И.П. Чоловский, И.С. Гутман, Е.В. Портнов (ГАНГ), И.П. Жабрев (ИПНГ РАН)

В 1995 г. сотрудниками кафедры промысловой геологии Государственной академии нефти и газа им. И.М. Губкина выполнены исследования по выработке основополагающих принципов оценки уровней технологичности сырьевой базы газодобывающей отрасли с целью создания рамочной схемы классификации залежей УВ.

В основу выполненных исследований положен системно-структурный подход, при котором залежь УВ представляется в виде системы большой сложности относительно слагающих ее элементов, соответствующих определенным иерархическим уровням. При этом все аспекты системы взаимосвязаны, взаимодействуют и по-разному влияют на конечный результат ее функционирования.

Эту схему мы называем рамочной, поскольку она требует дальнейшего развития и совершенствования в ходе практического применения на объектах газодобывающей отрасли. В представленном варианте схемы классификации выделяется шесть иерархических уровней, причем III и IV уровни характеризуют месторождения (рисунок), а V и VI – залежи.

К высшему I уровню отнесена газодобывающая отрасль в целом как совокупность всех газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений с реализуемыми на них системами разработки, техническими средствами добычи и системами сбора и транспортировки газа. Нижележащие уровни призваны охарактеризовать технологичность сырьевой базы I уровня.

II уровень характеризует административно-географическое положение района газодобычи. На этом уровне в известной степени отражается не только административно-географическое распределение ресурсов газа, но и их удаленность от мест потребления, характер и степень обустройства инфраструктуры, обеспеченность трудовыми ресурсами и т.п.

III уровень – это уровень месторождений как сложных природных систем, находящихся в статическом состоянии. На этом уровне рассматриваются природные факторы, определяющие по ряду признаков технологичность запасов месторождений. В связи с этим выделяются четыре подуровня.

III-1. Первый подуровень характеризует месторождения по фазовому составу УВ. Выделяются три группы месторождений:

III-2. Второй подуровень объединяет месторождения по размерам. В качестве показателя размера принимаются суммарные запасы УВ: для газа – балансовые, для нефти – извлекаемые.

а) мельчайшие – до 1 млрд м³;

б) мелкие – 1-3 млрд м³;

в) средние – 3-30 млрд м³;

г) крупные – 30-500 млрд м³;

д) уникальные – более 500 млрд м³.

III-3. Третий подуровень дифференцирует месторождения по числу входящих в его состав залежей, содержащих промышленные запасы УВ. По этому показателю выделяются две группы месторождений:

III-4. Четвертый подуровень характеризует месторождения по такому важному показателю, как содержание серы в виде сероводорода. Соответственно выделяются две группы месторождений:

Следующий, IV уровень отражает техногенное состояние месторождений, т.е. находящихся в динамическом состоянии. В зависимости от состояния освоения месторождения выделяются три подуровня.

IV-1. Первый подуровень включает в себя месторождения, не вводившиеся в разработку. К нему относятся разведанные месторождения, если ни одна из их залежей не вводилась в разработку.

IV-2. Во второй подуровень входят разрабатываемые месторождения. Это месторождения, на которых хотя бы одна залежь находится в разработке. Выделяются три группы разрабатываемых месторождений по степени выработанности запасов:

б) 50-75 %;

IV-3. В третий подуровень включены законсервированные (неразрабатываемые) месторождения, на которых хотя бы одна залежь законсервирована после эксплуатации, а остальные не разрабатываются. Выделяются три группы законсервированных месторождений по степени выработанности запасов:

V уровень – это уровень залежей в природном статическом состоянии. На этом уровне рассматриваются природные факторы, определяющие степень технологичности запасов залежей. Выделяются шесть подуровней.

V-1. Первый подуровень характеризует залежи по фазовому составу УВ. Выделяются следующие четыре группы залежей:

V-2. Второй подуровень аналогично подуровню III-2 характеризует залежи по их размерам. По этому параметру выделяются пять групп залежей:

а) мельчайшие – до 1 млрд м³;

б) мелкие – 1-3 млрд м³;

в) средние – 3-30 млрд м³;

г) крупные – 30-500 млрд м³;

д) уникальные – более 500 млрд м³.

V-3. Третий подуровень группирует залежи по принадлежности к одно- и многообъектным месторождениям. Выделяются две группы залежей:

V-4. Четвертый уровень характеризует залежи по сернистости газа. Выделяются две группы залежей:

V-5. Пятый подуровень выделяется только для объектов, содержащих газоконденсат. На этом уровне залежи группируются по содержанию C₅₊. Выделяются две группы:

а) с содержанием C₅₊ менее 200 см³/м³;

б) с содержанием С₅₊ более 200 см³/м³.

V-6. Шестой подуровень предусматривается только для газонефтяных залежей по отношению запасов свободного газа и запасов нефти. По этому показателю выделяются четыре группы:

в) 1,0-10,0;

VI уровень характеризует техногенное состояние залежей УВ. Этот уровень включает 13 подуровней.

VI-1. Первый подуровень отражает техногенное состояние газовых залежей, не вводившихся в разработку.

VI-2. Второй подуровень освещает разрабатываемые газовые залежи. По степени выработанности запасов выделяются три группы:

VI-3. Третий подуровень охватывает газовые залежи, законсервированные после эксплуатации. Выделяются следующие три группы залежей по степени выработанности запасов:

Следующие три подуровня VI уровня характеризуют техногенное состояние газоконденсатных залежей.

VI-4. Четвертый подуровень дает представление о газоконденсатных залежах, не вводившихся в разработку.

VI-5. К пятому подуровню относятся разрабатываемые газоконденсатные залежи. По степени выработанности запасов выделяются три группы:

VI-6. Шестой подуровень характеризует газоконденсатные залежи, законсервированные после эксплуатации. По степени выработанности запасов выделяются три группы:

в) более 75 %.

VI-7. Седьмой подуровень – это газонефтяные залежи, не вводившиеся в разработку.

VI-8. Восьмой подуровень характеризует газонефтяные залежи, у которых разрабатывается только нефтяная часть. По степени выработанности запасов выделяются три группы:

VI-9. В девятый подуровень входят газонефтяные залежи, у которых разрабатывается только газовая шапка. По степени выработанности запасов выделяются три группы:

VI-10. Десятый подуровень объединяет газонефтяные залежи, по которым разрабатываются и нефтяная часть, и газовая шапка. По степени выработанности запасов выделяются три группы:

VI-11. Одиннадцатый подуровень отводится для законсервированных залежей после эксплуатации нефтяной их части. По степени выработанности запасов выделяются три группы:

VI-12. Двенадцатый подуровень характеризует газонефтяные залежи, законсервированные после эксплуатации только газовой шапки. По степени выработанности запасов выделяются три группы:

VI-13. Тринадцатый подуровень включает законсервированные газонефтяные залежи после эксплуатации нефтяной части и газовой шапки. По степени выработанности запасов выделяются три группы:

Дальнейшее развитие рабочей схемы классификации авторы видят в расширении числа учитываемых значимых факторов, определяющих технологичность сырьевой базы (в частности, следует учесть такие факторы, как глубина залегания продуктивных пластов, средняя эффективная толщина, давление забрасывания в магистральные газопроводы и т.д.), а также в более детальной и углубленной проработке схемы классификации на уровне залежей (V и VI уровни классификации).

То evaluate a technological effectiveness level of the raw material base in gasproducing industry the authors proposed the framework scheme of geologic-field classification based on the systematic-structural approach where a hydrocarbon reservoir is represented as a greatly complicated system compared with its individual elements corresponding to the certain hierarchic levels. Six hierarchic levels are distinguished in the presented classification scheme. Since the proposed classification scheme is a framework one, in the course of its practical implementation a number of hierarchic levels and sublevels may decrease or increase, as well as a set of factors and parameters considered may vary. The latter depends on objectives and tasks for solving of which the above scheme is used, and on the quantity and a set of primary information on fields and pools.