- •1. Нефть и ее свойства.
- •3.Требования к комплексному изучению месторождения
- •18 19Понятие о зпасах и ресурсах
- •7.Иерархические уровни прогноза нГн объектов, геоструктурных сооружений
- •12. Этапы и стадии геологоразведочных работ
- •16. Категория д2 и усл отнесения к ней ресурсов
- •17. Дифференциация запасов нефти и газа
- •8. Суммарные ресурсы н и г
- •6. Классификация залежей по размерам запасов и сложности строения
- •13.Категория а и в и усл отнесения к ним запасов н и г
- •20 Подсчетные планы
- •14 Категория с2 и усл отнесения к ней запасов
- •16 Категория д1 и усл отнесения ресурсов
- •14. Перевод запасов в более высокие категории в процессе разработки залежи.
- •16 Группы запасов н и г
- •17 Критерии изученности запасов и обоснованности ресурсов
- •14.Категория с1 и усл отнесения запасов
- •9.Основные задачи изучения нгн объектов
- •Региональный этап
- •Стадия прогнозирования нефтегазоносности
- •. Стадия оценки зон нефтегазонакопления
- •Поисковый этап
- •. Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения
- •. Стадия поиска месторождений (залежей)
- •Разведочный этап
- •Стадия оценки месторождений (залежей)
- •. Стадия подготовки месторождений (залежей) к разработке
- •15 Перспективные ресурсы с3
- •22. Подсчет извлекаемых запасов нефти на залежах, подготовленных к разработке (многомерные модели).
- •23 Определение кондиционных пределов параметров продуктивных пластов и их учет.
- •24.Подсчет запасов газа, растворенного в нефти. Подсчет запасов этана, пропана и бутанов.
- •24 Подсчет запасов газа, растворенного в нефти Подсчет запасов этана, пропана и бутанов
- •25.Определения барического и термического коэффициентов при подсчете запасов свободного газа.
- •27. Особенности подсчета запасов нефти и газа объемным методом в газонефтяных залежах.
- •26,28. Построение карт нефтенасыщенных толщин и расчет объемов и подсчет запасов в литологически ограниченных залежах.
- •29. Подсчет запасов свободного газа методом падения пластового давления.
- •30. Подсчет извл запасов на позд стадии разраб. Водонапорный режим.
- •31Понятие о гидродинамических методах определения коэффициента извлечения нефти
- •32 Методы оценки перспективных ресурсов
- •33 И 40 Подсчет запасов нефти и газа объемным метолом в стратиграфически ограниченных залежах, расчет объемов
- •34 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом в сложных коллекторах
- •35 Подсчет запасов нефти методом материального баланса. Теоретическая основа метода и условия его применения
- •36 Подсчет запасов конденсата в газоконденсатных залежах.
- •38 Построение карт нефгенасышенных толщин и расчет объемов в пластовых и массивных залежах.
- •39 Методы геометризации продуктивных пластов и залежей у/в
- •41. Подсчет запасов нефти и газа объемным методом в пластовых сводовых и массивных залежах.
- •42. Подсчет извлекаемых запасов нефти в поздней стадии разработки на залежах, разрабатываемых на водонапорных режимах
- •41. Расчет объемов нефтенасыщенных пород в тектонически экранированных залежах.
- •42. Подсчет извлекаемых запасов на ранних стадиях геологоразведочных работ.
- •43. Подготовка эталонных оценочных участков.
- •44. Оценка прогнозных ресурсов. Метод удельных плотностей ресурсов.
- •45. Оценка прогнозных ресурсов. Метод количественных геологических аналогий с использованием регрессионного анализа.
- •46. Оценка прогнозных ресурсов. Историко-статистический метод.
- •49. Перевод запасов в более высокие категории в процессе разработки залежи.
- •48. Подсчет запасов нефти и свободного газа объемным методом.
1. Нефть и ее свойства.
Нефть — природная маслянистая горючая жидкость, состоящая из сложной смеси углеводородов и некоторых других органических соединений. По цвету нефть бывает красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть, имеет специфический запах, распространена в осадочных породах Земли. Сегодня нефть является одним из важнейших для человечества полезных ископаемых.
Физические свойства Нефть — жидкость от светло-коричневого (почти бесцветная) до тёмно-бурого (почти чёрного) цвета (хотя бывают образцы даже изумрудно-зелёной нефти). Средняя молекулярная масса 220—300 г/моль (редко 450—470). Плотность 0,65—1,05 (обычно 0,82—0,95) г/см³; нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой, 0,831—0,860 — средней, выше 0,860 — тяжёлой. Плотность нефти, как и других углеводородов, сильно зависит от температуры и давления. Она содержит большое число разных органических веществ и поэтому характеризуется не температурой кипения, а температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно >28 °C, реже ≥100 °C в случае тяжёлых не́фтей) и фракционным составом — выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом в определённых температурных пределах, как правило до 450—500 °C (выкипает ~ 80 % объёма пробы), реже 560—580 °C (90—95 %).
Химические состава Нефть представляет собой смесь около 1000 индивидуальных веществ, из которых большая часть — жидкие углеводороды (> 500 веществ или обычно 80—90 % по массе) и гетероатомные органические соединения (4—5 %), преимущественно сернистые (около 250 веществ), азотистые (> 30 веществ) и кислородные (около 85 веществ), а также металлоорганические соединения (в основном ванадиевые и никелевые); остальные компоненты — растворённые углеводородные газы (C1-C4, от десятых долей до 4 %), вода (от следов до 10 %), минеральные соли (главным образом хлориды, 0,1—4000 мг/л и более), растворы солей органических кислот и др., механические примеси (частицы глины, песка, известняка).
3.Требования к комплексному изучению месторождения
Рациональное использование природных ресурсов основывается на комплексной оценке месторождений и в значительной мере определяется вовлечением в промышленное освоение наряду с основными попутных ископаемых и содержащихся в них компонентов, что способствует повышению экономического потенциала месторождений, созданию безотходной и малоотходной технологии, разработке эффективных мероприятий по охране окружающей среды.
На нефтяных и газовых месторождениях к основным полезным ископаемым относятся нефть и горючие газы. В соответствии с Требованиями к комплексному изучению месторождений] к попутным полезным ископаемым относятся минеральные комплексы (горные породы, руды, подземные воды, рассолы), добыча которых при разработке основного полезного ископаемого и использование в народном хозяйстве являются экономически целесообразными. К попутным полезным компонентам относятся заключенные в полезных ископаемых минералы, металлы и другие химические элементы и их соединения, целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами.
В зависимости от формы нахождения, связи с основными для данного месторождения полезными ископаемыми и с учетом требований, предъявляемых промышленностью к условиям их разработки, попутные полезные ископаемые и компоненты разделяются на три группы.
I группа — попутные полезные ископаемые, образующие самостоятельные пласты, залежи или другие рудные тела в породах, вмещающих основное полезное ископаемое. Применительно к нефтяным и газовым месторождениям—это подземные воды продуктивных пластов или водоносных горизонтов, содержащие повышенные концентрации иода, брома, бора, соединений магния, калия, лития, рубидия, стронция и других компонентов, а также подземные воды, пригодные для бальнеологических, теплоэнергетических и иных целей. В этом случае для обоснования целесообразности проведения специальных геологоразведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и установления возможности использования их для извлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд определяются химический состав подземных вод, содержание микроэлементов, температура, дебиты и другие показатели.
II группа — компоненты, заключенные в полезном ископаемом и выделяемые при его добыче (сепарации) в самостоятельные продукты. В нефтяных залежах — это растворенный (попутный) газ, а в газоконденсатных — конденсат.
III группа—попутные полезные компоненты, присутствующие в составе основного полезного ископаемого и выделяемые лишь при его переработке. На многих месторождениях нефти и битумов такими компонентами могут быть сера (в форме различных сернистых соединений), ванадий, титан, никель и др. Свободный и растворенный газы содержат этан, пропан, бутан, могут содержать сероводород, гелий, аргон, углекислый газ, иногда ртуть. В подземных водах месторождений нефти и газа могут присутствовать иод и бром, соединения различных металлов, также относимые к полезным компонентам III группы.
Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, производится по каждой залежи раздельно и месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений. Перспективные ресурсы подсчитываются и
учитываются, а прогнозные ресурсы оцениваются раздельно по нефти, газу и конденсату, а также по содержащимся в них компонентам.
Подсчет, учет запасов и перспективных ресурсов и оценка прогнозных ресурсов производятся при условиях, приведенных к стандартным (0,1 МПа при 20е С).
Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы оцениваются в единицах массы; запасы месторождений и перспективные ресурсы горючих газов, гелия и аргона подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы газа оцениваются в единицах объема.
Оценка качества нефти, газа и конденсата производится в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов и технических условий с учетом технологии добычи и переработки, обеспечивающей их комплексное использование.