К оглавлению журнала

 

УДК 553 981 001 33

© Коллектив авторов, 1997

РАМОЧНАЯ СХЕМА ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЙ КЛАССИФИКАЦИИ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ ГАЗОДОБЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ

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

В настоящее время существует целый ряд классификаций месторождений УВ, в том числе содержащих газовые и газоконденсатные залежи. В соответствии с этими классификациями залежи и месторождения обычно группируются по какому-либо одному признаку: форме ловушек, условиям залегания, фазовому составу УВ и др.

Однако эти классификации мало подходят для оценки уровня технологичности сырьевой базы. Под технологичностью авторы статьи понимают комплекс природных и техногенных факторов, определяющих условия применения эффективных технологий разработки и технических способов добычи разведанных запасов УВ.

Трудность создания удобоприемлемой классификации, позволяющей оценивать сырьевую базу газодобывающего района или отрасли в целом, связана со сложностью одновременного учета всего комплекса таких факторов. В частности, требуется определить совокупность наиболее значимых факторов и как-то увязать их между собой.

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.

Системно-структурный подход предполагает усиленное внимание к организации объекта, взаимодействию в процессе разработки его частей Он требует изначально осознанного целенаправленного выделения элементов в рамках изучаемого объекта, наличия четкого списка признаков, подлежащих учету и изучению.

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.

На данном уровне предлагается выделить восемь районов, каждый из которых характеризуется определенным отношением к существующим и проектируемым газотранспортным системам: Северный Кавказ, Урало-Поволжье с Прикаспием, европейский Север, Западная Сибирь, п-ов Ямал, Восточная Сибирь, Дальний Восток, шельфы северных и Охотского морей.

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:

а) газовые, содержащие только свободный газ;

б) газоконденсатные, к которым условно отнесены месторождения с содержанием конденсата в газе более 20 мг/л;

в) газонефтяные, имеющие нефтяные оторочки и газ в газовых шапках.

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

По газовому эквиваленту выделяются следующие пять групп:

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:

а) однообъектные, которые слагаются одной залежью;

б) многообъектные, в составе которых имеются две и более залежей.

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

а) бессернистые;

б) сернистые, в которых хотя бы одна залежь содержит сернистый газ.

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:

а) до 50 %;

б) 50-75 %;

в) более 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:

а) до 50 %;

б) 50-75 %;

в) более 75 %.

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:

а) газовых месторождений;

б) газоконденсатных месторождений;

в) свободного газа газонефтяных месторождений;

г) с газовой шапкой и нефтяной оторочкой газонефтяных месторождений.

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:

а) однообъектных месторождений;

б) многообъектных месторождений.

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

а) бессернистого газа;

б) сернистого газа.

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 см33;

б) с содержанием С5+ более 200 см33.

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

а) менее 0,1;

б) 0,1-1,0;

в) 1,0-10,0;

г) более 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:

а) до 50 %;

б) 50-75 %;

в) более 75 %.

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

а) до 50 %;

б) 50-75 %;

в) более 75 %.

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:

а) до 50 %;

б) 50-75 %;

в) более 75 %.

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

а) до 50 %;

б) 50-75 %;

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:

а) до 50 %;

б) 50-75 %;

в) более 75 %.

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

а) до 50 %;

б) 50-75 %;

в) более 75 %.

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

а) до 50 %;

б) 50-75 %;

в) более 75 %.

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

а) до 50 %;

б) 50-75 %;

в) более 75 %.

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

а) до 50 %;

б) 50-75 %;

в) более 75 %.

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

а) до 50 %;

б) 50-75 %;

в) более 75 %.

В процессе научных исследований была проведена апробация предлагаемой рамочной схемы классификации путем систематизации ресурсов отрасли на уровне месторождения и выше. Апробация показала, что предложенный принцип оценки технологичности залежей путем применения схемы геолого-промысловой классификации залежей УВ, основанной на системно-структурном подходе, представляет определенный теоретический и практический интерес. В связи с исключительно большим объемом информации и числом учитываемых значимых факторов их систематизацию необходимо выполнять на ЭВМ, для чего на кафедре промысловой геологии разрабатывается соответствующее программное обеспечение.

Поскольку предлагаемая схема классификации является рамочной, при ее практической реализации может уменьшаться или увеличиваться число иерархических уровней и подуровней, а также меняться набор учитываемых факторов и параметров. Это зависит от задач и целей, для решения которых применяется данная схема, от количества и набора первичной информации о месторождениях и залежах и т.п.

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).

ABSTRACT

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.

СХЕМА ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЙ КЛАССИФИКАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГАЗООБРАЗНЫХ УВ