Open Library - открытая библиотека учебной информации. Структура запасов нефти


Структура запасов нефти на месторождении

Изобретательство Структура запасов нефти на месторождении

просмотров - 52

Структура запасов нефти на месторождении

КИГ по запасам природного газа - 0,9,

КИН по запасам нефти устанавливается равным 0,3

Принцип приведения ресурсов к условным запасам С1 при оценке лицензионных участков.

Оценка и сравнение лицензионных участков

Подсчет запасов газа растворенного в нефти

• Подсчет запасов газа растворенного в нефти производится по насыщенности нефти газом на дату расчета

• Начальные балансовые запасы газа Qᴦ.ро, растворенного в нефти, при любом режиме залежи определяются по начальным балансовым запасам нефти Q0 и начальному газосодержанию r0, определœенному по пластовым пробам нефти при их дифференциальном разгазировании:

Qᴦ.ро = Q0 r0

Новая классификация запасов УВС (проект 2005-2009г). С 2012ᴦ.

Извлекаемые запасы подразделяются на:

• технически извлекаемые запасы - максимальное количество УВС, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ может быть добыто из залежи (месторождения) с использованием доступных технологий при рекомендуемой системе разработки.

• рентабельные извлекаемые запасы - часть технически извлекаемых запасов, которые недропользователь планирует добыть в рамках оптимальных проектных решений при реалистичных предположениях относительно прогнозных цен реализации продукции. Эти запасы соответствуют прогнозному объему добычи нефти и газа за рентабельный срок эксплуатации месторождения (залежи).

• По экономической эффективности запасы нефти, газа и содержащиеся в них компоненты подразделяются на три группы - рентабельные, условно-рентабельные и нерентабельные. Критерием выделœения групп запасов является величина чистого дисконтированного дохода.

Коэффициенты извлечения нефти, газа и конденсата:

КИК по запасам газового конденсата - 0,3;

МЗ — балансовые запасы пластовой нефти в пластовых условиях, т; mв — масса воды в дренируемой зоне пласта на конец разработки, т; ω — обводненность продукции на конец разработки, доли ед.; mп — масса подвижной нефти, т; mиз — масса извлекаемых запасов нефти, т; mнз — масса неизвлекаемой подвижной нефти, т; mс — масса сорбированной и структурированной нефти, т; mц — масса нефти, оставшейся в целиках, т.

• Геологические запасы нефти –объем по эффективной пористости и начальной нефтенасыщенности

• Подвижная нефть – часть пластовой нефти, способная двигаться по пласту в результате влияния внешних воздействий. Определяется разницей в начальной и остаточной нефтенасыщенностях. Характеризуется коэффициентом вытеснения.

• Извлекаемая подвижная нефть – определœенная часть подвижной нефти, которая может быть добыта из пласта в результате производственной деятельности с учетом экономических и технологических ограничений.

• Неизвлекаемая подвижная нефть – часть подвижной нефти, которая не будет добыта из пласта с применением используемых технологий по экономическим и технологическим ограничениям.

КИН

• Коэффициент извлечения нефти (КИН)-суммарный объем нефти добытый за весь срок разработки месторождения относительно начальных геологических запасов.

• КИН = Квытеснения * Кохвата

• Квытеснения –доля первоначального объема нефти в единице объема пласта (керне), которая вытеснена рабочим агентом при бесконечной промывке (до неснижаемой остаточной нефтенасыщенности). Значения этого коэффициента: 0,4-0,8

• Кохвата –доля объема пласта͵ промытого вытесняющим агентом к моменту «полной» обводненности скважин (98-99%). Значения этого коэффициента 0,5-0,9

К охвата =Ксетки скважин (соты)*Кзаводнения

Кзаводнения=Vн98%/Vбал.зап К охв=КИН/Квыт

• Диапазон достигаемого КИН:

от 0,4х0,5=0,2 до 0,8х0,9=0,72

Читайте также

  • - Структура запасов нефти на месторождении

    Структура запасов нефти на месторождении КИГ по запасам природного газа - 0,9, КИН по запасам нефти устанавливается равным 0,3 Принцип приведения ресурсов к условным запасам С1 при оценке лицензионных участков. Оценка и сравнение лицензионных... [читать подробенее]

  • oplib.ru

    Структура - запас - нефть

    Структура - запас - нефть

    Cтраница 3

    Именно по этому научно обоснованный выбор методов повышения эффективности разработки месторождений Татарстана, эксплуатируемых с применением методов заводнения, особенно многопластовых и имеющих высокую степень геологической неоднородности на основе изучения особенностей геологического строения и структуры запасов нефти, представляет как практический, так и научный интерес.  [31]

    Основной причиной несоответствия фактических показателей разработки проектным являются постоянное завышение в проектах объема, вовлекаемых в разработку запасов при проектируемой системе разработки ( для I и II СТЕДИЙ разработки), и ошибочное прогнозирование изменения структуры запасов нефти на поздней стадии разработки.  [32]

    Из нефтяных месторождений Татарстана и Башкортостана с начала разработки отобрано около 77 % начальных извлекаемых запасов. Структура запасов нефти в недрах республик в последние годы ухудшается. Из года в год повышается доля трудноизвлекаемых и снижается доля активных запасов нефти.  [33]

    На нефтяных месторождениях Татарстана с начала разработки отобрано более 77 % от начальных извлекаемых запасов. Структура запасов нефти в недрах республики в последнее время ухудшается. Из года в год повышается доля трудноизвлекаемых и снижается доля активных запасов нефти. В Татарстане, к примеру, отобрано более 93 % активных и 45 % трудноизвлекаемых запасов нефти.  [34]

    В слабопроницаемых коллекторах терригенного девона содержатся значительные запасы нефти: Ромашкинское месторождение - 15 6 %; Ново-Елховское месторождение - 23 2 %; Бавлинское месторождение - 8 6 % от текущих балансовых запасов месторождений. Причем в структуре запасов нефти их доля ежегодно увеличивается.  [35]

    Прежде всего необходимо было найти новые возможности расширения сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности, повышения эффективности поисково-разведочных работ, разработки и освоения нефтегазовых ресурсов. С этой целью был выполнен анализ структуры запасов нефти в Российской Федерации, отечественных и зарубежных технологий разработки нефтяных и газовых месторождений и методов повышения нефтегазоотдачи пластов. При проведении научно-исследовательских работ использованы современные методы научных исследований, последние достижения информационных и компьютерных технологий, использованы результаты новейших исследований в смежных науках и, особенно, касающиеся геодинамических процессов, энергетики и структуры Земли.  [36]

    Несмотря на обилие технологий и химреагентов, используемых для увеличения эффективности нефтеизвлечения, задача разработки и промышленного применения комплексных технологий, применяемых на скважинах малодебит-ного фонда некрупных месторождений, в настоящее время остается нерешенной. Более того, с учетом наблюдающейся тенденции к ухудшению структуры запасов нефти, данная проблема становится еще более актуальной.  [37]

    Конечная нефтеотдача, определяемая как средневзвешенная величина по начальным геологическим запасам, существенно зависит от структуры запасов нефти. Опыт разработки нефтяных месторождений России показывает, что со временем происходит ухудшение структуры запасов нефти - новые месторождения часто связаны со сложным геологическим строением и жесткими климатическими условиями. Освоение и разработка таких месторождений связаны с крупными инвестициями, часто практически невозможными в силу определенных экономических ситуаций. При существующих ценах и уровне рентабельности добычи нефти основным источником углеводородного сырья остаются уже разрабатываемые объекты, в большинстве своем вступившие в позднюю стадию разработки. Так как себестоимость добываемой нефти возрастает, на некоторых из старых месторождений добыча становится невыгодной.  [38]

    Как было показано в предыдущих разделах, существенно влияют на процесс вытеснения нефти водой зональная и послойная неоднородность, их расчлененность, песчанистость, толщина, условия залегания пластов. Обобщающим фактором, позволяющим объединить влияние многочисленных геолого-физических характеристик залежи на процесс разработки, является структура запасов нефти.  [39]

    Наиболее сложной и в то же время наименее проработанной проблемой экономической оценки проектов разработки месторождений являются вопросы определения величины капитальных вложений, необходимых для освоения недр, и затрат на проведение ликвидационных работ. Существующие методические рекомендации и нормативные сборники не учитывают современных технологических особенностей разработки месторождений, вызванных ухудшением структуры запасов нефти и выраженных в применении более интенсивных систем разработки.  [40]

    За скважинами современной архитектуры: горизонтальными, разветв-ленно-горизонтальными, многозабойными с многофункциональным забойным оборудованием, получившими на Западе общее название intelligent well ( в буквальном переводе - умная скважина), - большое будущее. Роль и значение этих скважин с каждым годом будет быстро расти в связи с тем, что структура запасов нефти и газа как в России, так и во всем мире ухудшается - интенсивно растет доля трудноизвлекаемых запасов.  [41]

    Проектирование разработки и планирование добычи нефти в Татарии уже несколько десятилетий ведутся с учетом реально вовлеченных в разработку запасов нефти. При этом учитывается, что на действующих месторождениях не все разбуренные запасы дренируются, принимается во внимание изменение структуры запасов нефти, а также объема оставшихся запасов.  [42]

    Разработка месторождений углеводородов представляет собой комплексную проблему, для успешного решения которой требуется привлечение знаний и опыта, накопленных в различных областях науки и инженерной практики. Применение комплексного мультидисциплинарного подхода стало особенно актуальным на современном этапе, характеризующемся, с одной стороны, существенным ухудшением структуры запасов нефти и газа, а с другой - созданием принципиально новых технологий в области исследования и моделирования геологического строения пласта, бурения и закачивания скважин, использованием новых быстродействующих компьютеров для проведения сложных вычислений, геологического и гидродинамического моделирования.  [43]

    Важнейшая задача нефтяной промышленности состоит в обеспечении потребностей а нефти и нефтелродуктах народнохозяйственного комплекса страны при максимально возможном извлечении нефти из недр. Особенностью текущего этапа разработки нефтя х месторождений является: снижение количества вновь открываемых месторождений и, соответственно, разведанных запасов нефти; ухудшение структуры запасов по разрабатываемым месторождени; ухудшение структуры запасов нефти по новым месторождениям за счет увеличения доли трудноизвлекаемых запасов; снижение добычи нефти на старых мееторож з-ниях за счет выработки извлекаемых запасов и обводненности продукции. Дальнейшее развитие нефтедобычи связано с резким повышением эффективности разработки нефтяных месторождений и применением различных методов увеличения нефтеотдачи, освоением труднодоступных северных районов страны и.  [44]

    Анализ состояния выработки запасов нефти начинают с изучения характера внедрения воды по отдельным пластам и участкам месторождения и построения карт остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по состоянию на дату анализа. По динамике темпов отбора нефти от извлекаемых запасов и текущих коэффициентов нефтеотдачи определяют зоны с различной степенью охвата воздействием нагнетания агента и запасы нефти, содержащиеся в этих зонах, а также зоны, не охваченные воздействием; структуру запасов нефти по степени разбурен-ности месторождения. В результате определяют текущие коэффициенты охвата по объему обводненной части пластов, уточняют проектные физико-химические характеристики вытеснения нефти водой и коэффициенты текущей нефтеотдачи для обводненной части пласта по картам остаточных нефтенасыщенных толщин.  [45]

    Страницы:      1    2    3    4

    www.ngpedia.ru

    Структура - запас - нефть

    Структура - запас - нефть

    Cтраница 2

    Современный этап развития промышленности в России характеризуется значительным изменением структуры запасов нефти, снижением объемов их текущего прироста. За последние 15 лет запасы нефти в пластах со степенью выработки свыше 50 % возросли в 1 5 раза, а более 80 % в 4 раза. Для повышения нефтеотдачи пластов и поддержания пластового давления применяют заводнение, т.е. закачку воды в законтурные зоны залежи. Воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, которые размещаются за внешним контуром нефтегазоносности. В этом случае эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтегазоносной залежи.  [16]

    Особенностью текущего этапа развития нефтяной промышленности является заметное ухудшение структуры запасов нефти. В разработку вводится все большее число месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, повышенной вязкостью нефти, сложным геологическим строением. Применение обычных технологий заводнения уже не может обеспечить достаточно высокой эффективности выработки таких запасов нефти. Кроме того, постоянно увеличивается количество нефти, содержащейся в полностью обводненных пластах, доразработка которых традиционными технологиями также не рентабельна.  [17]

    В рамках построенной детальной объемной геологической модели пласта осуществляется идентификация структуры выработанных запасов нефти Е соответствии с распределением фильтрационно-емкостных свойств.  [18]

    В связи с вступлением месторождения в позднюю стадию разработки значительно ухудшилась структура запасов нефти. Для интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов необходимо коренным образом менять технологию разработки, которая, в свою очередь, требует смены технических решений.  [19]

    Исходя из всех проведенных до настоящего времени исследований метода и состояния структуры запасов нефти, можно однозначно предполагать, что применение водорастворимых неионогенных ПАВ типа ОП-10 в малых концентрациях в традиционном направлении для увеличения нефтеотдачи терригенных пластов за счет вытесняющей способности воды будет иметь очень ограниченную область. Кварцевые песчаники Азербайджана и Урало-По - волжья уже достаточно сильно заводнены, а в новых нефтедобывающих районах ( Западная Сибирь, Западный Казахстан) нефтеносные полимиктовые пласты обладают высокой глинистостью и адсорбционной активностью.  [20]

    В настоящее время ни у кого не вызывает сомнений то, что структура запасов нефти и состояние их разработки требует ускоренного создания и широкого применения новых более эффективных технологий воздействия на пласт. Хотя в последние годы нефтяными компаниями в этом направлении предприняты определенные усилия, ни объем работ по практическому применению новых технологий, ни эффективность большинства используемых технологий не позволяют сделать выводы о принципиальных положительных тенденциях, адвекатных существующей проблеме. Наиболее существенно на развитие нефтяной промышленности Казахстана в последние годы влияет постепенно накапливаемое негативное изменение структуры разрабатываемых запасов нефти. В эксплуатации вводится все большее число месторождений с низкопроницемыми пластами, повышенной вязкостью нефти, сложными геологическим строением. Применение обычной технологии заводнения - основного метода разработки месторождений - уже не может обеспечить достаточной высокой эффективности выработки таких запасов нефти. Кроме того, постоянно увеличивается количество нефти, содержащейся в полностью обведнен-ных пластах, доразработки которых традиционными технологиями также малоэффективна. Не вызывает особенного оптимизма и перспективы геолого-разведочных работ. По некоторым причинам прирост запасов нефти в последние годы даже не компенсируется текущую добычу, а качество открываемых запасов не стимулируют их быстрого ввода в разработку.  [21]

    Как уже было отмечено выше, производительность добычи нефти падает, что вызвано ухудшением структуры запасов нефти, низким платежеспособным спросом потребителей жидкого топлива, окончанием эксплуатации скважин с фонтанным способом добычи, устареванием технологий и инфраструктуры, недостатком финансовых средств и рабочей силы, несовершенством управления.  [22]

    Основные нефтяные месторождения республики Татарстан вступили в позднюю стадию разработки, характеризующуюся значительным ухудшением структуры запасов нефти.  [23]

    Во-первых, развитие нефтяной промышленности России в последние годы происходило на фоне заметного ухудшения структуры запасов нефти, что в основном связано со значительной выработкой многих уникальных и крупных высокопродуктивных месторождений и их высоким обводнением, а также открытием и вводом в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, приуроченными к коллекторам с высокой геологической неоднородностью и низкой проницаемостью, газонефтяным залежам, залежам с высоковязкими нефтями, аномальными условиями залегания и фильтрации в пористых средах.  [24]

    Как уже было отмечено выше, производительность добычи нефти падает, что вызвано ухудшением структуры запасов нефти, низким платежеспособным спросом потребителей жидкого топлива, окончанием эксплуатации скважин с фонтанным способом добычи, устареванием технологий и инфраструктуры, недостатком финансовых средств и рабочей сипы, несовершенством управления.  [25]

    Конечная нефтеотдача, определяемая как средневзвешенная величина по начальным геологическим запасам, существенно зависит от структуры запасов нефти. Опыт разработки нефтяных месторождений России показывает, что со временем происходит ухудшение структуры запасов нефти - новые месторождения часто связаны со сложным геологическим строением и жесткими климатическими условиями. Освоение и разработка таких месторождений связаны с крупными инвестициями, часто практически невозможными в силу определенных экономических ситуаций. При существующих ценах и уровне рентабельности добычи нефти основным источником углеводородного сырья остаются уже разрабатываемые объекты, в большинстве своем вступившие в позднюю стадию разработки. Так как себестоимость добываемой нефти возрастает, на некоторых из старых месторождений добыча становится невыгодной.  [26]

    В настоящее время основные месторождения Урало-Поволжья находятся на поздней стадии разработки, характеризующейся значительным ухудшением структуры запасов нефти, падением добычи и ростом обводненности добываемой продукции.  [27]

    Практика разработки нефтяных месторождений России показывает, что со временем на ранее открытых месторождениях происходит ухудшение структуры запасов нефти, а разработка новых месторождений ( в основном в Западной и Восточной Сибири) связана со сложным геологическим строением и жесткими климатическими условиями. При этом необходимы крупные инвестиции, что практически трудно решается в силу сложившейся в России экономической ситуации. Оновным источником углеводородного сырья остаются уже разрабатываемые объекты, зачастую вступившие в позднюю стадию разработки.  [28]

    Рост обводненности добываемой жидкости, снижение уровня и увеличение себестоимости добычи нефти, сопровождающиеся в поздней стадии уменьшением действующего фонда скважин, ухудшением структуры запасов нефти, особенно для расчлененных, неоднородных объектов разработки, усложняют процесс регулирования.  [29]

    Доля запасов нефти в песчаных коллекторах с объемной глинистостью более 2 % ( группа 2) и в слабопроницаемых коллекторах ( группа 3) в процессе разработки увеличилась в структуре запасов нефти: балансовые от 15 6 % до 24 2 %, извлекаемые от 11 7 % до 50 4 % от запасов горизонта Д1 Абдрахмановской площади. В настоящее время из высокопродуктивных коллекторов выработано 92 5 %, а из малопродуктивных в слабопроницаемых зонах 42 7 % от соответствующих извлекаемых запасов нефти.  [30]

    Страницы:      1    2    3    4

    www.ngpedia.ru

    Структура ресурсов нефти территории нераспределенного фонда недр Ханты-Мансийского автономного округа - Вестник Недропользователя

    Джугашвили О.В., Краснова Г.Н., Поповская В.Г., Судат Н.В. (НАЦ РН ХМАО)

    Отложения мезозойско-кайнозойского осадочного чехла значительной части территории ХМАО рассматриваются как перспективные для поисков нефти и газа. В результате проведенных региональных, поисково-разведочных работ и научных исследований получена количественная оценка начальных потенциальных ресурсов углеводородов (УВ) основных нефтегазоносных комплексов: сеноманского, аптского, неокомского, ачимовского, баженовского, верхнеюрского, нижне-среднеюрского и доказана их промышленная нефтегазоносность.

    Максимальное распространение в рассматриваемом регионе имеет нижне-среднеюрский нефтегазоносный комплекс (НГК), представляющий интерес в пределах всей площади перспективных земель ХМАО (450 тыс.км2). На большей части округа нефтегазоносными являются неокомский и верхнеюрский НГК. Территориально ограничены баженовский, аптский и ачимовский НГК, на каждый из которых приходится примерно третья часть площади распространения перспективных отложений округа. Отложения сеноманского НГК оцениваются как нефтегазоносные на 10% площади перспективных земель ХМАО.

    Наиболее полное представление о состоянии и перспективах освоения ресурсной базы регионов дает изучение сложившейся в настоящее время структуры потенциальных ресурсов УВ, под которой понимается распределение запасов и ресурсов различных групп и категорий по залежам с заданными классификационными признаками, характеризующими условия их залегания в недрах и технологии извлечения и использования запасов [1].

     

    Рис.1. Структура начальных потенциальных ресурсов нефти НФН по степени изученности и достоверности оценки

     

    Отложения нефтегазоносных комплексов отличаются структурой начальных потенциальных ресурсов нефти по степени изученности и достоверности оценки, а также распределением выявленных и невыявленных ресурсов по залежам с различными показателями (размеры по величине запасов, начальным дебитам, фазовому состоянию, приуроченности к ловушкам различных типов и др.).

    В настоящее время около 30% площади перспективных земель округа приходится на территорию распределенного фонда недр (РФН). В первую очередь недропользователями приобретались наиболее богатые в нефтегазоносном отношении и хорошо изученные территории. В результате значительная часть открытых в округе месторождений, содержащих основные объекты добычи нефти – крупные по запасам и высокодебитные залежи, находится в пределах лицензионных участков (ЛУ), суммарный нефтегазовый потенциал которых выше по сравнению с нераспределенным фондом недр (НФН).

    При общей площади перспективных земель ХМАО за пределами контуров выделенных лицензионных участков — 325 тыс.км2 площадь распространения отложений сеноманского нефтегазоносного комплекса на территории НФН составляет 30 тыс.км2, аптского – 95 тыс.км2, неокомского – 227 тыс.км2, ачимовского – 67 тыс.км2, баженовского – 73 тыс.км2, верхнеюрского – 210 тыс.км2, нижне-среднеюрского – 346 тыс.км2. Такие различия объясняются, во-первых, неравномерностью пространственного развития отложений нефтегазоносных комплексов на территории округа, во-вторых, ограничением для ряда выданных лицензий на пользование объектами разреза по глубине (в результате чего, например, площадь территории за границами контуров ЛУ меньше площади нераспределенного фонда недр нижне-среднеюрского НГК).

    Структура начальных потенциальных извлекаемых ресурсов нефти мезозойско-кайнозойского осадочного чехла территории нераспределенного фонда недр ХМАО по состоянию на 1.1.1999 г. приведена на рис.1. В настоящее время 11% начального потенциала нефти переведено в выявленные ресурсы открытых месторождений, оцененных по категориям В, С1 и С2 (рис.1). Из общего объема невыявленных ресурсов 17% приурочено к известным подготовленным в основном сейсморазведкой ловушкам и представляет собой локализованные перспективные ресурсы категорий С3 и Д0. Местонахождение другой части невыявленных ресурсов определено с точностью их приуроченности к крупным участкам, районам. Это так называемая нелокализованная часть потенциала (прогнозные ресурсы категорий Д1 и Д2).

    По состоянию на 1.1.1999 г. на территории нераспределенного фонда недр ХМАО, согласно существующей системе учета нефтегазосодержащих объектов в кадастре залежей и месторождений НАЦ РН ХМАО, числится 161 месторождение, при этом 128 целиком располагаются в пределах НФН, а 33 – частично, т.е. контуры их пересекаются границами лицензионных участков. Такая ситуация объясняется рядом причин: расширением контура месторождений при доразведке и выходом его за пределы ЛУ; открытием новых залежей, пересекающих выделенные ранее границы ЛУ; включением только части месторождений в некоторые ЛУ, из числа предоставленных недропользователям по статье 19.1 «Положения о порядке лицензировании…» и др.

    В нераспределенном фонде недр, как и в целом по округу, преобладают нефтяные месторождения. Так, из 161 месторождения, нефтяных — 135, нефтегазовых — 2, нефтегазоконденсатных — 3, газовых – 19, газоконденсатных — 2. По официальной отчетности (государственные балансы запасов — ВГФ) по состоянию на эту же дату числится 144 месторождения, из которых 121 — нефтяное, 3 — нефтегазовых, 2 – нефтегазоконденсатных, 16 – газовых и 2 – газоконденсатных.

    Расхождение в количестве месторождений, а также и залежей по этим двум системам учета объясняется различными подходами к определению их как объектов, содержащих запасы УВ. Первая связана с реально существующими природными объектами, ей соответствует разработанный в НАЦ РН ХМАО кадастр залежей и месторождений, вторая — с традиционно сложившимися названиями объектов при учете в балансах ВГФ. В кадастре под залежью понимается изолированное в пространстве скопление УВ, под месторождением — совокупность всех залежей, проекции контуров которых в плане пересекаются. В официальной отчетности (балансы запасов ВГФ) не всегда строго употреблены эти понятия. Часто в качестве залежи принимается группа близко расположенных скоплений УВ или часть единого скопления. То же касается и статистики месторождений в официальной отчетности. Как известно, в результате разведки многие ранее открытые месторождения, первоначально, казалось бы, изолированные друг от друга в плане, оказываются частями единого, а считавшееся единым – разбивается на несколько самостоятельных. На протяжении многих лет при формировании государственных балансов эти изменения не всегда фиксировались, и принятые ранее названия месторождений продолжают использоваться в официальных документах.

    Расхождения в этих двух системах учета относятся только к счету объектов (залежей и месторождений) при одинаковой величине суммарных запасов и ресурсов УВ в них.

    Известно, что установленные закономерности распределения ресурсов УВ по залежам разных размеров в пределах нефтегазоносных бассейнов и элементов нефтегеологического районирования территорий проявляются только на реально существующих в природе объектах. Поэтому проведение анализа структуры ресурсной базы территорий, прогнозирование количества невыявленных залежей должно осуществляться с использованием фактических объектов, учитываемых в кадастре.

    Распределение выявленных и потенциальных ресурсов углеводородов неравномерно в плане рассматриваемой территории и в разрезе осадочного чехла. Это, прежде всего, связано с закономерностями развития бассейна (динамикой тектонических процессов, термобарическими условиями в недрах, спецификой процессов нефтегазогенерации и т.д.), которые обусловили формирование толщ с различной концентрацией жидких и газообразных УВ. В свою очередь, соотношение различных групп и категорий ресурсов (промышленных, перспективных, прогнозных) в общем объеме потенциальных, динамика выявления залежей нефти и газа в значительной степени зависят от степени изученности территории бурением, площадными сейсмическими исследованиями и геологического строения толщ.

    Недра округа и территории НФН перспективны в основном на нефть. Как для выявленной части ресурсов, так и для потенциальных, около 90% оцененных жидких и газообразных УВ нераспределенного фонда недр составляют ресурсы нефти.

    Структура выявленных ресурсов нефти

    Залежи месторождений НФН в значительной степени недоразведаны, предварительно оцененные ресурсы нефти категории С2 составляют 64% от общей величины начальных выявленных ресурсов. Практически все разведанные запасы оценены по категории С1, за исключением одной залежи неокомского НГК с начальными запасами по категории В — 0.8 млн.т. Накопленная добыча незначительна – около 0.2% начальных извлекаемых запасов категорий ВС1. Доля разведанных запасов в суммарных выявленных (разведанность ресурсов) максимальна в целом для залежей баженовского НГК — 60%, минимальна для неокомского НГК — 24% (рис.2).

     

    Рис.2. Распределение выявленных и перспективных извлекаемых ресурсов нефти НФН по нефтегазоносным комплексам.

     

    Месторождения нераспределенного фонда недр в основном двух-трехпластовые, а открываемые в последние годы (1994-1998 гг.) – преимущественно однопластовые. Общее количество открытых залежей, входящих (целиком или частично) в пределы территории НФН, — 336 , из них: нефтяных — 306, нефтегазоконденсатных – 1, газовых – 26 и 3 – газоконденсатных (вся статистика залежей месторождений приводится согласно учету их в кадастре НАЦ РН ХМАО). Хотя число залежей, контуры которых пересечены границами лицензионных участков, небольшое: 40 – нефтяных и одна — газовая, на них (части залежей, относящиеся к НФН) приходится 38% начальных выявленных ресурсов нефти нераспределенного фонда недр.

    Анализ структуры выявленных ресурсов нефти основан на изучении ряда параметров залежей и месторождений и классификации запасов по наиболее значимым из них: по величине запасов, продуктивности, приуроченности запасов к различным глубинам и типам ловушек, коэффициенту извлечения нефти.

    Размер залежи — одна из важных характеристик, предопределяющая эффективность поисково-разведочных и добывных работ. При расчете структуры ресурсов нефти выделены 3 класса скоплений: мелкие, средние и крупные, с границами, соответственно: до 10 млн.т; 10-30 млн.т, более 30 млн.т извлекаемых запасов нефти категорий АВС1С2, которые разделены на более дробные элементы — подклассы, со следующими границами: до 1, 1-3, 3-10, 10-30, 30-100; более 100 млн.т.

    По величине начальных дебитов скважин выделены классы низкодебитных (менее 5 т/сут), среднедебитных (5-30 т/сут) и высокодебитных (более 30 т/сут) залежей.

    На основании сопоставления основных параметров залежей – величины запасов и дебитов введен комплексный показатель, характеризующий степень эффективности освоения объектов [4]. Все выявленные залежи по значению комплексного показателя разбиваются на 6 классов с убывающей (от первого к шестому) эффективностью освоения: I – высокодебитные залежи c извлекаемыми запасами более 30 млн.т; II – высокодебитные с запасами 3-30 млн.т; III – среднедебитные с запасами более 30 млн.т; IV – высокодебитные с запасами менее 3 млн.т; V – среднедебитные с запасами 3-30 млн.т; VI – среднедебитные с запасами менее 3 млн.т и все малодебитные. Залежи I и II классов классифицируются как высокоэффективные, III и IV как среднеэффективные, V и VI как низкоэффективные.

    Результаты расчета структуры выявленных ресурсов нефти по предложенным показателям приводятся на рис.3, 4. Для залежей, частично входящих в пределы нераспределенного фонда недр, принадлежность к конкретному классу скоплений по крупности определялась с учетом суммарных ее запасов (т.е. запасов всех ее участков, независимо от того, находятся они в РФН или в НФН). При определении суммарных запасов класса учитывались запасы только тех частей залежей, которые находятся в НФН.

     

    Рис.3. Распределение выявленных извлекаемых ресурсов нефти НФН по залежам разных размеров.

     

    Как видно из полученных расчетов, наблюдается закономерное уменьшение количества выявленных залежей при переходе к более крупным классам скоплений (рис.3). Треть выявленных залежей НФН имеет запасы менее 1 млн.т. Из 307 нефтесодержащих залежей 261 классифицируются как мелкие по размерам. К классу крупных относятся 13 залежей, 7 из которых делятся между территориями распределенного и нераспределенного фондов недр и в результате запасы частей их, находящихся в НФН, для 6 залежей меньше нижней границы класса, к которому относится залежь в целом. Запасы нефти категорий ВС1С2 НФН практически поровну распределены между тремя классами залежей по размерам (мелкими, средними и крупными).

    Из разведанных запасов 46% связано с высокодебитными залежами, 47% — со среднедебитными, остальные – с низкодебитными залежами. По количеству преобладают низко-эффективные для освоения залежи (V и VI классы), в них сконцентрировано 54% выявленных ресурсов НФН (рис.4).

     

    Рис.4. Распределение выявленных извлекаемых ресурсов нефти НФН по классам эффективности.

     

    При изучении структуры выявленных запасов важное значение имеет расчет их распределения по глубинам или нефтегазоносным комплексам, а также ловушкам различного типа, что позволяет оценить запасы, наиболее подготовленные к промышленному освоению, и запасы, эффективное освоение которых возможно только с применением более совершенных технологий. Эту же цель преследует и классификация запасов по коэффициенту извлечения.

    Распределение выявленных ресурсов НФН по нефтегазоносным комплексам существенно отличается от аналогичного для месторождений РФН и в целом для округа, где значительная часть открытых залежей и начальных запасов категорий АВС1С2 (71%) приурочена к неокомскому НГК. Для нераспределенного фонда недр характерна преимущественная приуроченность запасов нефти месторождений к юрским отложениям (67%) (рис.2). На 60 залежей неокомского НГК приходится 15% суммарных выявленных ресурсов мезозойско-кайнозойского осадочного чехла территории нераспределенного фонда недр.

    Выявленные запасы в основном связаны с ловушками структурно-литологического (67%) и структурного (29%) типов.

    Коэффициенты извлечения нефти (КИН) залежей НФН изменяются от 0.1 до 0.45. Для половины залежей КИН больше 0.25, на них приходится 65% выявленных ресурсов категорий ВС1С2 НФН.

    Структура потенциальных и невыявленных ресурсов

    В структуре начальных потенциальных ресурсов нефти нераспределенного фонда недр (рис.1) 89% составляют невыявленные ресурсы, в том числе 74% — нелокализованный прогноз (категории Д1+Д2), 15% — локализованный (категории С3+Д0). Для отдельных нефтегазоносных комплексов выявленность ресурсов (доля начальных потенциальных ресурсов, переведенных в запасы месторождений категорий АВС1С2), различна и изменяется от 5% в неокомском НГК до 18% в верхнеюрском.

    При средней по площади НФН концентрации начальных потенциальных извлекаемых ресурсов нефти, составляющей около 50 тыс.т/км2 (в РФН – 200 тыс.т/км2), распределение их как по разрезу осадочного чехла (нефтегазоносным комплексам), так и в плане территории неравномерно. Максимальные средние значения концентрации характерны для неокомского и баженовского НГК, минимальные – для верхнеюрского и сеноман-аптского. В сумме по отложениям осадочного чехла наиболее высокие плотности начальных потенциальных ресурсов отмечаются для участков Салымского и Сургутского нефтегазоносных районов (от 100 до 300 тыс.т/км2). В западном и восточном направлениях наблюдается уменьшение плотностей до минимума (в Березовском НГР около 1.5 тыс.т/км2). Достаточно значительны плотности начальных потенциальных ресурсов нефти в среднем по площади (50-80 тыс.т/км2) на территориях Красноленинского, Вартовского, Ляминского, Юильского, Варьеганского НГР в пределах НФН.

    Из-за невысокой выявленности ресурсов нефти НФН дифференциация по площади и по объектам разреза плотностей невыявленных ресурсов практически такая же, как и для начальных потенциальных. Средняя по площади плотность невыявленных извлекаемых ресурсов нефти территории нераспределенного фонда недр для всего осадочного чехла составляет 43 тыс.т/км2.

    По нефтегазоносным комплексам потенциальные и невыявленные ресурсы распределены практически идентично. На отложения неокомского и нижне-среднеюрского НГК приходятся по 31% невыявленных ресурсов НФН, на баженовский – 19%, на верхнеюрский — 8%, на ачимовский – 6%, на сеноман-аптский – 5%.

    Для каждого нефтегазоносного комплекса по методике, разработанной Шпильманом В.И. [1,2], производилась оценка структуры невыявленных ресурсов по принадлежности их к залежам различной крупности по величине запасов. Согласно этой методике расчет распределения невыявленных ресурсов осуществляется на основе прогноза структуры начальных потенциальных ресурсов и рассчитанной структуры выявленных ресурсов.

     

    Рис.5. Структура невыявленных ресурсов нефти НФН по залежам разных размеров

     

    Все выявленные и невыявленные залежизапасы которых в сумме равны потенциальным ресурсам данного объекта, представляют собой генеральную совокупность залежей (ГС). В настоящее время большинство исследователей признают, что распределение залежей в ГС аппроксимируется амодальной убывающей функцией. Математические модели описания такого распределения предложены В.И.Шпильманом (1971 и др.), А.Э.Конторовичем и В.И.Деминым (1977 и др.).

    Для расчета структуры потенциальных ресурсов нефти территории НФН ХМАО по залежам различных размеров был использован установленный В.И.Шпильманом и Цзинь Чжи Цзинем [3] единый закон распределения залежей на различных стадиях освоения регионов. Выбор этого метода обусловлен тем, что полученные авторами формулы позволяют описать соотношение числа залежей различных классов по величине запасов как для бассейна в целом, так и для его отдельных частей – нефтегазоносных областей и нефтегазоносных комплексов.

    Полученное распределение невыявленных залежей по размерам, определяемое как разность между структурой потенциальных и выявленных ресурсов, для каждого нефтегазоносного комплекса приведено на рис.5. В пределах НФН ХМАО наиболее значительные предполагаемые открытия – это 54 залежи с запасами более 30 млн.т, из которых: 1 прогнозируется в сеноман-аптском нефте-газоносном комплексе, 14 — в неокомском, 5 — в ачимовском, 12 — в баженовском, 7 — в верхнеюрском, 15 — в нижне-среднеюрском. Значительная часть залежей от общего количества прогнозируемых будет иметь запасы менее 10 млн.т каждая, на них приходится около половины (49%) невыявленных ресурсов нефти НФН; на залежи с запасами 10-30 млн.т — 19%, на крупные залежи с запасами более 100 млн.т – 14%.

    В составе невыявленных ресурсов НФН по состоянию на 1.1.1999 г. оценку по категории С3+Д0имеют 967 объектов – перспективных ловушек, подготовленных к бурению по результатам сейсмических работ.

    Существенно дифференцированный характер распределения перспективных ресурсов отмечается по нефтегазоносным комплексам (рис.2). Максимальная доля ресурсов нефти С3+Д0прогнозируется в нижне-среднеюрском НГК (44%). Далее по величине суммарных перспективных ресурсов следуют верхнеюрский и неокомский НГК, на которые приходятся, соответственно, 23% и 18% ресурсов С3+Д0 территории НФН. Вклад остальных нефтегазоносных комплексов в суммарные ресурсы локальных объектов менее значителен.

    Наиболее крупные по размерам ловушки прогнозируются в нижне- и среднеюрских отложениях. В среднем по ресурсам, приходящимся на один локальный объект, ловушки НФН крупнее ловушек РФН. Оценку по категории С3 имеют 800 ловушек, доля их ресурсов от суммарных перспективных по НФН составляет 80%.

    Проведенный анализ структуры ресурсной базы нефти территории нераспределенного фонда недр ХМАО позволил установить основные закономерности в распределении выявленных и прогнозируемых залежей. Для рассматриваемой территории в целом и для отложений отдельных нефтегазоносных комплексов характерны меньшие концентрации потенциальных ресурсов и меньшие размеры выявленных и предполагаемых залежей. При этом значительная часть потенциальных и невыявленных ресурсов НФН приурочена к юрским, более глубоко залегающим горизонтам. В свою очередь залежи нижнеюрского комплекса преимущественно неструктурные, что усложняет процесс их опоискования и разведки.

    Дальнейшее освоение значительной части территории перспективных земель ХМАО нераспределенного фонда недр потребует значительных затрат по сравнению с освоением более богатых территорий, в настоящее время находящихся в составе распределенного фонда недр. Именно поэтому научно обоснованный прогноз структуры невыявленных ресурсов толщ, залегающих на различных глубинах, приобретает первостепенное значение при выборе направлений поисковых работ, расчете их будущей эффективности и определении и разработке технологий их дальнейшего освоения.

    Литература

    1. Шпильман В.И. Количественный прогноз нефтегазоносности. -М.:-Недра.-1982.- 215 с.
    2. Нестеров И.И., Шпильман В.И Теория нефтегазонакопления. -М.:- Недра.-1987.- 232 с.
    3. Шпильман В.И., Цзинь Чжи Цзюнь. Закон распределения выявленных и невыявленных залежей нефти и газа по величине запасов.// Геология нефти и газа.-1993.-№11.-С.5-10.
    4. Потеряев А.Г., Судат Н.В., Поповская В.Г. Ресурсная база нефтедобычи лицензионных участков АООТ “ЛУКОЙЛ-Когалымнефтегаз”.//Минеральные ресурсы России экономика и управление.- 1994. -№ 6. -С. 6-11.

    www.oilnews.ru

    Ухудшение - структура - запас - нефть

    Ухудшение - структура - запас - нефть

    Cтраница 1

    Ухудшение структуры запасов нефти происходит в течение всего периода разработки месторождения. Однако в начальной стадии, до отбора 50 - 60 % начальных извлекаемых запасов ( НИЗ), оно оказывает менее заметное влияние на динамику добычи нефти, так как основной отбор обеспечивается за счет активных запасов. На поздней стадии разработки ( после отбора 2 / 3 запа. Такая же закономерность наблюдается между величиной темпов отбора и выработкой запасов: чем выше темп отбора, тем при меньшей выработка запасов начинается его снижение. Первая из отмеченных закономерностей более существенна, так как величина темпа отбора при прочих равных условиях в значительной мере зависит от продуктивности объекта.  [1]

    В условиях ухудшения структуры запасов нефти, связанных с ростом доли трудноизвлекаемых запасов и переходом крупных месторождений на позднюю стадию разработки, показана необходимость приоритетного развития методов увеличения коэффициента охвата залежей воздействием с использованием осадкогелеобразующих композиций, в том числе на основе применения побочных продуктов нефтяных и нефтехимических производств.  [2]

    В целом последние годы характеризуются ухудшением структуры запасов нефти страны, увеличением объема трудноизвлекаемых запасов. Доля активных запасов, оцененная в 1999 г., едва достигает 40 % от общего объема остаточных запасов нефти. Следовательно перспектива всей нефтедобывающей отрасли и научных изысканий в частности связана с разработкой трудноизвлекаемых запасов.  [3]

    Последние десятилетия развития нефтяной промышленности России характеризуются ухудшением структуры запасов нефти. Особое внимание научных работников и производственников все больше занимает проблема разработки сложно построенных залежей нефти и газа, сложенных карбонатными коллекторами, содержащими нефть повышенной и высокой вязкости. Запасы нефти и газа, приуроченные к таким коллекторам, с содержанием в них вязкой и высоковязкой нефти к настоящему времени составляют около 50 % от всех разведанных запасов.  [4]

    Как уже было отмечено выше, производительность добычи нефти падает, что вызвано ухудшением структуры запасов нефти, низким платежеспособным спросом потребителей жидкого топлива, окончанием эксплуатации скважин с фонтанным способом добычи, устареванием технологий и инфраструктуры, недостатком финансовых средств и рабочей сипы, несовершенством управления.  [5]

    Как уже было отмечено выше, производительность добычи нефти падает, что вызвано ухудшением структуры запасов нефти, низким платежеспособным спросом потребителей жидкого топлива, окончанием эксплуатации скважин с фонтанным способом добычи, устареванием технологий и инфраструктуры, недостатком финансовых средств и рабочей силы, несовершенством управления.  [6]

    Практика разработки нефтяных месторождений России показывает, что со временем на ранее открытых месторождениях происходит ухудшение структуры запасов нефти, а разработка новых месторождений ( в основном в Западной и Восточной Сибири) связана со сложным геологическим строением и жесткими климатическими условиями. При этом необходимы крупные инвестиции, что практически трудно решается в силу сложившейся в России экономической ситуации. Оновным источником углеводородного сырья остаются уже разрабатываемые объекты, зачастую вступившие в позднюю стадию разработки.  [7]

    Рост обводненности добываемой жидкости, снижение уровня и увеличение себестоимости добычи нефти, сопровождающиеся в поздней стадии уменьшением действующего фонда скважин, ухудшением структуры запасов нефти, особенно для расчлененных, неоднородных объектов разработки, усложняют процесс регулирования.  [8]

    Несмотря на обилие технологий и химреагентов, используемых для увеличения эффективности нефтеизвлечения, задача разработки и промышленного применения комплексных технологий, применяемых на скважинах малодебит-ного фонда некрупных месторождений, в настоящее время остается нерешенной. Более того, с учетом наблюдающейся тенденции к ухудшению структуры запасов нефти, данная проблема становится еще более актуальной.  [9]

    Конечная нефтеотдача, определяемая как средневзвешенная величина по начальным геологическим запасам, существенно зависит от структуры запасов нефти. Опыт разработки нефтяных месторождений России показывает, что со временем происходит ухудшение структуры запасов нефти - новые месторождения часто связаны со сложным геологическим строением и жесткими климатическими условиями. Освоение и разработка таких месторождений связаны с крупными инвестициями, часто практически невозможными в силу определенных экономических ситуаций. При существующих ценах и уровне рентабельности добычи нефти основным источником углеводородного сырья остаются уже разрабатываемые объекты, в большинстве своем вступившие в позднюю стадию разработки. Так как себестоимость добываемой нефти возрастает, на некоторых из старых месторождений добыча становится невыгодной.  [10]

    Наиболее сложной и в то же время наименее проработанной проблемой экономической оценки проектов разработки месторождений являются вопросы определения величины капитальных вложений, необходимых для освоения недр, и затрат на проведение ликвидационных работ. Существующие методические рекомендации и нормативные сборники не учитывают современных технологических особенностей разработки месторождений, вызванных ухудшением структуры запасов нефти и выраженных в применении более интенсивных систем разработки.  [11]

    Важнейшая задача нефтяной промышленности состоит в обеспечении потребностей а нефти и нефтелродуктах народнохозяйственного комплекса страны при максимально возможном извлечении нефти из недр. Особенностью текущего этапа разработки нефтя х месторождений является: снижение количества вновь открываемых месторождений и, соответственно, разведанных запасов нефти; ухудшение структуры запасов по разрабатываемым месторождени; ухудшение структуры запасов нефти по новым месторождениям за счет увеличения доли трудноизвлекаемых запасов; снижение добычи нефти на старых мееторож з-ниях за счет выработки извлекаемых запасов и обводненности продукции. Дальнейшее развитие нефтедобычи связано с резким повышением эффективности разработки нефтяных месторождений и применением различных методов увеличения нефтеотдачи, освоением труднодоступных северных районов страны и.  [12]

    Страницы:      1

    www.ngpedia.ru

    Структура запасов нефти на месторождении

    Изобретательство Структура запасов нефти на месторождении

    просмотров - 52

    Структура запасов нефти на месторождении

    КИГ по запасам природного газа - 0,9,

    КИН по запасам нефти устанавливается равным 0,3

    Принцип приведения ресурсов к условным запасам С1 при оценке лицензионных участков.

    Оценка и сравнение лицензионных участков

    Подсчет запасов газа растворенного в нефти

    • Подсчет запасов газа растворенного в нефти производится по насыщенности нефти газом на дату расчета

    • Начальные балансовые запасы газа Qᴦ.ро, растворенного в нефти, при любом режиме залежи определяются по начальным балансовым запасам нефти Q0 и начальному газосодержанию r0, определœенному по пластовым пробам нефти при их дифференциальном разгазировании:

    Qᴦ.ро = Q0 r0

    Новая классификация запасов УВС (проект 2005-2009г). С 2012ᴦ.

    Извлекаемые запасы подразделяются на:

    • технически извлекаемые запасы - максимальное количество УВС, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ может быть добыто из залежи (месторождения) с использованием доступных технологий при рекомендуемой системе разработки.

    • рентабельные извлекаемые запасы - часть технически извлекаемых запасов, которые недропользователь планирует добыть в рамках оптимальных проектных решений при реалистичных предположениях относительно прогнозных цен реализации продукции. Эти запасы соответствуют прогнозному объему добычи нефти и газа за рентабельный срок эксплуатации месторождения (залежи).

    • По экономической эффективности запасы нефти, газа и содержащиеся в них компоненты подразделяются на три группы - рентабельные, условно-рентабельные и нерентабельные. Критерием выделœения групп запасов является величина чистого дисконтированного дохода.

    Коэффициенты извлечения нефти, газа и конденсата:

    КИК по запасам газового конденсата - 0,3;

    МЗ — балансовые запасы пластовой нефти в пластовых условиях, т; mв — масса воды в дренируемой зоне пласта на конец разработки, т; ω — обводненность продукции на конец разработки, доли ед.; mп — масса подвижной нефти, т; mиз — масса извлекаемых запасов нефти, т; mнз — масса неизвлекаемой подвижной нефти, т; mс — масса сорбированной и структурированной нефти, т; mц — масса нефти, оставшейся в целиках, т.

    • Геологические запасы нефти –объем по эффективной пористости и начальной нефтенасыщенности

    • Подвижная нефть – часть пластовой нефти, способная двигаться по пласту в результате влияния внешних воздействий. Определяется разницей в начальной и остаточной нефтенасыщенностях. Характеризуется коэффициентом вытеснения.

    • Извлекаемая подвижная нефть – определœенная часть подвижной нефти, которая может быть добыта из пласта в результате производственной деятельности с учетом экономических и технологических ограничений.

    • Неизвлекаемая подвижная нефть – часть подвижной нефти, которая не будет добыта из пласта с применением используемых технологий по экономическим и технологическим ограничениям.

    КИН

    • Коэффициент извлечения нефти (КИН)-суммарный объем нефти добытый за весь срок разработки месторождения относительно начальных геологических запасов.

    • КИН = Квытеснения * Кохвата

    • Квытеснения –доля первоначального объема нефти в единице объема пласта (керне), которая вытеснена рабочим агентом при бесконечной промывке (до неснижаемой остаточной нефтенасыщенности). Значения этого коэффициента: 0,4-0,8

    • Кохвата –доля объема пласта͵ промытого вытесняющим агентом к моменту «полной» обводненности скважин (98-99%). Значения этого коэффициента 0,5-0,9

    К охвата =Ксетки скважин (соты)*Кзаводнения

    Кзаводнения=Vн98%/Vбал.зап К охв=КИН/Квыт

    • Диапазон достигаемого КИН:

    от 0,4х0,5=0,2 до 0,8х0,9=0,72

    Читайте также

  • - Структура запасов нефти на месторождении

    Структура запасов нефти на месторождении КИГ по запасам природного газа - 0,9, КИН по запасам нефти устанавливается равным 0,3 Принцип приведения ресурсов к условным запасам С1 при оценке лицензионных участков. Оценка и сравнение лицензионных... [читать подробенее]

  • oplib.ru