14.2. Геологічний контроль

ЗА РОЗРОБКОЮ ПОКЛАДІВ ВУГЛЕВОДНІВ

У процесі розробки нафтових і газових родовищ проводять детальний контроль за зміною всіх геолого-промислових параметрів, що характеризують поклад вуглеводнів. Контроль здійснюють геологічна і тех­нічна служби нафтогазового промислу, одержані дані в загальному стані регулярно подають у вищі виробничі установи. Основні параметри, зміну яких контролюють, такі: відсотковий вміст води в одержуваній продукції; газовий фактор, якщо експлуатується нафтовий поклад; пластові тиски; видобуток експлуатаційних свердловин; характер просування зовнішнього і внутрішнього контурів нафтоносності (газоносності), контактів нафта—во­да, газ—нафта, газ—вода тощо).

З падінням пластового тиску в нафтовому покладі, що працює на ре­жимі розчиненого газу, із нафти по площі нафтоносності може виділятися розчинений в ній газ із втратою природної енергії пласта, а також можуть відбуватися інші небажані явища.

Контроль за розробкою покладів з метою запобігання формуванню язиків обводнення і ціликів нафти чи газу. Його здійснюють для своєчасного запо­бігання формуванню водяних язиків (язиків обводнення), а також водяних конусів (конусів обводнення) і газових конусів під час експлуатації газових покладів масивного типу, що підстилаються підошовними водами. Язики обводнення формуються за підвищеного відбору нафти із покладів на їх периферійних ділянках, які працюють на водонапірних режимах (особливо, якщо ці режими ефективні).

В цьому випадку особливу увагу приділяють відсотковому вмісту води в нафті, що добувається із експлуатаційних свердловин, які розташовані вздовж контурів нафтоносності (якщо поклад газовий, то газоносності). Якщо в отриманій продукції катастрофічно зростає відсотковий вміст води, то це означає, що в напрямку свердловини розпочалось підтягування води з-за контуру нафтоносності чи газоносності. Контур нафтоносності (газо­носності) на ділянці такої свердловини (або декількох свердловин) викрив­люється і набуває форми язика. Тому це явище і одержало назву формуван­ня водяного язика, або язика обводнення. Якщо аналогічний процес форму­вання водяного язика відбувається і на сусідніх ділянках покладу, то із збільшенням розміру ці язики можуть з'єднуватись у межах площ нафто­носності (газоносності), а між ними залишаються так звані цілики неви-робленої нафти чи газу (рис. 14.1).

Це явище дуже небажане, тому що, як правило, в ціликах нафти (чи газу) іноді залишаються достатньо значні запаси вуглеводнів, але щоб ви­снажити їх, слід бурити додаткові експлуатаційні свердловини, що еконо­мічно невигідно: собівартість 1 т видобутої нафти із родовища дуже зростає (те саме стосується і розробки газових покладів).

Для того щоб запобігти формуванню нафтових або газових язиків і ціликів вуглеводнів, потрібно своєчасно зменшувати відбір продукції з експлуатаційних свердловин, які розташовані на ділянках, де контур нафто-

носності чи газоносності рухається нерівномірно. Іноді в таких свердлови­нах взагалі припиняють видобуток вуглеводнів для того, щоб вирівняти контур нафтоносності (газоносності) і забезпечити у майбутньому його рів­номірний рух у продуктивному пласті у міру одночасного обводнення екс­плуатаційних свердловин, що розташовані вздовж цього контуру.

Контроль за розробкою покладів з метою запобігання конусів обводнення. В процесі експлуатації покладів масивного типу, які підстилаються підо­шовною водою (внаслідок цього їх називають водоплаваючими), вибій видо­бувних свердловин здебільшого має знаходитися вище поверхні водонаф-тового (водогазового) контакту на 50 м і більше (це залежить від висоти покладу). Із завищенням установлених норм відбору продукції з видобув­них свердловин підошовна вода може підтягуватися до вибою свердловини, в результаті чого формуються водяні конуси на ділянках привибійних зон свердловин, або конуси обводнення (рис. 14.2).

Формування водяних конусів пов'язане переважно зі зміною у при­вибійних зонах експлуатаційних свердловин співвідношення фазових про­никностей колекторів, тобто у міру проникнення води в колектор його фа­зова проникність для води збільшується, а для нафти зменшується. Настає момент, коли в свердловину починає надходити тільки вода, тому що фа­зова проникність нафти дорівнює нулю.

Для запобігання формуванню водяних конусів відбір продукції з видо­бувних свердловин треба здійснювати згідно з установленими нормами.

Слід ретельно спостерігати за зміною відсоткового вмісту води в продук­ції експлуатаційних свердловин. Якщо водяні конуси вже сформувались, то робота видобувної свердловини зупиняється на тривалий час для очікування, доки підошовна вода відійде від вибоїв експлуатаційних свердловин. У процесі експлуатації нафтових покладів з газовою шапкою, тобто на газонапірному режимі, бувають випадки, коли газонафтовий контакт викривлюється на ді­лянках експлуатаційних свердловин і формуються газові конуси (рис. 14.3).

Потрібно акцентувати увагу на тому, що коли на покладах вуглеводнів (особливо нафти) експлуатаційні свердловини розташовані на малих відста­нях одна від одної, а колектор природного резервуара, в якому знаходиться

поклад вуглеводнів, відзначається високою проникністю, видобувні свердло­вини починають взаємодіяти між собою. Якщо підвищити дебіт в одній свердловині, то в сусідній видобувній свердловині дебіт може зменшитись. Таке явище називають інтерференцією видобувних свердловин — взаємодіють тиски так званих воронок депресій у привибійних зонах експлуатаційних свердловин. Геологічна служба повинна контролювати регулювання норм відбору продукції, щоби тиски в депресійних воронках значно не відрізняли­ся між собою. Це потрібно для забезпечення рівномірного руху водонафто-вого (водогазового) контакту під час експлуатації покладу вуглеводнів.

Геолого-промисловий аналіз здійснюваної системи розробки. В процесі експлуатації покладу важливим завданням є аналіз стану пласта з метою своєчасного вдосконалення застосовуваної системи розробки.

Стан пласта наочно показують на плані-діаграмі розробки, який скла­дають наприкінці кожного місяця. План-діаграма — це структурна карта, на якій в умовних позначеннях наносять такі характеристики свердловини:

• дають чисту нафту;

• вибувають з експлуатації внаслідок обводнення;

• вибувають з експлуатації внаслідок переходу на газ;

• виявилися непродуктивними в процесі випробовування внаслідок погіршення колекторних властивостей в певній частині пласта або потра­ пили за контур нафтоносності.

Ретельно спостерігають за зміною пластового тиску під час відбору з пласта нафти, газу і води, а також закачування води. Будують графік ди­намічної зміни параметрів пласта, на якому наочно відображується процес розробки (рис. 14.4). Графік динаміки параметрів пласта дає змогу наочно уявити зміни показників експлуатації покладу та їх взаємовідношення.

Під час аналізу розробки покладу велике значення має вияснення ди­намічної зміни взаємозв'язку параметрів пласта в умовах штучного впливу на пласт методом обводнення. Слід зауважити, що в родовищі можливі та­кож перетоки рідини з одного об'єкта в інший. Надходження в експлуа­таційний об'єкт рідини з іншого пласта змінює режим роботи об'єкта і то­му в разі постійних спостережень за поводженням пласта це одразу можна виявити на графіку динаміки параметрів пласта у міру його експлуатації.

Невраховування перетоків рідини з одного об'єкта в інший може при­звести до помилкового висновку щодо результатів впливу на пласт робочими агентами, що закачують у нього в процесі застосування методів інтенсифіка­ції видобутку або вторинних методів розробки. Це може спричинити перед­часне обводнення свердловини або в усьому покладі, особливо якщо в пласт штучно закачують воду для підтримки в ньому пластового тиску.

Під час здійснення заходів щодо впливу на пласт основним фактором, який визначає їх ефективність, є підрахунок додатково отриманої нафти.

Збільшення видобутку нафти із впливом на пласт відображують на графіку, на якому порівнюються теоретична і фактична криві продуктив­ності пласта (рис. 14.5). У разі застосування методів підтримки пластового тиску слід підтримувати баланс (рівність) відбору рідини із пласта і закачу­вання в пласт. Цей баланс визначають за коефіцієнтом закачування води (Лф), під яким розуміють відношення об'єму води, що закачують, до об'єму рідини, що відбирають із свердловини.

Головним критерієм ефективності системи розробки, що застосовуєть­ся, є коефіцієнт загальної нафтовіддачі, який слід ретельно оцінювати по обводнених ділянках покладу аж до буріння в них спеціальних оцінних свердловин для вияснення кількості залишкової нафти.

14.3. ПОШУКОВО-РОЗВІДУВАЛЬНІ РОБОТИ НА ПРОМИСЛОВИХ ПЛОЩАХ

За труднощами досягнення головної мети — відкриття наф­тогазоносного покладу — в минулому розрізняли так звані правильні і непра­вильні поклади нафти або газу. До правильних належать усі більш-менш знач­ні пластові та масивні поклади, до неправильних — рукавоподібні, лінзоподіб­ні, які приурочені до верхніх ділянок масивних соляних куполів, підкозиркові, стратиграфічно екрановані. Проте ці терміни широкого застосування не одер­жали. Нині замість термінів "правильні" і "неправильні" поклади застосову­ють терміни "традиційні" і "нетрадиційні" поклади нафти і газу.

За статистичними даними, при пошуках і розвідці "традиційних" наф­тогазових покладів зі 100 пробурених свердловин 10 бувають з непромисло-вими дебітами нафти і газу або вони зовсім відсутні, а 90 свердловин дають промислові дебіти. При пошуках і розвідці "нетрадиційних" покладів зі 100 свердловин дають промислову продукцію лише 30, у 70 свердловинах про­дукція або відсутня, або не має промислового значення.

Існують різні методики розміщення пошуково-розвідувальних свердло­вин на "традиційних" і "нетрадиційних" покладах.

Розвідувальні роботи глибоким бурінням на промислових площах да­ють змогу вирішувати два основні завдання:

• дорозвідку нафтового родовища в цілому з охопленням усіх нафтових горизонтів, що беруть участь у його будові, в тому числі залягаючих нижче розкритих і розроблених горизонтів;

• дорозвідку та оконтурення горизонтів нафти і газу, які вже розроб­ ляють, в окремих блоках і на окремих ділянках.

Свердловини, що закладені для виконання першого завдання, пере­важно мають визначити, чи є в розрізі родовища нові горизонти, що заля­гають нижче уже відомих.

Розвідка нафтових горизонтів, що залягають нижче експлуатаційних об'єк­тів. Проведення розвідувальних робіт глибоким бурінням з метою з'ясування наявності передбачуваних нафтоносних горизонтів, що залягають нижче експ­луатаційних, залежить передусім від загальних геологічних умов нафтогазо­носної області, вивченості її геологічного розрізу й оцінки її перспектив.

Основне значення має ступінь геологічної вивченості району. Досить високим ступенем вивченості відзначаються, наприклад, розвідувальні ро­боти на Апшеронському півострові (Азербайджан). Інша річ, коли роботи ведуться в районах, де про наявність нафтоносних горизонтів, що заляга­ють нижче тих, які експлуатуються, можна робити висновки лише за ана­логією геологічної будови і нафтогазоносності сусідніх районів або, того гірше, на основі загальних геологічних міркувань і припущень. Так, якщо розвідувальні роботи ведуться в різних умовах (як на розроблюваних пло­щах, так і на нових), то ступінь імовірності виявлення горизонтів теж різна. Тому кількість розвідувальних свердловин і обсяг капіталовкладень, потрібних для дорозвідки окремої площі або району, залежать від обсягу проведених у них геологічних і геофізичних досліджень.

Якщо розвідувальні свердловини бурять на площах, шо експлуатують­ся, то рекомендується проводити їх на глибший і найбагатший, за передба-

чуваною оцінкою, горизонт. Інакше кажучи, дорозвідку на промислових площах треба будувати за системою знизу—вгору. Промислову оцінку всіх розкритих горизонтів, що розміщуються вище за проектний, варто встанов­лювати обов'язково за принципом "повернення".

Прикладом застосування зазначеної системи може бути дорозвідка нижнього відділу продуктивної товщі нафтових родовищ Калу, Сурахани та інших на Апшеронському півострові (Азербайджан). У нижньому відділі продуктивної товщі нафтові об'єкти вже давно були виявлені і знаходяться в розробці на родовищі Балахано-Сабунчино-Романинському. Тому розві­дувальні свердловини на зазначених родовищах закладали послідовно на глибші горизонти нижнього відділу продуктивної товщі з упевненістю, що на площах Калу, Сурахани та інших вони також будуть встановлені.

Інша річ, коли розвідувальні свердловини закладають на ділянках, про передбачувану нафтоносність яких можна робити висновки лише за загаль­ними геологічними міркуваннями. Тоді для вивчення розрізу і встановлен­ня наявності нафтогазоносних пластів слід бурити обмежену кількість по­шукових свердловин. У таких свердловинах для повного вивчення розрізу поряд з комплексом непрямих методів треба проводити дослідження почи­наючи з певних глибин, а також суцільний відбір керна при бурінні пара­метричних свердловин.

Кількість розвідувальних свердловин та їх розміщення дозволяється визначати індивідуально щодо конкретного родовища. Вирішальними фак­торами при цьому є площа родовища, типи і форми покладів, необхідна кількість фондів свердловин-точок для подальшого експлуатаційного бу­ріння.

Розмір досліджуваної площі істотно впливає на кількість пошукових і розвідувальних свердловин. Якщо площа велика, то свердловин потрібно більше.

За формою покладів визначають систему і порядок розміщення розві­дувальних свердловин на поверхні. Так, для пасток, які пов'язані з ви-клинюванням пластів або з лінзами покладів, приурочених до монокліна-лей, потрібно менше свердловин, ніж для покладів на великих антиклі­нальних складках. І нарешті, на кількість розвідувальних свердловин іс­тотний вплив має наявність підготовлених для експлуатаційного буріння свердловино-точок. Зокрема, якщо промисел уже забезпечений експлуа­таційними свердловинами, кількість розвідувальних свердловин беруть мінімальною.

Оконтурення нафтогазоносних горизонтів. Перед свердловинами, що оконтурюють поклади нафти (газу), поставлено завдання точного визна­чення розташування контурів нафтоносності в процесі промислової роз­відки або дорозвідки нафтових пластів, які знаходяться дуже часто вже в розробці. Слід зазначити, що нерідко ці свердловини можуть виявити нафтоносність (газоносність) окремих ділянок, відділених від основного нафтового або газового покладу в результаті тектонічних порушень чи лі­тологічних змін порід.

Із викладеного випливає, що розвідка нафтоносних горизонтів, що частково знаходяться в розробці, буває двох типів:

• з метою визначення місця положення нових точок для експлуатацій­ них свердловин всередині контурів нафтогазоносності, що уточнюються;

• для з'ясування нафтогазоносності (газоносності) окремих тектоніч­ них блоків чи ділянок, відособлених у результаті літологічної мінливості порід.

Поклади нафти (газу) на окремих ділянках здебільшого приурочені до скидових і подібних до них блоків. Деякі поклади стратиграфічно і літоло­гічно обмежених типів витягнуті порівняно вузькими смугами вздовж про­стягання пластів. Такі поклади оконтурюють за профільною системою по­слідовним бурінням по лініях поперечних профілів щодо простягання пластів порід від свердловин, що вже дали нафту з пласта, до ділянок, де нафтоносність (газоносність) ще не встановлена. Інакше кажучи, роботи проводять за принципом "від відомого до невідомого" в напрямку точок, в яких заплановано буріння свердловин. Для оконтурення покладів нафти, приурочених до антиклінальних структур, можна розташовувати розвіду­вальні свердловини вниз по падінню від ділянки пласта, що розробляється, на крила складки, тобто будувати розвідку за кільцевою системою по­слідовним нарощуванням нових кілець розвідувальних свердловин на тій чи іншій відстані від ділянки продуктивного пласта, що розробляється.

Існують родовища, де нафта знаходиться у стратиграфічно чи літоло­гічно обмежених пастках, що мають форму заток, рукавів (наприклад, у Майкопському районі, Росія). У таких випадках нафтоносні пласти викли­нюються як вгору по підняттю пласта, так і за простяганням. Якщо вияв­лений промисловий характер покладу, свердловини проводять поперек простягання пласта для визначення площі нафтоносності кожної затоки або рукава місцезнаходження контуру водоносності.

У тих родовищах, де нафтові пласти відрізняються великою мінливістю літологічного складу і товщиною, розвідувальні свердловини, що оконту­рюють поклад, варто закладати на невеликій відстані одна від одної.

Досвід показує, якщо площа поширення нафтоносного горизонту ве­лика, то розвідувальні роботи поділяють на два етапи. На першому визна­чають загальні розміри покладів нафтоносного горизонту і оцінюють запа­си нафти в першому наближенні. Розвідувальні свердловини задають на великій відстані одна від одної.

Після з'ясування площі покладу нафти, початку її розробки беруться до прибудування майбутніх промислових приміщень. Одночасно продовжу­ють другий етап розвідки, тобто дорозвідку родовища для встановлення точного місцеположення контурів нафтогазоносності (зовнішнього і внут­рішнього), в чому і є суть дорозвідки покладу на вже промисловій площі: розвідувальні свердловини бурять у проміжках між раніше пробуреними з метою уточнення місця розміщення контурів нафтоносності і з'ясування товщини, колекторних властивостей і нафтонасиченості пласта.

Слід зазначити, що розвідувальні свердловини, які оконтурюють по­клад, мають встановити контури як нафтоносності, так і газонасиченості пласта за наявності газової шапки.

Дорозвідку окремих, тектонічно відособлених блоків чи ділянок, відді­лених від основної частини нафтового пласта в результаті літологічної мін-

ливості пластів, можна успішно провести лише тоді, коли ділянка доситі добре вивчена у геологічному відношенні та встановлені закономірност розподілу і характеру тектонічних порушень, літологічної мінливості й тов щини продуктивного горизонту та інших його характеристик.

Для розвідки та оконтурення нафтових і газових покладів, що заляга ють нижче нафтогазоносних пластів, які вже експлуатують, застосовуюті звичайну методику розташування пошукових і розвідувальних свердловш по профілях поперек і уздовж простягання антиклінальної структури. Обо в'язково дотримуються того, щоб свердловини розкривали покрівлю пла ста, який розвідують на різних гіпсометричних позначках, як це наведеш на рис. 14.6. Зазвичай починають з буріння чотирьох пошукових свердло вин. Першу свердловину закладають у склепінній або присклепінній час тині антикліналі. З отриманням промислового припливу нафти або газ; пошуковий етап закінчується і решту свердловин переводять до категорі розвідувальних. Бурять заплановані свердловини на крилах і перикліналя; складки. Мета пошуків і розвідки — встановлення контурів нафтогазонос ності покладу (зовнішнього і внутрішнього), для чого на крилах і периклі налях бурять додаткові розвідувальні свердловини.

Якщо нафтовий (газовий) пласт на промисловій площі, що залягає ниж че тих пластів, які експлуатують, приурочений до антикліналі неправильно форми, структурного носа або геміантикліналі і розташовувати перші по шукові свердловини по поперечному і поздовжньому профілях важко, тод їх місцеположення на структурі в кожному конкретному випадку вирішу ють окремо, але обов'язково дотримуються правила, щоб заплановані сверд ловини розкрили покрівлю пласта на різних гіпсометричних позначках Після відкриття промислових покладів нафти або газу розвідувальні сверд ловини розташовують так, щоб можна було встановити положення кон турів нафтоносності (газоносності) і трасування екранувальних тектонічни: порушень, тобто межі та розмір покладу за найменшої кількості розвіду вальних свердловин.

Для проектування дорозвідки родовища в нижчезалягаючих горизонта: складають геологічну документацію, яка містить:

• структурну карту покрівлі продуктивного пласта, побудовану за ме тодом сходження або іншим залежно від даних, які має геологічна служб; (на час складання проекту); проектні геологічні профілі (поперечний і по здовжній) з нанесеними вже пробуреними розвідувальними, експлуатацій ними і проектними свердловинами;

• загальну характеристику (у вигляді стислого опису) місцеположення контурів нафтогазоносності, при цьому зазначають, до яких ізогіпс структурної карти приуро-

Рис. 14.6. План розташування пошуково-розвідуваль­них свердловин:

/ — лінії профільних розрізів; 2 — пошуково-розвідувальна свердловина та її номер; 3 — ізогіпси

чені контури нафтогазоносності (газоносності); каротажні діаграми з суттє­вих сусідніх площ, що розкрили аналогічні відклади, які розвідуються, з нанесенням даних щодо випробування перспективних на нафту і газ інтер­валів; карти і профілі, побудовані за даними сейсморозвідки і польових до­сліджень площі;

• топографічний план ділянки, де передбачається закладка розвідуваль­ них свердловин, на якому мають бути нанесені всі промислові будівлі і споруди, дороги тощо;

• проектні геологічні розрізи розвідувальних свердловин з описом літо­ логії порід, що розкриваються, можливих ускладнень, проектних горизон­ тів; зазначають дату початку і закінчення робіт, передбачуваний спосіб ек­ сплуатації, а також потрібне устаткування для буріння і початку експлуа­ тації, економічні висновки рентабельності робіт.

Дорозвідка окремих блоків промислових площ. У виборі точки закладан­ня пошуково-розвідувальної свердловини в окремому блоці родовища ке­руються основним положенням нафтогазової геології, згідно з яким газ, нафта і вода за умови спільного залягання в одному продуктивному пласті розміщуються відповідно до їх густини. Тому першу свердловину завжди закладають у центрі блока в найвищій його частині або очікуваного покла­ду в разі моноклінального залягання пластів порід.

При розвідці покладів на окремих антиклінальних складках незалежно від розташування експлуатаційних свердловин, що пробурені в склепінні складки, вирішують питання, чи потрібне буріння ще декількох свердловин для пошуків літологічно і стратиграфічно екранованих покладів, що мо­жуть утворитися безпосередньо на крилах і перикліналях структури.

Для обгрунтування необхідності проведення пошуково-розвідувальних робіт на окремих ділянках промислових площ, тобто для їх дорозвідки з метою приросту запасів вуглеводнів, геологічна служба готує документи для подання у вищі геологорозвідувальні установи:

• структурну карту покрівлі продуктивного пласта з ілюстрацією окремих, ще не розвіданих ділянок (тектонічних блоків, частин пласта, де передбачається поліпшення його колекторних властивостей тощо); на карті показують розташування вже пробурених свердловин усіх категорій (по­ шукових, розвідувальних, експлуатаційних) і зазначають проектні сверд­ ловини;

• геологічні профілі із зазначеними проектними свердловинами на про­ філях, результати польових геофізичних досліджень (переважно сейсміч­ них), розріз проектних свердловин з їх глибиною, проектний горизонт;

• геологічний розріз першої (зазвичай типової) свердловини із зазначен­ ням усіх геолого-геофізичних досліджень, що передбачаються в процесі буріння, а також методів випробовування свердловин;

• пояснювальну записку, в якій наводять літолого-стратиграфічну ха­ рактеристику порід, що розкриватимуть, перелік можливих геологічних ускладнень, режим роботи нафтогазоносних пластів, які очікується розбу- рювати, короткий економічний висновок рентабельності проведення робіт.

Дорозвідка покладів вуглеводнів у тонкошаруватих пачках піщано-глинис­тих товщ. Піщанистість теригенних товщ досі розглядали як відношення

суми всіх піщаних пластів у товщі до загальної її товщини. Піщані пласти та їх перспективність на газ у розрізах піщано-глинистих товщ добре діаг­ностуються методами ГДС, у результаті чого в таких відкладах відкрито ба­гато нафтоносних і газоносних горизонтів у різних нафтогазоносних регіо­нах світу. Проте між піщаними пластами у глинистих відкладах існує також велика кількість інтервалів, які являють собою тонкошаруваті пачки з роз­сіяною в них псамітовою фракцією різного вмісту. Такі піскуваті глинисті пачки методами ГДС виділяються з великими труднощами, оскільки за пет-рофізичними параметрами на діаграмах ГДС вони майже не відрізняються від вмісних глинистих порід, а відбір керна на них дуже часто не потрап­ляє. В результаті цього, наприклад на Прикарпатті, в піщано-глинистій товщі неогену було пропущено багато промислових газоносних горизонтів саме в таких пачках. Головним критерієм перспектив газоносності тонко­шаруватих піщано-глинистих пачок є наявність у них диференціації псамі­тової фракції. Диференціацію псамітової фракції в піщано-глинистій пачці найліпше визначати за зміною вмісту псамітів у шламі, який постійно ви­носиться на поверхню під час буріння свердловин і який можна досліджу­вати по всьому розрізу, на відміну від керна, а також методом виявлення вуглеводневих горизонтів за коефіцієнтами набухання глин (див. підрозд. 3.2.3 і 3.8.1). У разі розмивання піщано-глинистих порід у процесі буріння доцільно досліджувати на піскуватість глин проби глинистого розчину, що виходить із свердловини. На відміну від піщанистості, середнє значення дисперсно розсіяного піску (тобто псамітової фракції) в товщі глин доціль­но називати піскуватістю, або псамітовістю, якщо ж розглядати окрему пачку товщі — псамітовістю цієї пачки. Нині, наприклад, у товщі неогену Прикарпаття в тонкошаруватих пачках уже відкрито на ряді площ пропу­щені раніше промислові газові поклади.

Механізм формування газових покладів в окремих пачках піщано-гли­нистих товщ пояснюється різними значеннями псамітовості в окремих ша­рах і прошарках, тобто диференціацією псамітового вмісту в цих пачках. Нагадаємо лише, що пласти і прошарки з підвищеною піскуватістю, тобто псамітовістю, набувають властивості колекторів там, де вони опиняються серед шарів, які характеризуються дуже низькою псамітовістю і практично не є проникними. В них витискуються флюїди із вмісних порід. Далі відбу­вається гравітаційне виокремлення флюїдів, що приводить за сприятливих структурних умов до формування в цих прошарках газоносних і нафтонос­них горизонтів, переважно з підошовними водами.

У зв'язку з вищенаведеним до процесу пошуків і розвідки покладів вуглеводнів у піщано-глинистих товщах потрібний особливий підхід. Він полягає у виявленні не лише піщанистості, а й обов'язково ступеня дис­персного розсіювання псамітів в окремих прошарках тонкошаруватих па­чок глинистих товщ. Наприклад, на цей час у результаті вивчення тонко­шаруватих пачок у піщано-глинистій товщі неогену Прикарпаття в розрізах старих промислових площ прогнозується понад 175 перспективних у газо­носному відношенні об'єктів, які були пропущені в минулому під час по­шуково-розвідувальних робіт.

14.4. ПІДРАХУНОК ЗАПАСІВ НАФТИ І ГАЗУ 14.4.1. Загальні поняття

Існують поняття ресурсів і запасів вуглеводнів — нафти, газу або конденсату.

Ресурси — це очікувана кількість нафти, газу та конденсату в надрах досліджуваного геологічного об'єкта (нафтогазоперспективного комплексу, пастці тощо). Ресурси мають імовірний характер і характеризуються пев­ними шансами на підтвердження.

Запаси — це кількість нафти, газу та конденсату, що знаходяться у нафтогазоносних пластах виявлених покладів (родовищ).

Межею, що відокремлює запаси від ресурсів, є факт установлення продуктивності пласта, тобто факт відкриття покладу. Родовища нафти, газу і конденсату поділяють за величиною їх видобувних запасів на вісім груп (табл. 14.1).

За промисловим значенням запаси нафти, газу, конденсату та наявні в них корисні компоненти поділяють на групи:

• балансові (нормально економічні) запаси, які на момент підрахунку, згідно з техніко-економічними розрахунками, можна економічно ефектив­ но видобути і використати за умови застосування сучасної техніки і техно­ логії видобутку та переробки вуглеводневої сировини, що забезпечує до­ тримання вимог раціонального використання і охорони надр та навколиш­ нього природного середовища;

• умовно балансові (обмежено економічні) запаси, ефективність видобут­ ку і використання яких на момент оцінки не можна однозначно встанови­ ти, а також запаси, що відповідають вимогам до балансових запасів, але з різних причин не можуть бути використані на момент оцінки. Зокрема, використання цієї групи запасів можливе в разі надання пільгових умов видобутку або іншої підтримки інвесторів, а також з боку держави;

• позабалансові (потенційно економічні) запаси, видобуток і використан­ ня яких на момент оцінки є економічно недоцільними, але в майбутньому

вони можуть стати об'єктом промисло-

вого значення;

• з невизначеним промисловим значен­ням (можливо економічні) запаси, для яких виконано лише початкову геолого-економічну оцінку з використанням тех­нологічних та економічних передбачува­них вихідних даних.

Ресурси вуглеводнів (перспективні і прогнозні), кількісну та економічну оцін­ку яких проводять за передбачуваними параметрами, у повному обсязі (загальні ресурси) належать до групи, промислове значення якої не встановлено. Цю групу ресурсів, відповідно до міжнародних ви-

мог, використовують для обліку кількості ресурсів, які можуть бути залучені для пошуків. Для визначення економічної доцільності подальших пошукових і прогнозно-пошукових робіт і розрахунку їх промислового значення під час складання початкової геолого-економічної оцінки в загальних ресурсах мож­на виділяти їх видобувну частину. Цю частину ресурсів використовують лише на галузевому рівні підприємств, причетних до геологорозвідувальних робіт.

За ступенем геологічної вивченості запаси нафти і газу за класифіка­цією, яку використовує більшість нафтогазоносних країн, поділяють на дві групи: розвідані і попередньо розвідані.

Розвідані запаси — це обсяги нафти і газу, кількість, якість, технологіч­ні властивості, гірничо-геологічні та інші умови залягання яких вивчені з повнотою, достатньою для складання проектів розробки і облаштування родовищ. Основні параметри розвіданих запасів, що зумовлюють проектні рішення з видобутку і підготовки вуглеводневої сировини та охорони нав­колишнього природного середовища, визначають за даними безпосередніх вимірів чи досліджень, які виконано в межах покладів за щільною сіткою, в поєднанні з обмеженою екстраполяцією, обгрунтованою даними геоло­гічних, геофізичних, геохімічних та інших досліджень. Розвідані запаси є підставою для проектування будівництва видобувного підприємства і про­ведення промислової розробки родовища (покладу).

Тип, форму і розміри покладу, умови залягання пластів-колекторів, які містять нафту і газ, встановлюють за результатами буріння пошукових, розвідувальних та експлуатаційних свердловин і визначеними для певного району методами геологічних і геофізичних досліджень. Літологічний склад, тип колектору, колекторні властивості, нафто- і газонасиченість, коефіці­єнт витіснення нафти, ефективна нафто- і газонасичена товщина продук­тивних пластів вивчені за керном та за матеріалами геофізичних дослі­джень свердловин. Склад і властивості нафти, газу і конденсату в пласто­вих і стандартних умовах вивчені за даними випробування свердловин. Промислову цінність нафтової облямівки газонафтових покладів, а також продуктивність свердловин, гідропровідність і п'єзопровідність покладу, пластові тиски, температуру, дебіти нафти, газу і конденсату, робочі де­пресії, зміну дебітів у часі та природні режими вивчено за результатами ви­пробувань і дослідно-промислової розробки. Гідрогеологічні умови вста­новлені за результатами буріння свердловин і за аналогією з сусідніми роз­віданими родовищами.

Розвідані запаси визначають за даними закінченої геологічної розвідки та дослідно-промислової розробки.

Діапазон геологічного вивчення розвіданих запасів охоплює ділянки родовищ: а) розбурених експлуатаційними свердловинами, згідно з проектом розробки; б) розбурених, згідно з технологічною схемою розробки; в) з по­шуковими і розвідувальними свердловинами, на яких вже завершені робо­ти з дослідно-промислової розробки.

З метою детальнішого встановлення характеристик розвіданих запасів вуглеводнів цю групу поділяють на такі категорії розвіданості:

• категорія А — запаси покладу (його частини) вивчені з детальністю, яка забезпечує повне визначення типу, форми і розмірів покладу, ефективної нафто- і газонасиченої товщини, типу колектору, характеру зміни ко­лекторних властивостей, нафто- і газонасиченості продуктивних пластів, складу і властивостей нафти, газу і конденсату, а також основні особли­вості покладу, від яких залежать умови його розробки (режим роботи, про­дуктивність свердловин, пластові тиски, дебіти нафти, газу і конденсату, гідропровідність і п'єзопровідність та ін.); поклади, які оцінюють за кате­горією А досліджують переважно способом пробної експлуатації в окремих свердловинах;

• категорія В — запаси покладу (його частини), нафтогазоносність якого встановлена на основі отриманих промислових припливів нафти чи газу в свердловинах на різних гіпсометричних позначках. Тип, форма і роз­ мір покладу, ефективна нафто- і газонасичена товщина, тип колектору, ха­ рактер зміни колекторних властивостей, нафто- і газонасиченості продук­ тивних пластів, склад і властивості нафти, газу і конденсату в пластових і стандартних умовах та інші параметри, а також основні особливості покла­ ду, що визначають умови його розробки, вивчені з повнотою, достатньою для виконання проекту розробки покладу;

• категорія С/ — запаси покладу (його частини), промислова нафтога­ зоносність якого встановлена за результатами розвідки та випробування свердловин з промисловими припливами нафти або газу, геологічних і геофізичних досліджень у невипробуваних свердловинах. Без позитивних результатів випробування свердловин запаси вуглеводнів не можуть бути віднесені до балансової групи розвіданих запасів. Запаси категорії С, слід вивчити з детальністю, яка забезпечить отримання вихідних даних для еко­ номічного обгрунтування доцільності подальших робіт з організації проми­ слової розвідки родовища.

Попередньо розвідані запаси — це група запасів нафти і газу, кількість, якість, технологічні властивості, гірничо-геологічні та інші умови заляган­ня яких вивчені з повнотою, достатньою для техніко-економічного обґрун­тування промислового значення родовища. Основні параметри попередньо розвіданих запасів нафти і газу, що впливають на вибір способів видобутку і підготовки вуглеводневої сировини, оцінюють переважно на основі екст­раполяції даних безпосередніх вимірів чи досліджень у свердловинах, роз­ташованих у межах родовища за рідкою або нерівномірною сіткою. Екст­раполяцію обґрунтовують за доведеною аналогією з розвіданими родови­щами (покладами), а також за даними геологічного, геофізичного та іншо­го вивчення надр. Попередньо розвідані запаси є основою для обґрун­тування доцільності подальшої розвідки та дослідно-промислової розробки.

Попередньо розвідані запаси індексують літерою категорії запасів С₂. До категорії С₂ належать запаси того покладу (його частини), нафтогазо­носність якого визначена за результатами випробування і дослідження сверд­ловин (частина свердловин може бути випробувана випробувачем пластів), геологічних і геофізичних досліджень. До цієї категорії належать також за­паси нерозвіданих частин покладів, що прилягають до ділянок з розвіда­ними запасами з боку підняття пласта.

Попередньо розвідані запаси використовують для визначення перспек­тив родовища, планування геологорозвідувальних робіт чи геолого-промислових досліджень і за умов значної складності геологічної будови — для проектування розробки покладів.

За ступенем геологічного вивчення ресурси нафти і газу поділяють на дві групи: перспективні і прогнозні.

Перспективні ресурси — це обсяги нафти та газу, що пов'язані з об'єк­тами, підготовленими до глибокого буріння, кількісно оцінені за результа­тами геологічного, геофізичного, геохімічного та іншого вивчення ділянок надр у межах продуктивних площ з відомими родовищами нафти і газу пев­ного геолого-промислового типу. Перспективні ресурси враховують можли­вість відкриття нових родовищ (покладів) нафти і газу того самого геолого-промислового типу, існування яких обгрунтовано позитивною оцінкою проявів вуглеводнів у геофізичних та інших аномаліях, природа і перс­пективність яких доведені. Кількісні оцінки параметрів родовищ (покладів) нафти і газу визначають на основі інтерпретації геологічних, геофізичних та інших даних, а також статистичної аналогії. Перспективні ресурси є ос­новою для геолого-економічної оцінки доцільності проведення пошукових робіт.

Перспективні ресурси індексують літерою категорії ресурсів С₃. До ре­сурсів категорії С₃ належать ті ресурси нафти і газу, для яких не встанов­лено прямих доказів типу, виду та властивостей вуглеводнів.

На перспективних ділянках надр у межах нафтогазоносного району, які підготовлені до глибокого буріння та оконтурені перевіреними для пев­ного району методами геологічних і геофізичних досліджень, ресурси кате­горії С₃ можуть бути пов'язані з пластами, продуктивність яких встановле­на на відомих родовищах району; на флангах відомих родовищ — із неви-пробуваними або нерозкритими бурінням зануреними частинами покладів, що прилягають до запасів вищих категорій.

Прогнозні ресурси — це ті обсяги вуглеводнів (нафти та газу), які врахо­вують потенційну можливість формування родовищ певних геолого-про-мислових типів на основі позитивних стратиграфічних, літологічних, тек­тонічних та інших передумов, установлених у межах перспективних площ, де родовища ще не відкриті. Кількісну оцінку прогнозних ресурсів визна­чають на основі параметрів, що передбачаються за аналогією з параметра­ми тих продуктивних площ, де є відкриті родовища нафти і газу того само­го геолого-промислового типу.

Прогнозні ресурси нафти і газу охоплюють:

• категорію Д, — прогнозні ресурси літолого-стратиграфічних комп­лексів, які оцінюють у межах значних регіональних структур з доведеною нафтогазоносністю. Кількісну оцінку прогнозних ресурсів нафти і газу ка­тегорії Д, проводять за результатами регіональних геологічних, геофізичних і геохімічних досліджень та за аналогією з розвіданими родовищами у ме­жах регіону, який оцінюється;

• категорію Д₂ — прогнозні ресурси нафти і газу тих літолого-страти­ графічних комплексів, які оцінюють у межах значних структур, нафтогазо­ носність яких ще не доведена. Перспективи нафтогазоносності цих комп­ лексів прогнозують на основі даних геологічних, геофізичних і геохімічних досліджень. Кількісну оцінку прогнозних ресурсів цієї категорії проводять

за параметрами, що передбачаються на основі загальних геологічних уяв­лень і за аналогією з параметрами інших, більш вивчених регіонів, де є розвідані родовища нафти і газу.

Під час складання проектів пошуково-розвідувальних робіт обов'язко­во враховують, до якої групи належить те або інше родовище нафти (газу) за ступенем складності тектонічної будови пастки і неоднорідності перс­пективних на нафту і газ пластів.

За будовою виділяють три групи родовищ: прості; складні; дуже складні.

До першої групи (простої будови) належать родовища, приурочені до не-порушених тектонічними розривами структур, чітко виражених антиклі­налей, а також родовища, продуктивні пласти яких літологічно однорідні й витримані по площі за товщиною.

Друга група (складної будови) — це родовища, приурочені до тектонічно порушених розривами антикліналей, до структурних форм залягання від­кладів, коли неможливо чітко виділити антиклінальні складки (так звані структурні носи, геміантикліналі тощо), а також коли перспективні на нафту і газ пласти характеризуються літолого-фаціальною мінливістю і не витримані за товщиною.

До третьої групи (дуже складної будови) відносять нафтогазоносні скупчення, виявлення і оцінка яких утруднена. Це родовища нафти і газу, що трапляються в пастках підвернутих крил, лежачих антиклінальних складках у районах з насувною тектонікою, "підкозиркові" нафтогазові поклади в районах розвитку солянокупольної тектоніки, а також поклади вуглеводнів у неоднорідних пластах тонкошаруватих піщано-глинистих товщ.

Зазначені складнощі будови родовищ слід враховувати під час плану­вання пошуково-розвідувальних робіт і виділення певних коштів для їх оцінки.

Запаси корисних компонентів у нафті, газі і конденсаті, які мають промислове значення, підраховують у контурах запасів нафти і газу за тими самими групами чи категоріями розвіданості.

Запаси і ресурси нафти і газу, що характеризуються певним рівнем промислового значення, ступенем техніко-економічної та геологічної вив­ченості, поділяють на класи, які ідентифікуються за допомогою міжнарод­ного три порядкового цифрового коду. В цьому коді одиницям відповідають групи запасів за ступенем геологічної вивченості, десяткам — за ступенем техніко-економічної вивченості, сотням — за промисловим значенням. Виділено 10 класів різних рівнів вивченості запасів та ресурсів нафти і газу об'єктів геологорозвідувальних робіт (табл. 14.2).

Клас під кодом 111 охоплює розвідані, детально оцінені запаси, які можна ефективно видобувати. Такі запаси, згідно з Міжнародною класифі­кацією ООН, належать до достовірних (Ргоуєсі тіпегаї гекегуез). Класи під кодом 121 та 122 включають балансові і попередньо оцінені запаси, що за класифікацією ООН належать до ймовірних (РгоЬаЬіу тіпегаї гєзєгуєз).