USD 76.4667

0

EUR 90.4142

0

BRENT 41.37

-0.7

AИ-92 43.36

-0.03

AИ-95 47.24

-0.02

AИ-98 53.04

-0.03

ДТ 47.74

-0.03

5 мин
1080

Особенности пересчета запасов углеводородного сырья на лицензионных участках недр ХМАО – ЮГРА

Особенности пересчета запасов углеводородного сырья на лицензионных участках недр ХМАО – ЮГРА

Пересчет запасов нефти (ПЗ) или газа является составной частью геологоразведочного процесса, который перманентно осуществляется на протяжении всего периода существования месторождения, начиная с открытия до получения последней тонны нефти (газа). В связи со стадийностью работ существует этапность и в подсчете запасов углеводородного сырья на различные даты состояния изученности геологической модели месторождения. Можно отметить, что жесткого регламента по времени представления переоценки запасов нет. Вместе с тем, исходя из опыта работы в области подсчета запасов, можно отметить, что первые пересчеты осуществляются после первоначального (прошедшего апробацию в ГКЗ РФ, а последние 10 лет и ТКЗ ХМАО) уже спустя 7–10 лет. Очень редко этот срок в силу различных причин достигает 15–20 лет (Тевлинско-Русскинское, группа Салымских месторождений, Кечимовское и некоторые другие).

В табл. 1 приведены сведения о датах первоначального подсчета запасов и их последующих пересчетов по некоторым месторождениям Среднего Приобья.

Таблица 1. Даты первоначального подсчета запасов и их последующего пересчета по месторождениям Среднего Приобья

 

Категорийность запасов

Авторы отчетов ПЗ при выделении категорий запасов часто ссылаются на “ Временную классификацию запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов” (прил.3 к Приказу МПР России №126 от 07.02.2001 г.).

Согласно этому документу, к категории С1 можно отнести “ запасы залежи (ее части), нефтеносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа (часть из которых опробована ИП) в скважинах на различных гипсометрических отметках и положительных результатов геологических и геофизических (в первую очередь ГИС) в неопробованных скважинах…”.

Вместе с тем, приведу еще одну цитату уже из “ Инструкции по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов”, утвержденную 14.10.1983 г. А.М. Быбочкиным – председателем ГКЗ СССР. В этом документе “ запасы категории С1 выделяются на разведанных и разрабатываемых месторождениях (залежах), степень изученности которых отвечает требованиям “ Классификации”, в границах, проведенных по данным испытаний и ГИС, достоверно обосновывающим гипсометрическое положение ВНК (ГНК), а для неисследованной части залежи – в границах, проведенных на расстоянии, равном удвоенному интервалу между эксплуатационными скважинами, предусмотренному технологической схемой или проектом разработки”. Далее указывается, что “ запасы категории С1 могут быть выделены и на новой площади по данным бурения и испытания одной скважины при условии получения в ней промышленного притока нефти (газа), т.е. открытия месторождения (или, на наш взгляд, залежи)”. В этом случае границы участка подсчета запасов проводятся в радиусе, равном удвоенному расстоянию между эксплуатационными скважинами (обычно для условий Западной Сибири -1 км). Замечу, что в практике работ по подсчету запасов еще часто применяют метод “ квадрата”, площадью до 4 км2 вокруг скважины, давшей промышленно значимый приток нефти (стр. 14 “ Инструкции…”).

Мы не случайно приводим вышеуказанные дословные формулировки этих документов, т.к. их объединяет одно — степень изученности залежи (ее части) для последующего проектирования технологических документов и рациональной эксплуатации и разработки геологических объектов.

Некоторые авторы подсчета запасов (например, по Приобскому месторождению) при выделении запасов категории С1 дают свой вариант, согласно которому при диагностике рассматривались все скважины, в которых были проведены испытания, в том числе и совместные с другими ниже – и вышележащими прослоями (пластами или подсчетными объектами), но «в категорию С1 не включались те пласты, где нефтенасыщенная толщина была менее 1 м, даже если она попадает в интервал опробования, и дебиты нефти менее 1 м3/сут. В случае, если при опробовании пластов притока не было получено („сухо“), то эти скважины были включены в категорию С2».

В связи с очередной попыткой внести в «Классификацию» поправки считаю, что эту процедуру необходимо производить более цивилизованно, а не произвольно принимать свои решения, апеллируя к уникальности сложного геологического строения данного месторождения.

Рассмотрим, например, скважину №1, из коллектора которой толщиной менее 1 м получено менее 1 м3/сут безводной нефти при СДУ = 1000–1200 м, коэффициент удельной продуктивности при этих условиях не должен превышать 0.01–0.008 м3/сут*атм*м.

В скважине №2 из 5-метрового коллектора получено 5 м3/сут при СДУ=1000–1200 м, и коэффициент удельной продуктивности будет также равным 0.01–0.008 м3/сут*атм*м.

Таким образом, проведенными геологоразведочными работами установлено, что в обеих скважинах геолого-геофизические характеристики исследуемого подсчетного объекта и добывные возможности оказались практически близки. Вывод напрашивается один: т.к. степень изученности в окрестностях этих скважин одинакова, то категорийность должна быть одна и та же. Просто природа сформировала в районе скв.№1 зону маломощных коллекторов, которая при ТЭО КИН войдет в состав слабоактивных или пассивных запасов по залежи (с КИН = 0–5%), а в районе скв.№2 – зону более активных запасов, где выработка их будет более высокой и экономически выгодной.

Полагаю, что в таких случаях авторы отчетов напрасно пытаются реализовать метод «двойного нуля», при котором в категоризацию геологических запасов (особенно по категории С1) ставится «барьер» в виде дебитности и величин толщин коллекторов, а затем при составлении ТЭО КИН выдвигаются практически те же параметры в совокупности с еще более жесткими пределами (срок разработки, предельные дебиты и т.д.)

В сложившейся ситуации более разумно руководствоваться ныне действующими «Инструкциями ГКЗ …» и, в первую очередь 1984 г., т.к. «Временная инструкция… (2001 г.)» находится пока еще на стадии рассмотрения и утверждения.

Еще один аргумент в пользу вышеуказанного вывода. При подсчете, а тем более при пересчете запасов, авторы должны использовать всю информацию по скважинам, включая и данные эксплуатации, и учитывать принадлежность конкретных скважин к той или иной литофациальной зоне залежи, исходя из общей геологической модели объекта, принимаемой для подсчета. Проиллюстрируем этот вывод на конкретном примере. В пределах залежей горизонта АС12 Приобского месторождения (ЛУ Юганскнефтегаза) было установлено еще в 1988 году существование как минимум трех литофациальных зон: на востоке — это небольшие по размерам (до 5 км2) участки с повышенными удельной продуктивности ФЕС, но с относительно малыми (до 5 м) эффективными нефтенасыщенными толщинами, представленными фациями устьевых баров; в центральной части – вдольбереговыми баровидными образованиями, вытянутыми вдоль береговой линии и представленными более отсортированными песчано-алевролитовыми разностями с толщинами 10–20 м (иногда и более); на западе – зона турбидитовых осадков, представленных тонкослоистыми (до 10–20 см) низкопроницаемыми (0.5–1.5 МД) коллекторами, но суммарная мощность этих осадков достигает порой 40 м.

Рис. 1. Зависимость коэффициента удельной продуктивности от нефтенасыщенной толщины по горизонту АС12 (от hн) (I ряд – литофации мелководья, устьевых баров, банок; II ряд – литофации вдольбереговых регрессионных или трансгрессионных баров, островов; III ряд – литофации турбидитов и др., характерных для более погруженных частей палеошельфа)

 

На рис. 1 показана зависимость = f (Hн) для различных зон, из которой следует, что имеет место вероятность существования трех групп скважин, характеризующих продуктивность пластов в различных литофациальных зонах единого природного резервуара (залежи, горизонта), сообразно которым можно выстраивать дальнейшую стратегию доразведки и разработки данного горизонта.

Далее, при категоризации запасов по С1 должен учитываться опыт оценки добывных возможностей с применением методов интенсификации притоков из объектов. В частности, — это ГРП. Опыт таких недропользователей, как ЮНГ, СНГ, СН-МНГ, ЛУКОЙЛ в ХМАО, показывает, что при первоначальных дебитах 1–2 м3/сут при динамических уровнях 1000–1200 м после ГРП продуктивность в скважинах достигает десятков тонн (40

Автор:

Источник : Вестник недропользователя ХМАО