Переоценка категорий запасов углеводородного сырья тульских отложений по Залесному месторождению

КУРСОВАЯ РАБОТА Переоценка категорий запасов углеводородного сырья тульских отложений по Залесному месторождению Казань — 2010

скважина нефтенасищенный порода запас Введение

1. Принципы классификации

1.1 Классификация запасов 2001 г.

1.2 Классификация запасов 2005 г.

1.3 Сравнение классификаций

2. Основные сведения из материалов подсчета запасов по Залесному месторождению нефти

2.1 Общие сведения о месторождении

2.1.1 Местоположение

2.1.2 Орогидрография и климат

2.1.3 Краткая история геолого-геофизической изученности

2.2 Геологическое строение месторождения

2.2.1 Стратиграфия и литология

2.2.2 Тектоника

2.3 Геолого-разведочные работы и геофизические исследования скважин

2.3.1 Методика и объем проведенных работ

2.3.2 Результаты испытания скважин

2.4 Промыслово-геофизические исследования скважин

2.4.1 Объём промыслово-геофизических исследований

2.4.2 Качество промыслово-геофизических материалов

2.4.3 Методика интерпретации данных ГИС

2.4.5 Определение коэффициента нефтенасыщенности

2.4.4 Определение коэффициента пористости

2.5 Нефтеносность месторождения

2.6 Физико-химическая характеристика нефти

3. Обоснование подсчетных параметров, категорий запасов и подсчет запасов нефти и газа в соответствии с новой Классификацией 2005 года

3.1 Обоснование подсчетных параметров

3.2 Обоснование выделения категорий запасов и подсчет запасов в соответствии с новой классификацией 2005 года

4. Сопоставление переоцененных запасов с числящимися на Государственном балансе запасов полезных ископаемых Заключение Список использованной литературы Список графических приложений Рисунки в тексте

Первая классификация запасов нефти и газа была принята в нашей стране в 1928 г. Восемь раз она пересматривалась, постоянно совершенствуясь. Менялось число категорий, изменялись классификационные требования, но главный принцип построения классификации — по степени геологической изученности — оставался неизменным.

Каждая страна сама решает какие критерии и стандарты ей принимать при классификации собственных ресурсов и запасов углеводородного сырья, но если объективно признать, что нефть и газ являются экспортно-импортным сырьем, то становится бессмысленным формальное сохранение старой классификации, построенной на основе требований плановой экономики, или создание новой классификации, которая не учитывала бы современных экономических реалий и не предполагала гармонизацию с международными стандартами.

Переход российской экономики на рыночные отношения, изменение условий недропользования, интеграция отечественной нефтегазовой промышленности в международный бизнес, возникновение новых стандартов и новых систем учета нефтегазовых запасов и ресурсов предопределили необходимость создания новой классификации запасов и ресурсов нефти и газа и приближение ее к тем зарубежным стандартам, которыми сейчас пользуются в мире.

В связи с этим, в основу новой Классификации легли принципы экономической эффективности освоения запасов и ресурсов. Для выделения групп запасов и ресурсов по этому признаку введен критерий экономической эффективности. Для запасов в качестве этого критерия принято значение показателя чистого дисконтированного дохода (ЧДД), а для ресурсов — ожидаемой стоимости запасов. Кроме того, заново сформулированы и приближенны к действующим мировым стандартам требования к степени промышленного освоения залежи и выделению категорий запасов и ресурсов. При построении новой Классификации учитывались:

* требования государства, определяющего стратегию недропользования;

* интересы недропользователей, осуществляющих геологическое изучение и оценку ресурсного потенциала недр, подготовку запасов и разработку месторождений нефти и газа;

* интересы акционеров и инвесторов, стремящихся к созданию таких стандартов, которые минимизировали бы риск инвестиций и определение справедливой рыночной цены извлекаемых запасов.

Министерство Природных ресурсов Российской Федерации Приказом № 293 от 01.11.2005 г. утвердило «Классификацию запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» (Классификация РФ 2005). С целью систематизации информации в области регулирования знаний о запасах и ресурсах в Классификации РФ 2005 группы и категории запасов и ресурсов выделены на основе следующих признаков:

* экономическая эффективность;

* степень промышленного освоения;

* степень геологической изученности.

Классификация запасов и ресурсов нефти и горючего газа решает следующие главные задачи:

1. Стандартизирует подсчет и государственный учет запасов и ресурсов нефти и газа, адаптированный к современным экономическим условиям.

2. Способствует выработке государственной стратегии управления фондом недр в условиях рыночной экономики.

3. Гармонизирует российскую классификацию с наиболее распространенными международными классификациями.

В настоящем обзоре:

* разъяснены принципы и основные положения Классификации запасов и ресурсов нефти и газа;

* обоснованы единые правила и регламентированы количественные и качественные критерии выделения групп и категорий запасов и ресурсов нефти и горючих газов;

* стандартизирован процесс классификации запасов и государственного учета запасов и ресурсов нефти и газа.

В своей курсовой работе мне предстоит сделать обоснование подсчетных параметров, это так называемые площади и объемы объектов переоценки, также промыслово-геофизические исследования скважин. Следующим этапом будет являться обоснование выделения категорий запасов и подсчет запасов в соответствии с новой классификацией 2005 года. В конечном счете, необходимо сделать сопоставление переоценных запасов с числящимися на Государственном балансе запасов полезных ископаемых и изучить остались ли равными в результате переоценки запасов нефти общая площадь, объем нефтенасыщенных пород и запасов нефти.

ПРИНЦИПЫ КЛАССИФИКАЦИИ

1.1 Классификация запасов 2001 г.

Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов устанавливает единые для Российской федерации принципы подсчета и Государственного учета запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата.

В 2001 г. приказом Министерством природных ресурсов (МПР) России была утверждена временная классификация полезных ископаемых и нефти с делением их на категории, А (детально разведанные), В (предварительно разведанные), С (запасы разведанных месторождений сложного геологического строения и слабо разведанные) и С (перспективные).

Согласно данной классификации к категории, А относятся запасы залежи или ее части, изученные с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размера залежи, эффективной нефтеи газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, нефтеи газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств УВ и основных особенностей залежи, от которых зависят условия разработки последней (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты УВ, гидрои пьезопроводность). Запасы категории «А» подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти и газа.

Категория В — запасы залежи или ее части, нефтегазоносность которой установлена на основании получения промышленного притока УВ в скважинах, расположенных на различных гипсометрических отметках. Все характеристики залежи, пласта и содержащихся УВ, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи. Запасы категории «В» подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки или проектом промышленной разработки.

Категория Сзапасы залежи или ее части, нефтегазоносность которых установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков УВ (часть скважин опробована испытателем пластов КИИ-95) и положительных результатов геолого-геофизических исследований (керн, ГИС) в неопробованных скважинах. Тип, форма и размеры залежи, условия залегания пластов-коллекторов установлены по результатам бурения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин и апробированным в данном районе геолого-геофизическим исследованиям. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефтенасыщенность, эффективная толщина продуктивных пластов изучены по результатам опробования скважин. По газонефтяным скважинам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, газои пьезопроводность пласта, термические и изобарические характеристики пласта, дебиты УВ изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.

Категория Спредварительно оценные — запасы залежи или ее части, наличие которых обосновано по данным геолого-геофизических исследований:

а) в неразведанных частях залежей, примыкающих к участкам более высоких категорий, б) в неопробованных пластах разведанных месторождений.

Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав углеводородов определены в общих чертах по результатам геолого-геофизических исследований с привлечением данных по разведанным частям месторождений.

Существующая классификация противоречит международным стандартам учета запасов и ресурсов /4/.

1.2 Классификация запасов 2005 г.

В 2005 году Министерством природных ресурсов Российской федерации была утверждена новая «Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», введение которой в действии было запланировано на 01.01.2009 года. Однако в конце 2008 года срок ее ввода в действие был перенесен еще на 3 года.

Целью государственного учета запасов являются объективное представление о сырьевом потенциале, возможностях добычи, выработки стратегии развития минерально-сырьевой базы и совершенствования налоговой политики.

В соответствии с требованиями рыночной экономики в классификации 2005 года группы и категории запасов и ресурсов нефти и газа выделяются на основе расчетов экономической эффективности, оценки степени промышленного освоения и определения достоверности геологической изученности залежи.

Критерием выделения групп запасов по экономической эффективности является величина чистого дисконтированного дохода, определяемого по прогнозируемым показателям разработки при фиксированных нормах дисконта.

Критерием выделения запасов по промышленной освоенности является степень промышленного освоения объекта.

Критериями выделения категорий запасов по геологической изученности являются изученность геологического строения и нефтегазоносности залежи бурением, геофизическими методами, промысловыми и аналитическими исследованиями, позволяющими осуществить подсчет запасов и составить проектный документ на основе геологической и фильтрационной моделей залежи.

По степени экономической эффективности и возможности их промышленного освоения запасы нефти, газа и содержащиеся в них компоненты подразделяются на две группы, подлежащие раздельному подсчету и учету — промышленно значимые и непромышленные (рис. 1). Промышленно-значимые запасы подразделяются на нормально-рентабельные и условно рентабельные.

Промышленно значимые нормально-рентабельные извлекаемые запасы по сумме критериев — экономической эффективности, степени геологической изученности и промышленного освоения подразделяются на четыре категории запасов — достоверные — категория А; установленные — категория В; оцененные — категория С; предполагаемыекатегория С (рис. 1.1).

Рис. 1.1. Классификация запасов

Промышленно значимые условно рентабельные извлекаемые запасы по степени геологической изученности подразделяются на три категории запасов — установленные — категория В; оцененные — категория С предполагаемые — категория С.

На месторождениях и залежах с непромышленными запасами подсчитываются и учитываются только геологические запасы.

Выделение групп и категорий извлекаемых запасов зависит главным образом от объема и степени достоверности экономических и стоимостных показателей, первичных геолого-промысловых данных и лабораторных исследований, имеющихся на дату подсчета, а также от качества интерпретации этих данных. Относительная степень освоенности залежи, достоверность классификационных признаков, вытекающих из объема и качества геолого-промысловой и лабораторной информации предопределяют отнесение к определенной категории запасов.

Требования к выделению категорий извлекаемых запасов нефти и газа

Ко всем категориям извлекаемых запасов предъявляются следующие основные требования:

* категории извлекаемых запасов могут выделяться только в пределах отдельной залежи, промышленная продуктивность которой доказана;

* залежь разрабатывается на основании проектного документа или на основе первичной геолого-инженерной информации и достаточно обоснованной аналогии достоверно доказано, что она может разрабатываться;

* по данным интерпретации геолого-геофизических и инженерных данных обосновано — геологическое строение, подсчетные параметры и степень неоднородности пласта;

* на основании общепринятых экономических расчетов доказана экономическая рентабельность извлечения запасов;

* геолого-промысловых характеристик, подсчетных параметров и экономических показателей определены на основании достоверных данных, полученных на дату подсчета.

Выделение элементарных участков

Элементарный участок для выделения категорий запасов — квадрат со стороной, равной расстоянию между скважинами эксплуатационной сетки, и ориентированный по линии север-юг (запад-восток).

Размер эксплуатационной сетки определяется проектным документом на разработку, а при его отсутствии принимается по аналогии с залежами, имеющими сходные геолого-промысловые характеристики по близлежащим разрабатываемым месторождениям или условно (экспертно).

Совокупность элементарных участков одинаковых категорий определяет границы запасов разных категорий.

В однородных пластах, распространение которых подтверждено данными трехмерной сейсморазведки размеры элементарных участков могут быть увеличены до удвоенного расстояния между скважинами эксплуатационной сети. В случае если гидродинамическими исследованиями доказана гидродинамическая сообщаемость между скважинами, элементарный участок должен включать всю дренированную зону залежи.

Выделение категорий запасов нефти и газа производится раздельно по залежам. Для двухфазных залежей выделение категорий проводится отдельно для нефтяной и газовой частей.

Согласно новой классификации к категории, А (достоверные) относятся разрабатываемые запасы залежи или ее части, разбуренной эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектным документом на разработку. Геологическое строение залежи, форма и размеры определены, а флюидальные контакты обоснованы по данным бурения, опробования и материалам ГИС. Литологический состав, тип коллекторов, эффективные и нефтеи газонасыщенные толщины, фильтрационно-емкостные свойства и нефтеи газонасыщенность, состав и свойства углеводородов в пластовых и стандартных условиях и технологические характеристики залежи (режим работы, дебиты нефти, газа, конденсата, продуктивность скважин) установлены по данным эксплуатации скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовое давление, температура, коэффициенты вытеснения изучены с детальностью, достаточной для построения многомерных геологической и фильтрационной моделей залежи с высокой степенью достоверности. Рентабельное освоение залежи определено проектным технологическим документом на разработку и подтверждено фактической добычей.

По экономической эффективности к категории А относятся извлекаемые запасы промышленное значение и экономическая эффективность которых определены на основе данных разработки оцениваемой залежи и показателей утвержденных проектных технологических документов на разработку.

Запасы категории, А выделяются как на полностью разрабатываемых залежах, так и на разрабатываемых участках залежей, освоенных в соответствии с проектным документом. Для разрабатываемой залежи, полностью разбуренной разведочными и эксплуатационными скважинами, граница запасов категории, А проводится по контуру залежи (рис. 1.2 а).

Для разрабатываемой части залежи, разбуренной разведочными и эксплуатационными скважинами, запасы категории, А ограничиваются зоной дренирования добывающих скважин (рис. 1.2 б).

Запасы категории, А в зоне дренирования единичной эксплуатационной (или переведенной в эксплуатационную) скважины выделяются в случае, если она эксплуатируется со гласно проектному документа на разработку, на расстоянии шага эксплуатационной сети. Граница категории, А проводится по квадратному элементу со стороной равной шагу эксплуатационной сети с эксплуатируемой скважиной в центре. На разрабатываемых залежах и участках залежей к категории, А следует относить также запасы в районе освоенных по этой залежи, но в настоящее время по разным причинам неэксплуатируемых (временно простаивающих) скважин, если эти скважины находятся внутри или непосредственно примыкают к участкам эксплуатируемых скважин и имеется документ, подтверждающий их ввод в эксплуатацию.

Для разрабатываемой залежи (части залежи), контур продуктивности которых не вскрыт, граница запасов категории, А проводится по доказанному контуру продуктивности (нижним дырам интервала перфорации из которого получен промышленный приток нефти или горючего газа).

При ширине межконтурной зоны большей, чем половина расстояния эксплуатационной сети (радиус дренирования), граница категории, А проводится по зоне дренирования крайних эксплуатационных скважин (рис. 1.2 в).

Рис. 1.2. Выделение запасов категории, А на разрабатываемых залежах (а) и частично разбуренных эксплуатационными скважинами (б), при ширине межконтурной зоны большей, чем радиус дренирования эксплуатационных скважин (в).

Условные обозначения:

1 — поисковая скважина, давшая промышленный приток,

2 — эксплуатационная скважина,

3 — разведочная межконтурная скважина, давшая обводненный приток,

4 — разведочная законтурная скважина,

5 — внешний контур нефтеносности,

6 -внутренний контур нефтеносности,

7 — запасы категории А.

Категория В (установленные) — запасы разведанной, подготовленной к разработке залежи (или ее части), изученной сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбуренной поисковыми, оценочными, разведочными и опережающими эксплуатационными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа. Геологическое строение залежи, фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, состав и свойства флюидов, гидродинамические характеристики, дебиты скважин достаточно хорошо изучены по результатам геолого-промысловых исследований и пробной эксплуатации одиночных скважин. Степень изученности параметров залежи достаточна для построения надежной геологической и фильтрационной моделей залежи. Рентабельное освоение залежи подтверждено данными пробной эксплуатации, исследованиями скважин и обосновано проектным технологическим документом на разработку.

По степени промышленного освоения к категории В относятся запасы участков разведуемых и разрабатываемых залежей (их частей) в зоне дренирования поисковых, разведочных и опережающих эксплутационных скважин, в которых получены промышленные притоки при испытании и (или) пробной эксплуатации скважин.

По экономической эффективности к категории В относятся извлекаемые запасы промышленная значимость и экономическая эффективность которых определена с учетом данных по разрабатываемой части оцениваемой залежи с использованием материалов утвержденного документа на разработку, а для разведываемой залежи по аналогии с разрабатываемой залежью со сходными геолого-промысловыми характеристиками ближайшего разрабатываемого месторождения, рентабельное освоение которой подтверждено данными эксплуатации.

Границы запасов категории В проводятся по квадратному элементу со стороной равной шагу эксплуатационной сети со скважиной в центре:

· На разрабатываемых залежах шаг эксплуатационных скважин определяется в соответствии с проектным документом на разработку (рис. 1.3а, 1.3б).

· На разведуемых залежах величина шага эксплуатационной сети может приниматься по аналогии с разрабатываемой частью залежи или с разрабатываемыми залежами со сходным геологическим строением (рис. 1.3 в).

· На залежах, имеющих литологические или тектонические экраны, к категории В относятся запасы только на участке в пределах установленных границ распределения продуктивного пласта;

· В однородных пластах элементарные участки могут объединятся, если расстояние между границами участков меньше размера эксплуатационной сетки (рис. 1.3 г).

Рис. 1.3. Выделение категории запасов Условные обозначения:

1 — поисковая скважина, давшая промышленный приток,

2 — разведочная законтурная скважина,

3 — разведочная, давшая промышленный приток,

4 — эксплуатационная скважина,

5 — разведочная межконтурная скважина, давшая обводненный приток,

6 — внешний контур нефтеносности,

7 — внутренний контур нефтеносности,

8 -испытанная скважина,

9 — интервал перфорации

10 — запасы категории А,

11 — запасы категории В,

12 — запасы категории С

В при совместном испытании двух объектов (а), на залежах, разбуренных поисково-разведочными и эксплуатационными скважинами (б), в районе единичной эксплуатационной и разведочной скважины (в), в случае если расстояние между элементарными блоками меньше размера эксплуатационной сети (г)

Категория С (оцененные) — запасы части залежи, изученной достоверной сейсморазведкой или иными высокоточными методами в зоне возможного дренирования неопробованных скважин и примыкающие к запасам категорий, А и В при условии, что имеющаяся геолого-геофизйческая информация с высокой степенью вероятности указывает на промышленную продуктивность вскрытого пласта в данной части залежи. Степень геологической изученности геолого-промысловых параметров залежи достаточна для построения предварительной геологической модели и проведения подсчета запасов.

По степени промышленного освоения к категории С относятся запасы участков разрабатываемых и разведуемых залежей, примыкающей к запасам более высоких категорий (А и В), в районе неопробованной скважины при условии, что характеристика по данным ГИС аналогична с характеристикой скважин с доказанной продуктивностью.

По экономической эффективности к категории С относятся извлекаемые запасы промышленная значимость и экономическая эффективность которых определена в соответствии с действующими документами.

Границы запасы категории С проводятся:

· В неразбуренной части залежи, непосредственно примыкающей к участкам запасов высших категорий (А и В), если геолого-геофизическая информация с обоснованной уверенностью доказывает непрерывность пласта в сторону выделяемой зоны, на расстоянии шага эксплуатационной сетки (рис. 1.4 а);

· В районе неиспытанных скважин, нефтегазоносность в которых установлена по промыслово-геофизическим характеристикам, если промышленная продуктивность этой залежи доказана испытанием или эксплуатацией других скважин. Граница С проводится по квадратному элементарному участку со стороной равной шагу эксплуатационной сетки со скважиной в центре (рис. 1.4 б);

· Элементарные участки могут объединяться если расстояние между границами участков меньше размера элементарной ячейки и продуктивные пласты, выделенные по данным ГИС однозначно коррелируются (рис. 1.4 г);

· Элементарные участки в однородных пластах, изученных данными трехмерной сейсморазведки и ГИС могут быть увеличены до удвоенного расстояния между скважинами эксплуатационной сетки (рис. 1.4 в);

· Для сложно построенных залежей в неоднородных резервуарах запасы С на участках, примыкающих к запасам высших категорий (А и В) по решению государственной экспертизы могут не выделяться;

· В районе скважин, нефтегазоносность которых установлена по данным ГИС и по результатам опробования в процессе бурения. В случае противоречия между данными ГИС и опробования скважин запасы категории С не выделяются;

На участках продуктивного пласта, имеющего установленные литологические или тектонические границы, к категории С относятся запасы только в пределах установленных границ распространения продуктивного пласта.

Рис. 1.4. Выделение запасов категории С на залежах, разбуренных поисково-разведочными и эксплуатационными скважинами (а), поисково-разведочными скважинами (б), размера ячейки при однородном строении резервуара может удваиваться (в), в случае если расстояние между элементарными ячейками меньше размера эксплуатационной сети ячейки могут объединяться (г).

Условные обозначения:

1 — поисковая скважина, давшая промышленный приток,

2 — разведочная законтурная скважина,

3 — разведочная, давшая приток нефти с водой,

4 — разведочная, продуктивная, 5 — разведочная скважина, продуктивная по ГИС,

6 — транзитная эксплуатационная неопробованная скважина с положительной характеристикойпо ГИС, 7 — эксплуатационная скважина,

8 — внешний контур нефтеносности, 9 — внутренний контур нефтеносности,

10 — запасы категории А,

11 — запасы категории В,

12 — запасы категории С,

13 — запасы категории С.

Категория С (предполагаемые) — запасы в неизученных бурением частях залежи и в зонах дренирования транзитных неопробованных скважин.

Знания о геолого-промысловых параметрах залежи принимаются по аналогии с изученной частью залежи, а в случае необходимости, с залежами аналогичного строения в пределах данного нефтегазоносного региона. Имеющейся информации достаточно для построения предварительной геологической модели и подсчета запасов. Технологические параметры и экономическая эффективность разработки запасов определяются по аналогии с изученными участками залежи или с использованием аналогий по разрабатываемым месторождениям. Для запасов нефти и газов категории Снеобходимо охарактеризовать: непрерывность (выдержанность) пласта в оцениваемой части залежи; контуры нефтегазоности; эффективную нефтеи газонасыщенную толщину, пористость и другие подсчетные параметры по аналогии с разбуренными участками этих месторождений.

По степени промышленного освоения к запасам к категории С относятся запасы участков с недоказанной промышленной продуктивностью разрабатываемых и разведываемых залежей (месторождений).

По экономической эффективности к категории С относятся запасы промышленная значимость и экономическая эффективность которых определена в соответствии с действующими нормативными документами.

Запасы категории С выделяются:

· На неразбуренных участках разрабатываемых и разведываемых залежей между доказанным контуром залежи и границами участков запасов более высоких категорий, если имеется достаточно геолого-геофизической информации для заключения о непрерывности пласта (рис. 1.5 а, 1.5 б);

· В пластах с недоказанной промышленной продуктивностью, но изученных по материалам промыслово-геофизических исследований в транзитных эксплуатационных скважинах, при этом имеется обоснованная уверенность, что по данным геофизических исследований скважин они могут быть продуктивными, в пределах контура залежи (рис. 1.5 в);

· В районе скважин по результатам опробования которых продуктивность не установлена, а характеристика по ГИС аналогична скважинам, давшим промышленные притоки.

· В пределах неразбуренных тектонических блоков на залежах с установленной продуктивностью. При этом имеющаяся геологическая информация указывает, что возможно продуктивные пласты в пределах блоков по литолого-фациальным характеристикам аналогичны изученной части залежи (рис. 1.5 г) /2/.

Рис. 1.5. Выделение категорий запасов С

Условные обозначения:

1 — поисковая скважина, давшая промышленный приток,

2 -межконтурная скважина, давшая обводненный приток,

3 — разведочная, давшая промышленный приток

4 — разведочная неопробованная скважина с положительной характеристикой по ГИС,

5 — эксплуатационная законтурная скважина,

6 — разведочная, неопробованная скважина,

7 — транзитная эксплуатационная с положительной характеристикой по ГИС,

8- эксплуатационная скважина,

9 -внешний контур нефтеносности,

10 — внутренний контур нефтеносности,

11 — запасы категории А, 12 — запасы категории В

13 — запасы категории С1

14 — запасы категории С2,

15 -разведочная скважина,

16 — интервал перфорации.

1.3 Сравнение классификаций

К категории А по классификации 2001 года относятся запасы залежи или ее части, изученные с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размера залежи, эффективной нефтеи газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, нефтеи газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств УВ и основных особенностей залежи, разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти и газа.

По классификации 2005 года к категории, А (достоверные) относятся разрабатываемые запасы залежи или ее части, разбуренной эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектным документом на разработку, рентабельное освоение которой подтверждено фактической добычей. Также к категории, А (2005 год) относятся запасы промышленно освоенных залежей (или их частей), которые на дату подсчета не дренируются (в районе простаивающих скважин).

Принципы выделения категории, А обеих классификаций совпадают.

К категории В (достоверные) по классификации 2001 года относятся запасы залежи или ее части, нефтегазоносность которой установлена на основании получения промышленного притока УВ в скважинах, расположенных на различных гипсометрических отметках. Все характеристики залежи, пласта и содержащихся УВ, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи и разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки или проектом промышленной разработки.

К категории В (установленные) по классификации 2005 года относятся запасы разведанной, подготовленной к разработке залежи (или ее части), изученной сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбуренной поисковыми, оценочными, разведочными и опережающими эксплуатационными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа. По степени промышленного освоения к категории В относятся запасы участков разведуемых или разрабатываемых залежей (их частей) в зоне дренирования поисковых разведочных и опережающих эксплуатационных скважин, в которых получены промышленные притоки при испытании и (или) пробной эксплуатации.

То есть, если по классификации 2001 года для отнесения извлекаемых запасов к категории В залежь должна быть разбурена в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки или проектом промышленной разработки. То по классификации 2005 года достаточно наличие промышленного притока при испытании скважины в колонне и не обязательно наличие фактической добычи при разработке залежи.

К категории С₁ (доказанные) классификации 2001 года отнесены запасы залежи (ее части), запасы залежи или ее части, нефтегазоносность которых установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков УВ (часть скважин опробована испытателем пластов КИИ-95) и положительных результатов геолого-геофизических исследований (керн, ГИС) в неопробованных скважинах.

К категории С₁ (оцененные) по классификации 2005 года относятся запасы части залежи, изученной достоверной сейсморазведкой или иными высокоточными методами в зоне возможного дренирования неопробованных скважин и примыкающие к запасам категорий, А и В при условии, что имеющаяся геолого-геофизическая информация с высокой степенью вероятности указывает на промышленную продуктивность вскрытого пласта в данной части залежи.

В итоге запасы категории С₁ (по классификации 2001 года) переходят в запасы категории В (по классификации 2005 года). Так как наличие промышленного притока прииспытании в колонне скважины является основанием для выделения категории В (по классификации 2005 года).

К категории С₂ (предполагаемые) в предлагаемом варианте (так же как и по классификации 2005 года) отнесены запасы неизученной части разведанной, разведуемой или открытой залежи, наличие которой обосновано данными геологических и геофизических исследований. Принципы выделения категории С₂ обеих классификаций совпадают.

Основная разница выделения категорий запасов состоит в том, что запасы промышленных категорий (А, В, С₁) по классификации 2005 года выделяются в пределах элементарного участка со стороной равной шагу эксплуатационной сетки, ориентированного по линии север-юг, со скважиной в центре. К категории С2 относятся запасы залежи между запасами высших категорий (А, В и С₁) и внешнего контура нефтеносности.

2. Основные сведения из материалов подсчета запасов по Залесному месторождению нефти

В основу классификации 2005 года легли принципы экономической эффективности освоения запасов нефти и газа. Первым шагом в классификации запасов является геологическая переоценка категорий запасов по геологической изученности. Критериями являются изученность геологического строения и нефтегазоносности залежи бурением, геофизическими методами, промысловыми и аналитическими исследованиями.

Геологическая переоценка категорий запасов в данной работе рассмотрена на примере Залесного месторождения нефти.

Информационной базой для переоценки послужили материалы последнего оперативного подсчета запасов, прошедшего рассмотрение органами Государственной экспертизы /6,7/. Объектом переоценки категорий являются числящиеся на Государственном балансе запасы залежей нефти Залесного месторождения.

2.1Общие сведения о месторождении

2.1.1Местоположение

В административном отношении Залесное месторождение расположено в северо-восточной части Восточного Закамья на землях Актанышского района Республики Татарстан. Районный центр с. Актаныш находится в 12 км на северо-восток от площади месторождения. На территории месторождения находятся населённые пункты: Нов. Курмашево, Стар. Курмашево, Таймурзино, Такталачук, Бургады, Нов. Алимово и другие (Рис. 2.1).

В региональном тектоническом плане месторождение находится на северо-восточном склоне Южно-Татарского свода. Месторождение состоит из двух поднятий: Северного и Южного.

Недропользователем Залесного месторождения является ОАО «Татнефть», получившее лицензию ТАТ № 14 138 НР на геологическое изучение, и последующую разработку открытых месторождений на северо-востоке Республики Татарстан.

В дорожно-транспортном отношении месторождение находится в благоприятных условиях. Здесь проходит крупная шоссейная дорога республиканского значения Казань-Уфа, с ответвлением на с. Актаныш. Остальные населённые пункты связаны в основном грунтовыми дорогами, труднопроходимыми в осеннее и весеннее время.

В экономическом отношении Залесное месторождение находится в благоприятных условиях. Непосредственно к юго-востоку от площади подсчёта находится разрабатываемое Актанышское месторождение, к западу — Киче-Наратское, Дружбинское, Бахчисарайское.

Энергоснабжение района месторождения осуществляется линиями электропередач от Куйбышевской ГЭС и Заинской ГРЭС, входящих в единую энергетическую систему России /6,7/.

2.1.2 Орогидрография и климат

Район месторождения расположен в северо-восточной части Республики Татарстан и представляет собой часть обширного плато правобережья р. Белая. Вся область имеет уклон на север к рекам Белая и Кама. Это обусловило направление течения рек Ик и Сюнь (приток р. Белая). Вблизи площади месторождения протекают реки Шабиз, Базяна, руч. Шабиз, которые удовлетворяет потребность в воде месторождения. Хозяйственно-питьевое водоснабжение населенных пунктов базируется на каптажах родников, колодцев и артезианских скважин.

Месторождение находится в лесостепной зоне Прикамья.

Изучаемая территория находится в зоне умеренного континентального климата. Средняя годовая температура составляет + 2,8°С. Самым теплым месяцем в году является июль. Его средняя температура равна + 20,1°С. Наиболее холодные месяцы — январь-февраль, их средняя температура равна -13,5°С. Годовое количество осадков не превышает 400−500 мм, выпадение их неравномерно. Наибольшее количество осадков выпадает с апреля по октябрь, наименьшее — в ноябре-марте. Ветровые потоки определяются общим воздушным течением, характерным для всего востока Европы. Преобладающее направление ветров — юго-западное. Средняя скорость ветра 4−5 м/сек.

Тип рельефа аккумулятивно-структурный. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 60 до 180 м над уровнем моря. Значительную роль в рельефе местности играют также овраги. Они характеризуются сравнительно большой глубиной и крутизной склонов.

В северной части, а также на участках, примыкающих к рекам Сюнь, Шабиз и Ик встречаются заболоченные участки, что объясняется преобладанием глинистых толщ (водоупоров) в неогеновых отложениях, покрывающих большую часть площади, а также высоким уровнем подземных вод в этом районе.

Выходы подземных вод приурочены, в основном, к неогеновым и четвертичным образованиям, глубина залегания грунтовых вод колеблется в пределах от 1−2 до 20−25 м.

Основные почвообразующие породы составляют делювиальные жёлто-бурые глины, оподзоленные и выщелочные черноземы, лугово-болотные и карбонатные почвы.

Основными полезными ископаемыми, кроме нефти, на представленной территории является строительное минеральное сырье (месторождения известняков, глин, суглинков, песков и песчаников, гравия), имеющих важное значение в ходе промышленного освоения месторождения нефти. Месторождение глин пригодных для приготовления глинистого раствора отсутствует. Глинопорошок доставляют автотранспортом из Альметьевска /6,7/.

2.1.3 Краткая история геолого-геофизической изученности

Изучение геологического строения района расположения Залесного месторождения началось в 1935 году и продолжалось с перерывами до 2006 года. В этот период были проведены следующие виды работ:

— структурно-геологическая съёмка;

— структурное и структурно-параметрическое бурение;

— геофизические исследования;

— глубокое поисково-разведочное бурение.

Краткие сведения об истории геологической изученности. Глубокое бурение на площади месторождения проводилось в 1997 и в 2007;2008 годах. Всего было пробурено 3 скважины: поисковые № 20 005 (1997 г.), № 293 (2008 г.) и разведочная № 286 (2007 г.) общим метражом 7133 м. Результаты опробования, полученные в итоге исследования глубоких скважин, позволили изучить структурный план месторождения, распространение пластов-коллекторов и физико-химическую характеристику нефти /6,7/.

Таблица 2.1 Краткие сведения об истории геологической изученности

2.2 Геологическое строение месторождения

2.2.1 Стратиграфия и литология

В геологическом строении месторождения принимают участие отложения докембрия, девонской, каменноугольной, пермской, неогеновой и четвертичной систем (рис. 2.2, таблица 2.2).

Докембрий.

Породы кристаллического фундамента вскрыты одной скважиной до глубины 3767 м. Возраст пород датируется как архейско-раннепротерозойский. Представлены они в основном гнейсами различного состава, среди которых преобладают биотит-плагиоклазовые и гранато-биотито-силлимонитовые, участками катаклизированные.

Девонская система В пределах месторождения система представлена двумя отделами: средним и верхним. Средний отдел представлен живетским ярусом, в составе которого выделяются старооскольский и муллинский горизонты.

Старооскольский горизонт. Литологически горизонт подразделяется на две пачки: нижнюю-песчано-алевролитовую и верхнюю-аргиллитовую. Нижняя пачка слагается песчаниками серыми, светло-серыми, коричневато-серыми, переслаивающимися с алевролитами и аргиллитами темнои зеленовато-серыми.

Верхняя пачка представлена аргиллитами темно-серыми с зеленоватоили буроватым оттенком, тонкоплитчатыми. В подошове пачки залегает прослой известняка (репер «средний известняк») буровато-серого цвета.

Толщина горизонта 30 м.

Муллинский горизонт. Нижняя часть горизонта представлена песчано-алевролитовой пачкой, которая слагается песчаниками светло-серыми, слабо-глинистыми с прослоями буровато-коричневых алевролитов. Верхняя пачка алевролито-аргиллитовая.

Толщина горизонта 21,8 м.

Верхний отдел представлен франским и фаменским ярусами.

Франский ярус. В его составе выделяются нижний, средний и верхний подъярусы. Нижнефранский подъярус подразделяется на два горизонта пашийский и кыновский, среднефранский на три горизонтасаргаевский, доманиковый и мемдымский. В верхнефранском подъярусе расчленен евлано-ливенский горизонт.

Пашиийский горизонт. Сложен терригенными породами: песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Песчаники серые, светло-серые, мелкозернистые, водоносные.

Толщина горизонта 27,2 м.

Кыновский (Тиманский) горизонт. Репер аяксы. Представлен двумя пачками: нижняя терригеннаяпесчаноалевролитовая и верхняя карбонатноаргиллитовая. Песчаники светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, участками водонасыщенные, часто глинистые и переходят в алевролиты. Верхняя пачка слагается прослоями известняков, богатых фауной и аргиллитами зелеными, шоколадно-коричневыми, тонкослоистыми.

Толщина горизонта 25 м.

Саргаевский горизонт. Сложен известняками буровато-серыми, плотными с прослоями темно-серых и черных мергелей известковистых аргиллитов.

Толщина горизонта 17 м.

Доманиковый (Семилукский) горизонт. Представлен известняками темно-серыми, темно-коричневыми, мелкозернистыми, чередующимися с темно-коричневыми и черными плитчатыми глинисто-битуминозными сланцами, черными мергелями и аргиллитами.

Толщина горизонта 24 м.

Мендымский (Бурегский) горизонт. Слагается известняками серыми и коричневато-серыми, часто глинистыми с прослоями зеленовато-серых мергелей, аргиллитов, глинисто-известковистых сланцев.

Толщина горизонта 28 м.

Евлано-ливенский горизонт. Сложен известняками серыми, темно-серыми, мелкозернистыми, неравномерно-глинистыми, доломитами известковистыми, битуминозными.

Фаменский ярус. В его составе выделяются средний и верхний подъярусы. В среднефаменском выделен данково-лебедянский горизонт. В верхнефаменском заволжский горизонт.

Данково-лебедянский горизонт. Сложен известняками светло-серыми, белыми, прослоями глинистых, битуминозными с прослоями мергелей.

Толщина горизонта 39 м.

Заволжский горизонт. Слагается известняками глинистыми, серыми, тонкозернистыми участками с прослоями конгломератов.

Толщина горизонта 42 м.

Каменноугольная система Каменноугольная система представлена тремя отделами: нижним, средним и верхним. В составе нижнекаменноугольного отдела выделяется турнейский и визейский ярусы.

Турнейский ярус. В его составе выделяется два надгоризонта лихвинский и чернышинский. Лихвинский надгоризонт представлен малевско-упинским горизонтом. Чернышинский подразделяется на черепетский и кизеловский горизонты.

Малевско-упинский горизонт. Отложения горизонта относятся к глубоководным отложениям. Литологически они сложены битуминозными известняками, сланцами и аргиллитами с фауной брахиопод, спикулами губок и водорослями.

Толщина горизонта 35 м.

Черепетский горизонт. Отложения горизонта представлены карбонатно-терригенными образованиями, переслаивающимися между собой аргиллитами, мергелями и глинистыми известняками.

Толщина горизонта 30 м.

Кизеловский горизонт. Слагается известняками органогенно-обломочными, серыми доломитами, мергелями.

Толщина горизонта 35 м.

Визейский ярус. Расчленяется на три подъяруса: нижний, средний и верхний, которые соответсвенно представлены малиновским, ясно-полянским окским надгоризонтом.

Малиновский надгоризонт. Подразделяется на два горизонта: елховский и радаевский.

Елховский (Косьвинский) горизонт. Представлен мощной толщей песчано-алевролитовых пород с частыми прослоями аргиллитов, углей и редкими — известняков сильно глинистых. Толщина горизонта 111 м.

Радаевский горизонт. Представлен в основном песчано-алеролитовыми породами с прослоями глинисто-углистых сланцев и аргиллитов.

Толщина горизонта 99 м.

Яснополянский надгоризонт подразделяется на два горизонта бобриковский и тульский.

Бобриковский горизонт. Представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники светло-серые, кварцевые, прослоями глинистыми и алевритистые, водоносные.

Толщина горизонта изменяется от 16 до 42 м.

Тульский горизонт. Сложен глинами, аргиллитами, алевролитами и песчаниками с прослоем глинистых известняков в верхней части горизонта. В зонах выклинивания глин покрышкой является репер «тульский известняк», который развит почти на всей территории залежи. Песчаники серые, темно-коричневые, разнозернистые, кварцевые, участками нефтенасыщенные (пласт Стл-3).

Толщина горизонта изменяется от 11 до 37 м.

Окский надгоризонт подразделяется Алексинский и Михайловско-Веневский горизонты.

Алексинский горизонт. Сложен известняками тонкозернистыми, серыми с прослоями аргиллитов, доломитов, алевролитов.

Толщина горизонта изменяется от 19 до 21 м.

Михайловско-Веневский горизонт. Отложения представлены известняками серыми, темно-серыми, перекристализованными с прослоями доломитов серых, кристаллическизернистых, с включениями гипса.

Толщина горизонта изменяется от 142 до 155 м.

Среднекаменноугольный отдел. В его составе выделяются серпуховский, башкирский и московский ярусы.

Серпуховский ярус. Слагается известняками светло-серыми, крепкими, участками кавернозными, пористыми, с прослоями доломитов серых, кристаллическизернистых, с включениями гипса.

Толщина яруса 89−113 м.

Башкирский ярус. Отложения яруса представлены известняками светло-серыми со стилолитовыми швами, с римазками глинистого материала, прослоями трещиноватыми и кавернозными.

Толщина яруса 34−36 м.

Московский ярус. Расчленяется на 4 горизонта: верейский, каширский, подольский и мячковский.

Верейский горизонт. Делится на две пачки: нижнюю-карбонатно-терригенную и верхнюю-терригенную. Нижняя пачка слагается известняками серыми, коричневато-серыми, темно-коричневыми, органогенно-обломочными, кристаллическизернистыми. Карбонатные пласты отделены друг от друга прослоями аргиллитов темно-серых, горизонтально-слоистых. Терригенная пачка сложена переслаиванием аргиллитов, алевролитов, среди которых встречаются редкие прослои известняков.

Толщина горизонта изменяется от 42 до 44 м.

Каширский горизонт. Представлен карбонатными породами: известняками и доломитами. Известняки серые, коричневато-серые, органогенно-обломочные. Доломиты светло-серые, кристаллическизернистые. В нижней части горизонта появляются глинистые прослои.

Толщина горизонта от 57−62 м.

Подольский горизонт. Сложен известнякакми и доломитами серыми, желтовато-серыми, плотными с включениями гипса и ангидрита, с тонкими прослойками аргиллитов.

Толщина горизонта изменяется от 79 до 88 м.

Мячковский горизонт. Представлен известняками и доломитами серыми, желтовато-серыми, плотными с включениями гипса и ангидрита, с тонкими прослойками аргиллитов.

Толщина горизонта от 138 до 140 м.

Верхнекаменноугольный отдел. Представлен известняками и доломитами. Известняки светло-серые и коричневато-темно-серые, органогенные, тонкои микрозернистые, в разной степени доломитизированные, иногда окременелые, участками пористые и трещиноватые, с включениями гипса и ангидрита, с тонкими прослойками глин. Доломиты светло-серые, коричневато-серые, мелкокристаллические, загипсованные, плотные.

Толщина горизонта 262 м.

Пермская система Отложения системы подразделяются на два отдела: нижний и верхний. В нижнепермском отделе выделены ассельский, сакмакрский и кунгурский ярусы.