Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943	Связующий документ между GB/T 19492-2004 и РКООН
22. В РКООН извлекаемые количества и дополнительные количества в пла-	к G4 без деления на подкатегории; когда они используются как таковые, то это
сте в известных (открытых) месторождениях классифицируются по трем	соответствует наилучшей оценке.
степенямнадежности–высокая,средняяинизкая,-которыепредставленысоот-	B. Подробное сопоставление осей E и F
ветственно G1, G2 и G3. Оценочные количества, связанные с еще неоткрытыми
месторождениями (проект находится на стадии разведки), классифицируются	25.ХотяосьG(надежностьгеологическихзнанийипотенциальнаяизвлекае-
как G4.	мостьколичеств)отражаетуровнинеопределенностиинадежностипокаждому
	резервуару, на диаграмме 4 можно видеть подробную матрицу, используемую
	для сопоставления оси E (экономическая и социальная жизнеспособность про-
	екта) и оси F (статус полевого проекта и его осуществимость). На диаграмме 5
	ключи и цветовая кодировка представлены.

Диаграмма 4. Сопоставление матрицы E-F с классами и категориями GB/T 19492-2004

23.В GBT 19492-2004 геологические запасы в основном оцениваются с помощью детерминистского объемного метода, при этом резервуар выступает

вкачестве базовой единицы. Резервуары подразделяются на три категории, т. е. предполагаемые, отмеченные и измеренные, в порядке повышения общего статуса резервуаров на этапах разведки и разработки и с учетом геологической изученности (см. диаграмму 2). В GBT 19492-2004 каждый резервуар классифицируется с помощью независимой категории геологических запасов, непосредственно связанной с его собственной ТСИ или ЭСИ. Категория «измеренные» включает измеренные НГПП, доказанное ТСИ, доказанное ЭСИ, доказанное НЭИ и измеренные НИК, при этом для всех этих категорий характерен высокий уровень надежности (G1). Категория «отмеченные» включает отмеченное НГПП, вероятное ТСИ, вероятное ЭСИ, вероятное НЭИ и отмеченные НИК, для всех из которых характерен средний уровень надежности (G1 + G2). Категория «предполагаемые» включает предполагаемое НДПП, возможное ТСИ и предполагаемые НИК, для всех из которых характерен низкий уровень надежности (G1 + G2 + G3). Никакой категории для объемов, изначально присутствующих в пласте, и ТСИ в рамках РКООН не установлено. Для полного отраженияGBT19492-2004надиаграмме3показаныкатегориииклассыНГПП и извлекаемых количеств.

24.Что касается геологоразведочных проектов, то, хотя в РКООН пред-

лагается вариант использования подкатегорий G4.1, G4.2 и G4.3 с учетом	Диаграмма 5. Сопоставление матрицы E-F с GB/T 19492-2004. Код
геологической неопределенности, в GBT 19492-2004 эти категории относятся	и цифровой ключ

422

423

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943	Связующий документ между GB/T 19492-2004 и РКООН
26. В упрощенном варианте на диаграмме 6 показано сопоставление без	D. Дополнительное количество в пласте
факультативных подклассов. Следует иметь ввиду, что категории E и F уста-	28. Согласно РКООН дополнительное количество в пласте означает количе-
навливают «минимальные» стандарты для классов РКООН. Например,	ство гидроуглеродов, которые на данный момент оцениваются как технические
потенциально коммерческий проект должен классифицироваться, по крайней	неизвлекаемые по любому классу, предусмотренному в GB/T 19492-2004.
мере, как E2 и F2, но он может также обозначаться как E2F1.	В РКООН эти количества классифицируются как E3.3F4.
C. Геологоразведочные проекты	III. Сопоставление категорий GB/T 19492-2004 с многочисленными под-
27. На диаграмме 4 в ячейках (8, 9, 10 и 11) матрицы E-F показано сопо-	категориями РКООН
ставление неоткрытых количеств в GB/T 19492-2004. Эти категории связаны	29. В РКООН по сравнению с GB/T19492-2004 используется больше катего-
с геологоразведочными проектами различных стадий зрелости. В РКООН для
обозначения геологоразведочных проектов используется категория G4. Хотя	рий,ипоэтомумогутиметьместослучаи,когдаоднакатегорияGB/T19492-2004
в РКООН предусмотрен вариант расширения G4 для учета неопределенности,	будет соответствовать комбинации нескольких подкатегорий РКООН. Это про-
связанной с неоткрытыми количествами (G4.1, G4.2 и G4.3), в GB/T 19492-2004	иллюстрировано на диаграмме 4.
не предусмотрено никакой градации по степени определенности и приводится	30.РКООНосновананаиспользованиитрехосей(E,FиG)ипозволяетклас-
только наилучшая оценка.	сифицировать каждый проект в зависимости от его зрелости. GB/T 19492-2004
	не содержит полного определения подклассов в зависимости от зрелости про-
	екта. Однако деление на классы и категории основывается на тех же принципах:
	уровни геологической неопределенности и статус проекта (оси E и F) тесно
	увязаны и выражаются с использованием горизонтальной оси на диаграмме
	2. Экономические оценки включены в вертикальную ось диаграммы 1 и сопо-
	ставляются с осью E. Таким образом, можно установить взаимосвязь между
	классами и категориями GB/T 194922004 и классами и подклассами РКООН
	(диаграмма 4).
	31. В РКООН для классификации «известных залежей» используются че-
	тыре класса: «коммерческие проекты», «потенциально коммерческие проекты»,
	«некоммерческие проекты» и «дополнительное количество в пласте». Пред-
	варительно извлеченные количества на продажу не включаются, тогда как
	количества, не предназначенные для продажи, обозначены кодом 12 в диаграм-
	ме 5.
	A. Подкатегории коммерческих проектов
	32. Доказанные разрабатываемые запасы и доказанные неразрабатывае-
	мые ТСИ в GB/T 19492-2004 соответствуют классу «коммерческие проекты»
	в РКООН. Проекты добычи, связанные с двумя классами извлекаемых запасов,
	основаны на утвержденных или экономически обоснованных планах добычи.
	Эти количества обозначаются как E1.1 в РКООН.
	33. Доказанные разрабатываемые запасы соответствуют непосредственно
	подклассу РКООН «В процессе разработки» (F1.1). Доказанные неразрабаты-
	ваемые ЭСИ с утвержденными планами разработки соответствуют подклассу
	РКООН «Утвержденные для разработки» (F1.2). В случае проекта «утверж-
Диаграмма 6. Сопоставление классов и категорий между GB/T 19492-2004	денного к разработке» требуется, чтобы были выделены капитальные средства
и РКООН	и чтобы проект по добыче находился в стадии осуществления.

424

425

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943	Связующий документ между GB/T 19492-2004 и РКООН
34. Доказанные неразрабатываемые ТСИ, по которым было подготовлено	• проекты, касающиеся возможного ТСИ после обнаружения нефти и/или
техникоэкономическое обоснование, но план добычи не утвержден, соответ-	газа, когда выявляется потенциал для повышения категории и проводятся меро-
ствует подклассу РКООН «Обоснованные для разработки» (F1.3). В случае	приятия по оценке в целях такого повышения.
проекта «Обоснованного для разработки» требуется, чтобы было проведено до-	38. На этапе «общей разведки» возможное ТСИ и вероятное НЭИ в GB/T
статочно подробное исследование и чтобы осуществление проекта по добыче	19492-2004 могут классифицироваться как «некоммерческие проекты»
демонстрировало техническую осуществимость разработки. Проект продемон-	в РКООН. В РКООН они обозначаются с помощью подкатегории E3. В соот-
стрировал свою техническую осуществимость, и должны иметься разумные	ветствующее время описание экономических условий может быть обновлено
основания предполагать, что все утверждения/договоры необходимые для на-	с учетом новой информации. Категории РКООН включают следующие момен-
чала добычи, вскоре появятся.	ты: либо разумные перспективы экономической добычи и продажи в обозримом
35.Количества,извлечениеипродажакоторыхсталинерентабельнымисуче-	будущем (Е2); экономическая жизнеспособность не может быть определена
том текущих рыночных условий и реалистичных предположений о повышении	всилунедостаточногообъемаинформации(Е3.2)либовнастоящеевремясчита-
будущих рыночных условий, но которые являются экономически жизнеспособ-	ется, что какие-либо разумные перспективы экономической добычи и продажи
ными в результате предоставления субсидий правительством и/или с учетом	в обозримом будущем отсутствуют (E3.3) с учетом реалистичных предположе-
других соображений, классифицируются как E1.2 в РКООН. Аналогичным об-	ний в отношении будущих рыночных условий.
разом доказанные разрабатываемые запасы и доказанные неразрабатываемые	39. Что касается зрелости проекта, то либо осуществляется проектная дея-
ТСИ соответствуют Е1.2.	тельность с целью обоснования разработки в обозримом будущем (F2.1) либо
36. Cоответствующие количества из разряда доказанных разрабаты-	проектная деятельность приостановлена (F2.2) или же в данный момент не су-
ваемых запасов, доказанных неразрабатываемых ЭСИ, доказанных НЭИ,	ществует никаких планов разработки или получения дополнительных данных
вероятных ЭСИ, вероятных НЭИ и возможных ТСИ, которые, согласно	по причине ограниченного потенциала (F2.3).
прогнозам, будут добыты, но не поступят в продажу, будут связаны с под-	40. Сопоставление категорий и подкатегорий РКООН производится на осно-
категорией E3.1 в РКООН. Подкатегория проекта (ось F) будет той же,	ве следующих принципов:
что и для соответствующих количеств, которые добываются и продаются.	• Проекты «ожидающие разработки» должны, как минимум, соответство-
Уровень геологической неопределенности отражается также в неопреде-	вать определениям F2.1 и E2. Проект, удовлетворяющий всем техническим
ленности проекта.	требованиям, но не удовлетворяющий требованию в отношении текущего
B. Подкатегории потенциально коммерческих и некоммерческих про-	предела экономичности (отсутствует утвержденный план разработки) можно
	классифицировать как F1.3. Проект с нерешенными проблемами технической
ектов	осуществимости классифицируется как F2.1, но, если в отношении его коммер-
37. Доказанные НЭИ, вероятные СЭИ, вероятные НЭИ и возможные	ческойжизнеспособностинетникакихсомнений,онвсежеможетудовлетворять
ТСИ в GB/T 19492-2004 соответствуют подклассу «Потенциально коммер-	определению E1.1.
ческие проекты» в РКООН. Обоснованно предполагается, что эти четыре	• Проекты «Разработка задержана» аналогичны проектам «Ожидающие
класса извлекаемых запасов станут коммерчески извлекаемыми в результате	разработки», но их прогресс по пути коммерциализации сдерживается деятель-
повышения цен на нефть или изменения других экономических параметров,	ностью, которая может контролироваться оценщиком или же контролируемым
технического прогресса или улучшения других условий, и таким образом их	им субъектом. Проекты «разработка задержана» классифицируются как F2.2
можно классифицировать как E1 и E2 в РКООН. С ними в основном связано	для того, чтобы отразить возможность коммерциализации, но при этом учиты-
три вида проектов:	вается текущее отсутствие прогресса в деятельности.
• проекты, касающиеся доказанного НЭИ и доказанного ТСИ в результате	• Проекты «Разработка не выяснена» – это те проекты, в отношении которых
подготовки технико-экономического обоснования добычи после завершения	в настоящее время имеются недостаточные основания для вывода о том, что
этапа оценки резервуара;	имеются разумные перспективы экономической добычи на более позднем эта-
• проекты, которые продемонстрировали в результате подготовки предва-	пе. Обычно это объясняется отсутствием данных, необходимых для проведения
рительного технико-экономического обоснования на поздней стадии общей	оценки, или тем, что проведение оценки находится на начальном этапе. Такие
разведки, что запасы классифицируются как «вероятные ТСИ, невероятные	проекты классифицируются как E3.2 и F1.3, F2.1 или F2.2 с учетом уровня тех-
НЭИ, превышающие граничные экономические показатели;	нической зрелости.

426

427

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

•Проекты«Разработканеявляетсяжизнеспособной»–этопотенциальнотех- ническиосуществимыепроекты(сучетомсуществующейилиразрабатываемой

вданный момент технологии), но по итогам проведенной оценки они обладают недостаточным потенциалом для того, чтобы было целесообразно продолжать сбор данных или предпринимать какие-либо непосредственные усилия для устранения существующих на данный момент коммерческих проблем. В таких случаях возможно полезно будет определить и зарегистрировать эти количества

вкачестве портфельных, с тем чтобы в случае серьезного изменения коммерческих условий можно было вновь оценить потенциальную возможность их коммерческой разработки. Считается, что такие проекты имеют недостаточный потенциал для возможной коммерческой разработки в предсказуемом будущем, и, соответственно, они относятся к подкатегории E3.3 в РКООН. Как правило, такие проекты являются технически незрелыми по причине недостаточного потенциала и могут быть классифицированы как F2.3. Однако могут возникнуть обстоятельства, при которых, например, проект был повышен до F1.3 и коммерческие условия существенно изменились.

41.Вероятное ЭСИ и возможное ТСИ в GB/T 19492-2004, по которым проводится оценка и выясняются экономические параметры, могут быть сопоставлены с Е 1.1 F2.1, при этом вероятное НЭИ, связанное с возможным ЭСИ, соответствует E2F2.1 или E3F2.1. В случае проекта, являющегося в настоящее время неэкономичным в силу неконтролируемых факторов, таких как падение цен на нефть и газ, доказанное НЭИ можно сопоставить с E2F1.1, если разработка резервуара началась, или же с E2F1.2, если был утвержден или уже осуществляется план разработки месторождения. Оценочное доказанное НЭИ сопоставляется с E2F1.3, если план добычи по проекту не был утвержден.

42.В том случае, если существуют разумные перспективы экономичной добычи и продажи в обозримом будущем (Е2), но осуществление проекта приостановлено, доказанное НЭИ, которое было оценено после завершения этапа оценкирезервуара,ивероятноеЭСИ,вероятноеНЭИивозможноеТСИ,которые были оценены на этапе «Общей разведки», соответствуют E2F2.2 «Разработка задержана» в РКООН.

43.Доказанное НЭИ и возможное НЭИ, не достигающие уровня предельных экономических показателей и возможное ТСИ, экономические параметры которогоещепредстоитопределить,вGB/T19492-2004соответствуютподклас- сам «Некоммерческие проекты» РКООН. В тех случаях, когда экономическая жизнеспособность добычи не может быть определена по причине недостаточной информации (подкатегории Е3.2), эти категории запасов следует относить к подклассу «Разработка не выяснена». Они могут быть сопоставлены с одной из категорий F1.3, F2.1 и F2.2 в РКООН. Доказанное НЭИ, по которому была завершенаоценкарезервуараикотороеявляетсятехническиосуществимым,соответствуетF1.3.ВероятноеНЭИивозможноеТСИ,покоторымимеютсяпланы получения новых данных, соответствует F2.3; если оценка задерживается, обе

Связующий документ между GB/T 19492-2004 и РКООН

категории приравниваются к F2.2. Если с учетом реалистичных предположений в отношении будущих рыночных условий считается, что никаких разумных перспектив экономичной добычи запасов этих категорий в обозримом будущем несуществует(подкатегорияЕ3.3),тоэтикатегориизапасовсоответствуютподклассу «Разработка не является жизнеспособной».

44. В матрице Е-F Е3.1 отражает добываемые количества, не предназначенные для продажи, и обозначается числовым кодом 12. Эта подкатегория в GB/T 19492-2004 не определена, но включена в категорию ЭСИ. Этим китайский стандарт отличается от РКООН (более подробно см. пункт 51).

IV. Сопоставление этапов геологоразведки и разработки в GB/T 194922004 с классами РКООН

Диаграмма 7. Сопоставление этапов геологоразведки и разработки в GB/T 19492-2004 с классами/подклассами в РКООН

428

429

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943	Связующий документ между GB/T 19492-2004 и РКООН
45. В GB/T 19492-2004 классификация в основном связана с этапами	подклассам «Перспективные» и «Выявленная структура» в рамках геологораз-
разведки и добычи, а не непосредственно со степенью зрелости проекта.	ведочных проектов в РКООН.
В некоторой степени эта классификация в GB/T 19492-2004 соответствует	50. Проекты по оценке рисков соответствуют подклассу «Нефтегазовая
классификации проектов в РКООН, взаимосвязь между которыми показана	структура» в рамках «Геологоразведочные проекты» в РКООН. Некартирован-
на диаграмме 7.	ные НГПП можно получить в результате осуществления проектов по оценке
45. Следует иметь в виду, что на этапе оценки резервуара он уже являет-	рисков.
ся хорошо известным и по нему имеется план разработки. Однако некоторые	V. Неопределенные и неклассифицированные количества в GB/T 19492-
детали проекта еще неокончательно определены, а план добычи еще не ут-
вержден.	2004
47.ЕслизрелостьпроектавРКООНопределяеткоммерческийпотенциализ-
влекаемых количество, то классификация этапов разведки и разработки в GB/T	51. Как указано выше, в РКООН все нетоварные количества (арендованное
19492-2004определяетклассызапасовиресурсов.Наэтаперазведкииразработ-	топливо, факелы и потери) можно отдельно обозначить и задокументировать
ки коммерческая зрелость проектов повышается и надежность и коммерческие	в дополнение к товарным количествам. В тех случаях, когда необходимо диффе-
параметры соответствующих запасов и ресурсов растут. В GB/T 19492-2004	ренцировать арендованное топливо и факелы, а также потери в рамках РКООН,
этап региональной съемки эквивалентен проектам по оценке рисков, этап об-	количества каждого нетоварного вида должны быть учтены как иной продукт
щей разведки связан с проектами по общей разведке, этап оценки резервуара	(см. Общую спецификацию D РКООН), и информация о них должна быть пред-
соответствует проектам по оценке резервуара, этап разработки и строительства	ставлена отдельно. В GB/T19492-2004 нетоварные количества не определяются
соответствует проектам по разработке и этап по добыче и эксплуатации в ос-	и не классифицируются.
новном соответствует проектам по интенсификации добычи; они соотносятся
с классами и подклассами РКООН.
48. Проекты пооценке, проектыпо разработкеи строительству и проекты по
интенсификациидобычисоотносятсяс«Коммерческимипроектами»вРКООН.
Проектыпоинтенсификациидобычипредполагаютбурениеуплотняющихсква-
жин,закачкуводы(пара),закачкугазовизакачкуполимеров,ипоэтомуихможно
сопоставить с подклассом «В процессе разработки» РКООН. Проекты по разра-
ботке и строительству эквивалентны доказанным неразрабатываемым запасам,
по которым был утвержден план добычи и/или создаются производственные
мощности,итакимобразомонисопоставимысподклассом«Утвержденныедля
разработки» в РКООН. Конечными результатами проектов по оценке резервуа-
ра являются измеренные (неразрабатываемые) запасы, которые соответствуют
завершению подготовки планов разработки. Эти проекты соответствуют под-
классу «Обоснованные для разработки» в рамках категории «Коммерческие
проекты» в РКООН.
49.Проектыпообщейразведкесоответствуют«Потенциальнокоммерческим
проектам», «Некоммерческим проектам» и «Геологоразведочным проектам»
в РКООН. Отмеченные НГПП, предполагаемые НГПП и перспективные НГПП
получают по итогам осуществления проектов по общей разведке. Отмеченные
НГПП в основном соответствуют подклассу «Ожидающие разработки» или
«Разработка задержана» в рамках «Потенциально коммерческих проектов»
в РКООН. Предполагаемое НГПП в основном соответствует подклассу «Раз-
работка не выяснена» или «Разработка не является жизнеспособной» в рамках
«Некоммерческих проектов» в РКООН. Перспективные НГПП соответствует

430

431

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Временное методическое руководство по подсчету запасов нефти в трещинных и трещинно-поровых коллекторах в отложениях баженовской толщи Западно-Сибирской

нефтегазоносной провинции

Оглавление

1.Введение..............................................................................................................

2.Общие положения..............................................................................................

3.Выделение границ категорий запасов и геометризация залежей..................

4.Объемный метод подсчета запасов нефти применительно к коллекторам сланцевого типа............................................................................................................

4.1.Определение площади нефтеносности.........................................................

4.2.Нефтенасыщенная толщина. Литотипизация разреза с целью уточнения нефтенасыщенной толщины.......................................................................................

4.3.Пористость. Методы определения пористости низкопроницаемых, трещинных и кавернозных коллекторов....................................................................

4.4.Коэффициент нефтенасыщенности...............................................................

4.5.Пересчетный коэффициент. Плотность нефти.............................................

4.6.Коэффициент извлечения нефти....................................................................

5.Общие подходы к определению запасов нефти в породах баженовской толщи с помощью пиролитических параметров.......................................................

6.Комплексирование методов оценки геологических запасов нефти

всланцевых породах....................................................................................................

Приложение 1. Методические приемы уточнения пиролитических

параметров для объективной оценки геологических ресурсов нефти в породах

баженовской свиты и доманикового типа..................................................................

Приложение 2. Методы материального баланса.................................................

Приложение 3. Методы определения механических свойств пород

с целью уточнения их способности к растрескиванию, созданию объемной

трещиноватости и искусственной проницаемости...................................................

Временное методическое руководство по подсчету запасов нефти в трещинных и трещинно-поровых коллекторах в отложениях баженовской толщи Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

1. Введение

Настоящее Временное методическое руководство разработано вцелях реализации«Классификациизапасовиресурсовнефтиигорючихгазов»,утвержденной приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от01.11.2013г. №477(далее–Классификация),привыполненииподсчетазапасов нефти, содержащейся в трещинных и трещинно-поровых коллекторах в отложениях баженовской толщи Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Настоящее Временное методическое руководство является дополнением к действующим методическим рекомендациям по применению Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 01.11.2013 № 477, и описывает только особенности подсчета запасов подвижной нефти в отложениях баженовской толщи.

Использование настоящего Временного методического руководства организациями (независимо от ведомственной принадлежности иформы собственности), а также органами исполнительной власти при подсчете, учете запасов, оценке ресурсов подвижной нефти в трещинных и трещинно-поровых коллекторах сланцевого типа обеспечит единообразие в определении и выделении категорий запасов, применении единых подходов кметодам подсчета запасов.

Всовременной мировой практике активно ведется добыча не только стандартной нефти из пород-коллекторов, но и нестандартной нефти. Термин «нестандартная нефть» (unconventional oil) понимается достаточно широко. Это

иуглеводородное сырье с нестандартными характеристиками (высокой плотностью, вязкостью, втвердом агрегатном состоянии ит.п.), иуглеводородное сырье, добытое из пород скрайне низкой проницаемостью. Внефтяной отрасли во всем мире сейчас также используется итермин «нефть плотных пород» (tight oil).

ВРоссиизалежинефтивтакихнизкопроницаемыхпородахвыявленымного десятилетий назад, например, в отложениях баженовской свиты Западной Сибири, в отложениях доманиковой толщи в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и др.

Широкое внедрение в практику разработки сланцевых пластов получили методы многостадийного гидравлического разрыва в эксплуатационных скважинах с горизонтальным удлинением ствола. Эти методы успешно применялись при разработке залежей нефти в сланцевых породах, например, на месторождениях Баккен и Игл Форд в США. Эффективность этих методов добычи нефти в настоящее время в России еще окончательно не установлена, и соответственно, недостаточно данных по дебитам таких скважин, опыта определения реальных областей дренирования при использовании ГРП. Не существует и устоявшейся однозначной геологической модели таких пород, например, баженовских отложений. Все исследователи сходятся в необходимости выделения различных классов или литотипов пород, однако единого подхода нет издесь. Многие исследователи указывают на необходимость прогноза трещиноватости таких пород как главного

432

433

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

фактора нефтегазоносности, но окончательно апробированных методик дистанционного определения трещиноватости не существует, ипри исследовании керна остается немало нерешенных вопросов. Породы баженовской толщи уникальны. Они отличаются высоким содержанием органического вещества, органическое вещество может являться породообразующим в некоторых литотипах пород баженовской толщи. При подъеме на поверхность втечение короткого времени они претерпеваютстольсущественныеизменения,чтоневсегдапонятно,естественна ли их трещиноватость или она связана сразгрузкой.

Слово «временное» в названии Методического руководства означает необходимость проведения дополнительных исследований, чтобы окончательно принятьметодикупоподсчетузапасовподвижнойнефтиколлекторовсланцевого типа. Данное методическое руководство предназначено только для подсчета запасов жидких углеводородов, ведь сланцевые породы могут содержать и другие виды углеводородного сырья: битумы, асфальтены и даже не до конца преобразованное органическое вещество – кероген.

Работы по подготовке временного методического руководства по подсчету запасов подвижной нефти трещинных и трещинно-поровых коллекторов сланцевого типа выполнены авторским коллективом по поручению ФБУ «ГКЗ». В работе приняли участие представители научных и производственных организаций: АгафоноваЕ.В., БоркунФ.Я., БратковаВ.Г., БриллиантЛ.С., ВолковВ.А., ГолубМ.В.,ГончаровИ.В.,ГрандоваЕ.В.,ГусевМ.М.,ЕфремоваТ.Л.,КарповВ.А., КузьминЮ.А., КозловИ.В., ЛопатинА.Ю., РевнивыхВ.А., СавранскаяМ.П., ХафизовФ.З., ЧухланцеваЕ.Р., ШандрыгинА.Н., ШиманскийВ.В., ШпильманА.В., ШпуровИ.В. Руководитель авторского коллектива– ШпильманА.В.

2. Общие положения

Для пород сланцевого типа ряд геологических терминов и определений имеет тот же смысл, что и для традиционных (например, свита, пласт). Другие терминыилинеимеютсмысла,илименяютсвойсмыслвзначительнойстепени.

При оценке запасов нефти в коллекторах сланцевого типа достаточно однозначно определяется понятие пласт – толща непроницаемых (низкопроницаемых) пород, обогащенных углеводородами и органическим веществом, ограниченная сверху и снизу небитуминозными породами.

Посколькуобъектомподсчетазапасовдлястандартныхколлекторовявляется залежь или часть залежи, то и в данном методическом руководстве необходимо определиться с понятием объекта подсчета запасов нефти.

Вразрезе вся толщина пласта рассматривается как единый объект подсчёта запасов, несмотря на различие литологии отдельных пропластков и отсутствие гидродинамической связи между ними.

Вплане для залежей в коллекторах сланцевого типа отсутствует характерная для обычных коллекторов граница – внешний контур ВНК, определяющий контур нефтеносности. Во многих случаях нефтеносность пласта может рас-

Временное методическое руководство по подсчету запасов нефти в трещинных и трещинно-поровых коллекторах в отложениях баженовской толщи Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

пространяться на обширные территории, но это не означает, что в любой части этойплощадипластбудетпродуктивен.Обычносуществуютотдельныерайоны, вкоторыхвозможнополучениепритоковнефтиприиспытаниискважини,соответственно, имеется возможность эффективно разрабатывать толщу сланцевых пород. Такие районы в поле нефтеносности отложений сланцевого типа в англоязычных странах получили название «сладкие места» (sweet spots). В данном методическом руководстве предлагается назвать такие районы потенциально продуктивными зонами (ППЗ). Методы дистанционного определения границ таких потенциально продуктивных зон в настоящее время отсутствуют. Предположительно, если такие зоны связаны с повышенной трещиноватостью, они могутбытьвыявленыметодамитрехмернойсейсморазведкипривысокойразрешенности сигнала и использовании специальных методов обработки. На стадии разработки залежей нефти ППЗ определяются непосредственно притоками из пробуренной скважины (скважин). Если добыча не обеспечивает рентабельности,бурениесоседнихскважинпроводитьсянебудет.Инаоборот,еслисоседние скважины дают рентабельные притоки, то они автоматически группируются в ППЗ, и скважины, расположенные рядом с ППЗ, будут пробурены. Это не очень эффективный метод определения ППЗ, но на современном этапе именно он широко применяется на практике для коллекторов сланцевого типа.

Поскольку обычные границы залежи, связанные с флюидным контактом, для залежей в коллекторах сланцевого типа отсутствуют, а определение ППЗ на значительном удалении от скважин малодостоверно, предлагается при подсчете запасов нефти вместо термина «залежь нефти» применять термин «объект подсчёта запасов нефти». При этом границы объекта подсчёта определяются удалённостью от скважины с доказанной нефтеносностью.

Объект подсчёта ограничивается категориями запасов С1 + С2 (В1 + В2) с учетом распространения ППЗ, выделенной по данным дистанционного зондирования или бурения. Важным условием является то, что границы ППЗ образуют внутренние границы объекта подсчёта, т.е. границы объекта подсчёта определяются геометрическим фактором удаленности, и границы ППЗ могут лишь ограничивать эту площадь, а не расширять ее.

Таким образом, объект подсчёта запасов нефти коллекторов сланцевого типа – это часть пласта в плане (участок, зона), содержащая скопление жидких углеводородов, ограниченная удаленностью от скважины, в которой получен промышленный приток нефти, либо отрицательными результатами испытаний в соседних разведочных и эксплуатационных скважинах. В пределах объекта подсчёта запасов нефти коллекторов сланцевого типа на основе дистанционных методов могут выделяться ППЗ.

Сложно определяется понятие «коэффициента пористости» Кп для пород сланцевоготипа.Минералывпородахпелитовыхфракцийобладаютзначительно меньшимиразмерами,чемвпородахтрадиционныхколлекторови,соответственно, размеры пор значительно меньше. При таких размерах пор капиллярные силы

434

435

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

сильнее, и они противодействуют движению флюида, вызванному перепадом давления, и могут перекрывать движение флюида полностью. Дополнительно необходимоучитыватьобъемтрещинвпороде.Трещиныдаютнебольшуюдополнительную пустотность, но взначительной мере способствуют созданию каналов для движения флюидов. Всланцевом типе пород существует и«органическая пористость». Это поры, образующиеся впороде на месте преобразованного внефть исходного органического вещества икерогена. Размеры таких пор крайне невелики,ноонисодержатуглеводородныйфлюидиихнеобходимотакжеучитыватьпри оценке геологических запасов. При подсчете запасов нефти впородах сланцевого типа предлагается использовать более широкий термин пустотность –пустотное пространство породы, заполненное флюидом. В формуле объемного метода под- счетагеологическихзапасовпредлагаетсяприменятьвеличинуКп–коэффициент общей пустотности породы. Это определение пористости как общего пустотного пространства вводится в связи с тем, что на этапе добычи предполагается создание ещё и искусственной проницаемости, поэтому при оценке геологических запасов необходимо оценить весь объем пустотного пространства, состоящего из трещин, каверн ипор, содержащих жидкие УВ всвободном состоянии.

3. Выделение границ категорий запасов и геометризация залежей

Отнесение запасов нефти к категории С1 осуществляется по тем же правилам, что и для залежей со стандартными коллекторами, т.е. запасы нефти можно оценить по категории С1 в некоторой области вокруг скважины с подтверждённой нефтеносностью.

Рис. 3.1. Стандартная схема разбуривания залежей нефти в коллекторах сланцевого типа сеткой эксплуатационных скважин с горизонтальным удлинением ствола

ВсоответствиисКлассификациейзапасовиресурсовнефтиигорючихгазов, расстояние, на котором проводится граница категории С1 от продуктивной скважины, равно двойному расстоянию между эксплуатационными скважинами, в соответствии с проектным документом или по аналогии. Данный показатель

Временное методическое руководство по подсчету запасов нефти в трещинных и трещинно-поровых коллекторах в отложениях баженовской толщи Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

является технологическим и не зависит от выдержанности коллектора и других свойств пласта. На рис 3.1 показана стандартная сетка скважин с параллельными горизонтальными удлинениями ствола длиной 1 км и расстоянием между горизонтальными удлинениями 500 м. Параметр l в этом случае составит 500 м. Недропользователь при подсчёте запасов может принять и другие значения параметра l исходя из проектируемой системы разработки, но не более 500 м.

Рис. 3.2. Схема выделения границы категорий С1, С2 для вертикальной скважины

Границы категории С1 для вертикальной (субвертикальной) скважины определяются в виде квадрата со стороной 4l (при l = 500 м 4l = 2 км) со скважиной в центре (рис. 3.2). С позиции стадийности ГРР это означает, что ближайшую разведочную скважину не имеет смысла размещать на расстоянии ближе 2 км.

Граница категории С2 проводится на расстоянии 4l от границы С1.

Рис. 3.3. Схема определения границ категорий С1, С2 для скважины с горизонтальным удлинением

Граница категории С1, внутри которой расположена скважина с горизонтальным удлинением, представляет прямоугольную область шириной 4l и длиной, равной длине горизонтального удлинения скважины, с учётом интервалов выполненных испытаний в горизонтальном стволе. Категория С2 в этом случае определяется контуром в виде прямоугольника шириной 12l, в центре которого

436

437

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

параллельно располагается прямоугольная граница категории С1 шириной 4l

(рис. 3.3).

Если расстояние между продуктивными скважинами менее 6l, контуры С1 объединяются.

Термин «подтвержденная нефтеносность» следует понимать как получение промышленного притока нефти. Для объектов подсчёта запасов нефти в коллекторах сланцевого типа, если пробурена вертикальная (субвертикальная) поисковая скважина, к промышленному притоку нефти предлагается относить дебиты не менее 1 т/ сут при испытании в колонне.

Если пробурена вертикальная скважина, в которой выполнен ГРП в коллекторах сланцевого типа, требования к дебиту скважины увеличиваются. Дебит нефти в таком случае должен составлять не менее 5 т/ сут.

Если пробурена одиночная эксплуатационная скважина c горизонтальным удлинением длиной не менее 500 м, в которой проведен либо не проведен множественный гидравлический разрыв пласта, необходимо произвести расчет с выполнением прогноза добычи нефти, показывающий, что при существующей цене на нефть и заданной характеристике падения дебитов в течение 5 лет затраты на скважину окупаются с учётом дисконтирования.

Если в пределах контура объекта подсчёта запасов пробурена скважина с горизонтальным удлинением ствола, не давшая промышленный приток нефти, то граница объекта подсчёта запасов проводится по середине расстояния между скважиной, давшей промышленный приток нефти, и непродуктивной скважиной (скважинами), но не ближе расстояния 0,5l до продуктивной скважины. Запасы за пределами нового контура списываются (рис. 3.4).

Рис. 3.4. Схема списания запасов категорий С1, С2 при отрицательном результате испытания скважины с горизонтальным удлинением ствола

Аналогично производится изменение границ и списание запасов для вертикальных (субвертикальных) скважин при бурении непродуктивной вертикальной (субвертикальной) скважины. Если непродуктивная вертикальная (субвертикальная) скважина пробурена в поле категории С2, то на середине расстояния между продуктивной и непродуктивной скважиной, но не ближе

Временное методическое руководство по подсчету запасов нефти в трещинных и трещинно-поровых коллекторах в отложениях баженовской толщи Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

расстояния 0,5l от продуктивной скважины, проводится граница до контуров области С1, за пределами которой запасы С1 списываются. Списание запасов С2 производится в области, границы которой определяются продолжением границ категории С1 (рис. 3.5).

Аналогичным образом определяют границы категорий запасов если непродуктивная скважина пробурена в категории С1, при этом граница категории С1 проводится строго посередине между продуктивной и непродуктивной скважиной.

Рис. 3.5. Схема списания запасов при отрицательном результате испытания вертикальной скважины, пробуренной в категории С2

Рис. 3.6. Ограничение границ ППЗ на основании результатов геологогеофизических или геохимических исследований

438

439

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Временное методическое руководство по подсчету запасов нефти в трещинных и трещинно-поровых коллекторах в отложениях баженовской толщи Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

Еслипогеолого-геофизическим,геохимическимилидругим,исследованиям выделены потенциально продуктивные зоны (ППЗ), то они могут ограничить границы категорий оцениваемых запасов (рис. 3.6).

Если вновь пробуренная скважина в пределах ППЗ непродуктивна, то ППЗ полностью снимется как неподтвержденная по результатам бурения и испытания. Геометрические границы категорий запасов сохраняются.

После утверждения проектного документа (технологической схемы разработки),запасыкатегорииС1 переводятсявкатегориюВ1,запасыС2 – вкатегорию В2. При выделении границы области, в которой запасы оценены по категории А, откладывается расстояние 0,5l от добывающей скважины с горизонтальным удлинением, вскрывающей залежь с запасами С1, и расстояние 1,5l от границы категории А, если запасы относятся к категории B1, а также удалением 4l от границы категории В1 – если запасы относятся к категории B2 (рис. 3.7). При этом необходимыми условиями являются отсутствие тех или иных ограничений перспективности пласта геологического или геохимического характера, определяющих зоны, в которых эксплуатационное бурение не планируется или требуется проведение дополнительных разведочных работ.

где QH – геологические запасы нефти, тыс. т,

F – площадь залежи или части залежи, тыс. м2, hн – нефтенасыщенная толщина, м,

Кп – коэффициент общей пустотности, д.ед., Kн – коэффициент нефтенасыщенности, д.ед., θ – пересчетный коэффициент, д. ед., ρ – плотность нефти, т/м3.

Производится оценка объема породы, содержащей нефть, объема порового пространства, уточняется состав флюида (из общего объема флюида вычитается объем остаточной воды), объем нефти пересчитывается с учетом плотности нефти и пересчетного коэффициента для учета изменения объема нефти после подъема ее на поверхность, производится пересчет единиц измерения из м3 в тонны. Однако применение объемного метода для подсчета начальных геологических запасов сланцевой нефти требует внесения ряда уточнений и дополнений, которые показаны ниже в соответствующих разделах.

Кроме того, существуют некоторые дополнительные геологические факторы, влияющие на нефтеносность сланцевых коллекторов, но не учитываемые

вформуле объемного метода, например:

–наличие АВПД – часто встречающегося фактора в коллекторах сланцевого типа,

–степень катагенетической преобразованности органического вещества,

–современные температуры и палеотемпературы в пласте,

–механические свойства пласта (хрупкость, способность к трещинообразованию),

–наличие естественной трещиноватости, микротрещиноватости, создающих систему проводящих каналов в низкопроницаемой среде,

–существование проницаемых прослоев коллекторов в низкопроницаемой среде, которые могут обеспечить фильтрацию флюида до добывающей скважины и значительно увеличить притоки.

Влияние этих факторов на объемы нефти в пласте будут рассмотрены далее.

Рис. 3.7. Схема определения границ категорий А, B1, B2

4. Объемный метод подсчета запасов нефти применительно к коллекторам сланцевого типа

Объемный метод широко применяется в подсчёте запасов нефти. С целью подсчета запасов нефти коллекторов сланцевого типа формула объёмного метода сохраняет свой вид:

QH = F·hн·Кп·Kн·θ·ρ,

4.1. Определение площади нефтеносности

В сланцевых нефтесодержащих породах не существует флюидных контактов (ВНК, ГНК), соответственно, не существует и переходных зон (ГНЗ, ВНЗ). Существует лишь пласт с единой чисто нефтяной зоной (ЧНЗ). Площадь нефтеносностиопределяетсятолькодоказанностьюналичияфлюидаивозможностью его извлечения.

Границы объекта подсчета запасов нефти определяются границами категорий С1 + С2 (А + В1 + В2), которые в свою очередь определяются удалённостью от скважин, давших приток нефти. Кроме того, для уточнения границ объекта могут выделяться потенциально продуктивные зоны (ППЗ).

Могут применяться следующие методы для определения границ ППЗ:

440

441