпа отбора пластовой жидкости: нефти, воды и газа, который обусловлен проектом разработки месторождения, и от того осуществляется или нет поддержание пластового давления. Это искусственные факторы. С другой стороны, запас пластовой энергии, величина начального пластового давления и темп его снижения зависят и от природных — естественных факторов:

§ наличия газовой шапки, энергия расширения которой используется при разработке месторождения;

§ запаса упругой энергии в пластовой системе;

§ содержания растворенного в нефти газа, энергия расширения которого приводит к перемещению пластовых жидкостей и газов к забоям скважин;

§ наличия источника регулярного питания объекта разработки пластовой законтурной водой и интенсивность замещения этой водой извлекаемой из пласта нефти;

§ гравитационного фактора, который эффективно может способствовать вытеснению нефти в пластах с большими углами падения.

Перечисленные факторы, определяющиеся природными условиями, связаны с процессом формирования месторождения и не зависят от технолога. Одни из этих факторов могут иметь определяющую роль в процессах разработки, другие подчиненную роль.

Капиллярно-поверхностные силы особенно существенны в пористых средах с большой удельной поверхностью способствуют, а чаще тормозят фильтрацию пластовой жидкости и поэтому в совокупности с перечисленными факторами определяют интенсивность притока жидкости к забоям скважин.

Совокупность всех естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его дренировании системой эксплуатационных и нагнетательных скважин, принято называть режимом пласта. Выделяют пять режимов:

§ водонапорный (естественный и искусственный),

§ газонапорный (режим газовой шапки),

§ режим растворенного газа,

От правильной оценки режима дренирования зависят технологические нормы отбора жидкости из скважин, предельно допустимые динамические забойные давления, выбор расчетно-математического аппарата для прогнозирования гидродинамических показателей разработки, определения объемов добычи жидкости и газа, расчета процесса обводнения скважин, а также и тех мероприятий по воздействию на залежь, которые необходимы при разработке для достижения максимально возможного конечного коэффициента нефтеотдачи.

Однако определить режим залежи не всегда просто, так как в ряде случаев многие факторы, определяющие режим, проявляются одновременно.

Рассмотрим идеализированные условия, когда тот или иной режим проявляется в «чистом виде», т. е. когда изменения в залежи в процессе ее разработки обусловлены действием только одного режима, а проявление других режимов либо отсутствует вовсе, либо столь незначительно, что им возможно пренебречь.

Водонапорный режим

При этом режиме фильтрация нефти происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих регулярное питание (пополнение) с поверхности за счет талых или дождевых вод или за счет непрерывной закачки воды через систему нагнетательных скважин.

Условие существования водонапорного режима

,

где Pпл — среднее пластовое давление, Pнас — давление насыщения.

При этом условии свободного газа в пласте нет и фильтруется только нефть или нефть с водой. Проницаемый пласт 2 (рис. 2.3) обеспечивает гидродинамическую связь области отбора нефти 1 с областью питания 3, которой может служить естественный водоем — русло реки. В результате процессов складкообразования пористый и проницаемый пласты могут получить выход на дневную поверхность в районе, например, речного русла 3, из которого происходит непрерывная подпитка пласта водой при отборе нефти через скважины 4. Пласт-коллектор должен иметь достаточную проницаемость на всем протяжении от залежи до мест поглощения поверхностных вод. Это и обусловливает активность законтурной воды.

Как правило, пластовое давление в подобных залежах равно гидростатическому давлению столба воды высотой, равной глубине залегания пласта. Причем давление после некоторого снижения в начальной стадии разработки остается в дальнейшем практически постоянным при установленных темпах отбора жидкости (2 — 8 % от извлекаемых запасов в год).

При водонапорном режиме извлечение нефти сопровождаются ее замещением законтурной или нагнетаемой водой, что объясняет достаточно стабильные во времени дебиты скважин,

Рис. 2.3. Схема геологических условий существования естественного водонапорного режима

пластовое давление и газовый фактор. Стабильность газового фактора обусловлено еще и тем, что при Pпл > Pнас выделения газа в пласте не происходит, поэтому с каждой тонной нефти добывают только то количество газа, которое было в ней растворено при пластовых условиях (рис. 2.4). Обводнение скважины происходит относительно быстро. Однако при сильной слоистой неоднородности пласта обводнение скважин может растягиваться во времени, так как по хорошо проницаемым прослоям пластовая вода быстро достигает забоев скважин, а по плохо проницаемым — медленно. При водонапорном режиме происходит достаточно эффективное вытеснение нефти и достигаются наиболее высокие коэффициенты нефтеотдачи.

Рис. 2.4. Изменение во времени основных характеристик водонапорного режима

В отличие от естественного водонапорного режима при искусственном непрерывный напор воды, вытесняющей нефть, создают ее нагнетанием с поверхности через систему нагнетательных скважин. В таком случае пласт-коллектор не обязательно должен иметь выход на дневную поверхность для получения непрерывного питания.

При водонапорном режиме количество отобранной жидкости из залежи (нефть, вода) всегда равно количеству вторгшейся в залежь законтурной воды в пластовых термодинамических условиях.

Перераспределение давления в пласте, которое происходит при изменении отборов жидкости из скважин, должно при этом режиме происходить быстро (теоретически мгновенно), поэтому этот режим еще называют жестким. Депрессионная воронка вокруг скважины устанавливается также мгновенно. Этот режим теоретически изучен наиболее полно. В настоящее время более 80 % всей добываемой нефти получается из месторождений, разрабатываемых в условиях водонапорного режима (главным образом искусственного).

Упругий режим

При этом режиме вытеснение нефти происходит под действием упругого расширения самой нефти, окружающей нефтяную залежь воды и скелета пласта. Обязательным условием существования этого режима (как и водонапорного) является превышение пластового давления над давлением насыщения (Pпл > Pнас). Пласт должен быть замкнутым, но достаточно большим, чтобы его упругой энергии хватило для извлечения основных запасов нефти.

Объемный коэффициент упругости среды определяется как доля первоначального объема этой среды, на которую изменяется этот объем при изменении давления на единицу, т. е.

, (2.43)

где ΔV — приращение объема (за счет упругого расширения);

ΔP — приращение давления (понижение давления); V — первоначальный объем среды.

Поскольку отрицательному приращению давления соответствует положительное приращение объема, то впереди ставится знак минус.

Твердый скелет пористого пласта при изменении внутреннего давления деформируется вследствие изменения объема самих частиц оседания кровли пласта при уменьшении внутрипорового давления, что приводит к уменьшению пористости и к дополнительному вытеснению жидкости. Из экспериментальных данных известно:

для воды ;

для нефти ;

для породы .

Обычно для оценки сжимаемости пласта пользуются приведенным коэффициентом сжимаемости, который называют коэффициентом упругости пласта. Это усредненный коэффициент объемной сжимаемости некоторой фиктивной среды, имеющей объем, равный объему реального пласта с насыщающими его жидкостями, совокупное упругое приращение которых равно упругому приращению объема фиктивной среды.

Согласно определению можно найти упругие приращения объемов воды, нефти и породы для единичного элемента объема пласта

. (2.44)

где V — объем фиктивной среды, равный сумме объемов воды, нефти и твердого скелета пласта; Vп, Vв, Vн — общие объемы твердого скелета пласта и насыщающих его воды и нефти соответственно; β* — приведенный коэффициент упругости пласта.

Обозначая m, αв, αн соответственно пористость, водо- и нефтенасыщенность пласта, можем вместо (2.44) записать

, (2.45)

. (2.46)

Это и будет наиболее общее выражение для приведенного объемного коэффициента упругости пластовой системы.

Упругий режим, относящийся к режиму истощения, существенно неустановившийся. Давление в пласте по мере отбора жидкости падает. Для него характерны непрерывно разрастающаяся вокруг скважины воронка депрессии, систематическое падение дебита во времени при сохранении постоянства депрессии или систематическое увеличение депрессии во времени при сохранении дебита. Однако во всех случаях при упругом режиме газовый фактор должен оставаться постоянным по тем же причинам, что и при водонапорном режиме. Темп падения среднего пластового давления может быть различным в зависимости от общего запаса упругой энергии в пласте (от размеров окружающего залежь водного бассейна).

Рис. 2.5. Изменение во времени безразмерного средне-интегрального пластового давления при упругом режиме

Несложно вывести приближенную формулу, описывающую падение безразмерного среднеинтегрального пластового давления Р при упругом режиме во времени t, при постоянном темпе отбора жидкости (q = const). Можно получить аналогичную формулу при переменном темпе отбора, когда функция изменения темпа отбора задана, например линейно возрастает или изменяется по любому другому закону. При q = const изменение давления Р(t) соответствует прямолинейному закону, т.е. прямой линии, но не проходящей через начало координат. При переменном темпе отбора закон изменения среднеинтегрального давления в пласте будет криволинейный.

Геологическими условиями, благоприятствующими существованию упругого режима, являются:

§ залежь закрытая, не имеющая регулярного питания;

§ обширная водонасыщенная зона, находящаяся за пределами контура нефтеносности; отсутствие газовой шапки;

§ наличие эффективной гидродинамической связи нефтенасыщенной части пласта с законтурной областью;

§ превышение пластового давления над давлением насыщения.

Чтобы при приемлемом темпе снижения среднего давления в пласте Рпл за разумные сроки отобрать запасы нефти, нужно иметь очень большое отношение объема упругой системы к геологическим запасам нефти.

При разработке залежи в условиях упругого режима быстрое понижение давления происходит в пределах самой залежи, а во всей системе, питающей залежь упругой энергией давления (в законтурной области), снижается медленно.

Из сказанного не следует, что упругий режим и связанные с ними процессы играют незначительную роль при добыче нефти. При определенных благоприятных условиях весь запас нефти может быть извлечен за счет упругого режима (при большой упруго-водонапорной системе). Последний играет существенную роль при переходных процессах, возникающих в результате изменения режимов работы скважин. При этом в пласте происходят затяжные процессы перераспределения давления, протекающие по законам упругого режима.

Режим газовой шапки

Этот режим проявляется в таких геологических условиях, при которых источником пластовой энергии является упругость газа, сосредоточенного в газовой шапке. Для этого необходимо, чтобы залежь была изолирована по периферии непроницаемыми породами или тектоническими нарушениями. Законтурная вода, если она имеется, не должна быть активной. Нефтяная залежь должна находиться в контакте с газовой шапкой. При таких условиях начальное пластовое давление будет равно давлению насыщения, так как дренирование залежи происходит при непрерывном расширении газовой шапки и нефть постоянно находится в контакте с газом.

Темп изменения среднего пластового давления при разработке такой залежи может быть различным в зависимости от темпов разработки и от соотношения объемов газовой шапки и нефтенасыщенной части залежи.

Такую залежь можно рассматривать как сосуд с жидкостью и газом, причем отбор жидкости сопровождается расширением газа. На рис. 2.6 представлены результаты расчетов поведения пластового давления во времени в процессе разработки залежи в режиме газовой шапки.

Рис. 2.6. Изменение во времени безразмерного среднеинтегрального пластового

давления при разных отношениях объема нефтяной оторочки и газовой шапки:

1- n = 0,25; 2 — n = 0,5; 3 — n = 1; 4 — n = 2; 5 — n = 4; 6 — n = 8

Из рисунка видно, что изменение пластового давления происходит по криволинейному закону и темп падения давления тем больше, чем меньше объем газовой шапки по отношению к объему нефтяной части залежи (чем больше n). При объеме нефти в залежи, в четыре раза превышающем объем начальной газовой шапки, через десять лет давление снизится на 50 % (P = 0,5). Тогда как при объеме нефти, составляющем 0,25 от объема газовой шапки, к тому же времени давление снизится только на 5,8 %.

Таким образом, разработка месторождения при режиме газовой шапки неизбежно сопровождается падением пластового давления со всеми вытекающими из этого последствиями (уменьшение дебитов, сокращение периода фонтанирования, переход нефтяных скважин на газ и др.). В реальных условиях разработка такого месторождения может быть осуществлена в условиях смешанного режима с помощью искусственного поддержания пластового давления закачкой воды в законтурную область или закачкой газа в газовую шапку. Конечная нефтеотдача в условиях режима газовой шапки не достигает тех величин, что при режимах вытеснения нефти водой, и не превышает по приблизительным оценкам 0,4 — 0,5.

Для этого режима характерен закономерный рост газового фактора и переход скважин на добычу чистого газа по мере выработки запасов нефти и расширения газовой шапки. Режим газовой шапки в общем имеет подчиненное значение и сравнительно небольшое распространение. Продукция скважин, как правило, безводная.

Способы разработки месторождений нефти

Как известно, нефть двигается по пласту-коллектору к добывающей скважине под действием перепада давления.

Движение происходит при условии, что в пласте давление выше, чем на забое скважины.

В начальной стадии разработки нефтяного месторождения пластового давления, как правило, достаточно для обеспечения притока нефти к скважине.

Впоследствии пластовое давление постепенно снижается и для его поддержания требуется проведение специальных мероприятий (организация закачки воды, газа и т.п.).

В зависимости от того, за счет чего происходит восполнение энергии пласта и обеспечивается продвижение нефти к добывающей скважине, способы разработки подразделяют на 3 класса:

• 1 Первичные способы (Primary Recovery)
• 2 Вторичные способы (Secondary Recovery)
• 3 Третичные способы (Tertiary Recovery)

Обычно система разработки месторождения последовательно видоизменяется (если мы говорим о месторождении традиционной легкой нефти): от Первичных способов на I стадии разработки переходят к Вторичным способам на II и III стадиях и к Третичным способам на III и IV стадиях разработки месторождения.

Месторождения нетрадиционной (тяжелой, сверхтяжелой, высоковязкой, сланцевой) нефти требуют нетрадиционного подхода.

Разработку таких месторождений начинают сразу с Третичных способов, разрабатывая зачастую совершенно новый уникальный метод.

Первичные способы (Primary Recovery)

Первичные способы — это способы разработки, основанные на извлечении нефти с использованием потенциала внутренней энергии пласта. Приток нефти обеспечивается за счет естественных сил.

Вообще говоря, в нефтяной залежи действует множество факторов, которые влияют на движение флюидов в пласте.

Совокупность всех естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его разработке, называют режимом пласта или точнее режимом эксплуатации нефтяной залежи.

Всего при добыче нефти различают 5 режимов:

• – Водонапорный (жестко-водонапорный)
• – Упругий (упруго-водонапорный)
• – Газонапорный (режим газовой шапки)
• – Режим растворенного газа
• – Гравитационный

Плюс еще смешанный режим также иногда выделяют в отдельную категорию.

Водонапорный – основной силой, двигающей нефть к забою скважины, является напор пластовых вод, при котором происходит компенсирование отбора жидкости продвижением пластовой воды в продуктивную часть пласта.

Такой режим обычно формируется в водонапорных комплексах литологически однородных и выдержанных высокопроницаемых пластов при относительной близости залежей к областям питания водонапорного комплекса. Конечная нефтеотдача при таком режиме достигает 65-80%.

Упругий – основной силой является упругое расширение пластовой жидкости и породы при снижении пластового давления. При этом режиме отбор жидкости не компенсируется полностью продвижением законтурных вод к залежи.

Конечная нефтеотдача – до 50-70%.

Газонапорный – основной силой является напор расширяющегося газа газовой шапки, при котором отбор жидкости полностью не компенсируется продвижением пластовой воды в продуктивную часть пласта.

Конечная нефтеотдача – до 40-60%.

Режим растворенного газа – основной силой является расширение газа, выделяющегося из нефти при снижении пластового давления.

При этом режиме также отбор жидкости полностью не компенсируется продвижением пластовой воды в продуктивную часть пласта. Формируется при усиленном отборе жидкости из пласта, приводящем к снижению пластового давления до значений, ниже давления насыщения нефти газом. Конечная нефтеотдача – до 10-30%.

Гравитационный – основной силой является сила тяжести самой нефти.

Такой режим может проявляться при полной изоляции залежи от водоносной части, а также при отсутствии газа (свободного или растворенного). Довольно редкий режим, обычно возникает на последней стадии разработки в залежи, первоначально эксплуатирующейся при режиме растворенного газа. Конечная нефтеотдача – до 10-20%.

Смешанные режимы могут возникать:

• когда один режим сменяет другой или
• когда отдельные участки залежи работают при различных режимах

Практика разработки месторождений показывает, что добыча нефти при использовании только естественных сил приводит к значительным потерям извлекаемой нефти в недрах.

Поэтому уже на ранних стадиях разработки месторождений применяют вторичные или третичные методы воздействия на снижающуюся энергию пласта.

Вторичные способы (Secondary Recovery)

Вторичные способы – это способы разработки, в которых извлечение нефти из пласта происходит с использованием поддержания внутрипластовой энергии за счет закачки воды или газа (в газовую шапку).

Другими словами, вторичные способы основаны на искусственном поддержании пластового давления.

По сути, есть только два метода, которые относятся к вторичным:

• α Поддержание пластового давления закачкой воды.

В этом случае реализуется водонапорный режим эксплуатации залежи.

• β Поддержание пластового давления закачкой газа в газовую шапку (для залежей с наличием газовой шапки). В этом случае реализуется газонапорный режим.

Вторичные способы разработки нефтяных месторождений – наиболее распространенные.

Третичные способы (Tertiary Recovery)

К третичным способам относят методы увеличения нефтеотдачи (МУН).

Это методы основанные на извлечении нефти с использованием потенциала внутрипластовой энергии за счет закачки агентов, отличающихся от используемых при вторичных способах повышенным потенциалом вытеснения нефти – тепловые, газовые, химические, микробиологические.

Другими словами, третичные способы – это способы, при которых мы не только искусственно поддерживаем пластовое давление, но и изменяем свойства агентов вытеснения и/или свойства нефти, содержащейся в пласте.

И таким образом, обеспечиваем повышение степени извлечения нефти из пласта.

Существует 4 пути повышения степени извлечения нефти из пласта:

• Снижение объема нефти остающейся в порах горной породы;
• Уменьшение количества (или площади) недренируемых зон, то есть зон, в которых не происходит перемещение нефти к добывающим скважинам.

Такие зоны могут образовываться «благодаря» определенному расположению скважин (т.е. зависят от сетки скважин на месторождении);

• Снижение вероятности кинжальных прорывов воды. Такие прорывы происходят при вытеснении нефти водой, когда закачиваемая вода находит кратчайший путь к добывающей скважине по узкому каналу. В результате мы вместо нефти добываем воду из добывающих скважин, а в пласте при этом остаются не охваченные вытеснением зоны;
• Предотвращение возникновения зон пониженного давления.

Зон, в которых давление закачиваемой воды значительно снижается в связи с уменьшением толщины пласта.

Разные методы увеличения нефтеотдачи находятся в разном состоянии изученности. Например, закачка пара или полимерное заводнение относятся к хорошо изученным методам, подтвердившим свою эффективность. Парогравитационное воздействие, закачка углекислого газа (СО2), растворителей, внутрипластовое горение характеризуются как развивающиеся и/или в стадии опытно-промышленных испытаний.

Применение азотных/углекислотных пен, внутрипластовый каталитический крекинг тяжелой нефти, различные гибридные методы находятся в стадии изучения.

В настоящее время в достаточной степени освоены и применяются в промышленных масштабах следующие четыре группы методов увеличения нефтеотдачи:

• Тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);
• Газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);
• Химические методы (заводнение с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимерное, мицелярное заводнение и др.);
• Микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).

Практическое применение МУН – штука довольно сложная.

Нет однозначного ответа, как и каким образом применять тот или иной метод. Каждое месторождение требует индивидуального подхода. Методы повышения нефтеотдачи могут иметь значительный эффект при условии что это подходящие для данного конкретного месторождения методы.

Естественные режимы работы пластов

Их эффективность по конечному коэффициенту нефтеизвлечения.

В зависимости от того, какой вид энергии является основной движущей силой перемещения нефти из залежи к забою скважин, выделяют следующие режимы: водонапорный (естественный и искусственный), упругий, газонапорный (режим газовой шапки), а также режим растворенного газа и гравитационный (режим истощения пластовой энергии).

Режимы:

Водонапорный режим подразделяется на жестководонапорный режим и упруговодонапорный режим.

При жестководонапорном режиме движение нефти в пласте к забоям скважин происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих постоянное пополнение из поверхностных источников за счет атмосферных осадков, талых

вод, водоемов или за счет искусственной закачки воды в нагнетательные скважины.

При жестконапорном режиме

где Рпл — среднее пластовое давление, Рнас — давление насыщения.

Коэффициент нефтеизвлечения — это отношение извлеченного количества нефти из залежи к начальным запасам нефти.

При водонапорном режиме (естественном и искусственном) коэффициент один из высоких.

При этом режиме водоносная часть залежи очень большая И может простираться от контура нефтеносности на десятки И сотни километров.

Режим и системы разработки месторождений (залежей)

Водоносная часть пласта при этом может иметь связь с дневной поверхностью, а может и не иметь.

При упруговодонапорном режиме в начальном периоде разработки залежи идет значительное снижение пластового давления и, соответственно, дебитов нефти по скважинам.

Затем темп падения пластового давления и дебитов нефти по скважинам снижается. При упруговодонапорном режиме газовый фактор остается постоянным при условии, что пластовое давление снижается не ниже давления насыщения.

При упруговодонапорном режиме контур нефтеносности постоянно перемещается и сокращается.

В залежи нефти с упругим режимом активного продвижения контурных вод с полным замещением пор, занятых нефтью, не происходит, пластовое давление быстро падает, и со временем режим работы залежи с упругого может перейти в газовый.

Коэффициент нефтеизвлечения при упруговодонапорном режиме может достигать больших значений (Кн=0,8).

Газонапорный режим

Во всех нефтяных залежах имеется газ, который находится в пласте в свободном состоянии в виде газовой шапки или в растворенном состоянии в нефти.

Режим работы нефтяной залежи, при котором основной движущей силой является энергия сжатого газа, находящегося в газовой шапке, называется газонапорным.

При газонапорном режиме процесс вытеснения нефти газом аналогичен процессу вытеснения нефти водой.

При газонапорном режиме газ вытесняет нефть в пониженные части залежи.

Приток нефти к нефтедобывающим скважинам при этом режиме происходит в основном за счет энергии расширения газа газовой шапки. При этом процесс вытеснения нефти расширяющимся газом сопровождается гравитационными эффектами.

При газонапорном режиме Кн=0,4-0,6.

Режим растворенного газа (газовый режим)

Основной движущей силой при режиме растворенного газа является газ, растворенный в нефти.

По мере разработки нефтяной залежи давление в ней падает, при этом начинается выделение газа из нефти. Отдельные пузырьки его расширяются в объеме и выталкивают нефть из порового пространства в участки с пониженным давлением, то есть к забоям нефтяных скважин.

Коэффициенты нефтеизвлечения при режиме растворенного газа очень небольшие и составляют от 0,15 до 0,25.

Гравитационный режим

Гравитационный режим проявляется тогда, когда в нефтяном пласте давление снижено до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа.

Все породы, содержащие нефть и газ, залегают под некоторым углом к горизонтальной площади, поэтому находящаяся в них нефть под действием силы тяжести стремится переместиться вниз по направлению падения пластов.

При крутых углах падения пластов наибольший дебит нефти дают скважины, пробуренные в пониженных участках пласта.

Гравитационный режим не имеет практического применения, но он важен для правильного понимания процессов, происходящих в нефтяных залежах при их разработке.

Коэффициент нефтеизвлечения = 0,5-0,6 max

Запасы и ресурсы нефти и газа.

Классификация запасов нефти.

Масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называются запасами.

Чем выше степень изученности, чем больше фактических данных и выше их качество, тем достовернее подсчитанные запасы.

Масса нефти и конденсата и объем газа на дату оценки, приведенные к стандартным условиям, в указанных выше объектах называются ресурсами.

Оцененные ресурсы отличаются от запасов, а также друг от друга не только различной степенью изученности, но и разной степенью обоснованности.

Классификация.

Запасы подразделяются по степени изученности и обоснованности:доказанные (категории А,В, С1), предварительно-оцененные (С2).

Ресурсы подразделяются на перспективные (кат. Д0) и прогнозные (Д1, Д2).

К запасам категории Аотносятся запасы нефти всей залежи или ее части, разбуренной в соответствии с проектом разработки. Степень изученности их по данным разведочного и эксплуатационного бурения дает полную характеристику залежи -тип и форму залежи, размеры, эффективную нефте- или газонасыщенную толщину, тип коллектора, состав и свойства нефти, режим работы залежи, пластовое давление, дебиты скважин и т.д.

К категории запасов Вотносятся запасы залежи или ее части, разбуренной в соответствии с технологической схемой разработки или проектом опытно-промышленной эксплуатации.

Степень изученности ее по данным разведочного и эксплуатационного бурения обеспечивает характеристику типа, формы и размеров залежи, эффективной нефтенасыщенной толщины, типа коллектора и изменения его свойств, а также основных особенностей залежи.

Источник