Студопедия

КАТЕГОРИИ:


Архитектура-(3434)Астрономия-(809)Биология-(7483)Биотехнологии-(1457)Военное дело-(14632)Высокие технологии-(1363)География-(913)Геология-(1438)Государство-(451)Демография-(1065)Дом-(47672)Журналистика и СМИ-(912)Изобретательство-(14524)Иностранные языки-(4268)Информатика-(17799)Искусство-(1338)История-(13644)Компьютеры-(11121)Косметика-(55)Кулинария-(373)Культура-(8427)Лингвистика-(374)Литература-(1642)Маркетинг-(23702)Математика-(16968)Машиностроение-(1700)Медицина-(12668)Менеджмент-(24684)Механика-(15423)Науковедение-(506)Образование-(11852)Охрана труда-(3308)Педагогика-(5571)Полиграфия-(1312)Политика-(7869)Право-(5454)Приборостроение-(1369)Программирование-(2801)Производство-(97182)Промышленность-(8706)Психология-(18388)Религия-(3217)Связь-(10668)Сельское хозяйство-(299)Социология-(6455)Спорт-(42831)Строительство-(4793)Торговля-(5050)Транспорт-(2929)Туризм-(1568)Физика-(3942)Философия-(17015)Финансы-(26596)Химия-(22929)Экология-(12095)Экономика-(9961)Электроника-(8441)Электротехника-(4623)Энергетика-(12629)Юриспруденция-(1492)Ядерная техника-(1748)

Плоскость сравнения 5 страница




На заключительной стадии разработки за счет большей подвижности и относительной проницаемости газа происходит дегазация залежи, хотя в пласте остается еще значительное количество нефти. В этот период газовый фактор уменьшается до минимальных значений, вязкость нефти за счет дегазации резко увеличивается, а дебиты ее минимальны. В результате этого значительные объёмы нефти остаются в пласте, коэффициент нефтеотдачи достигает 0,1-0,3. Низкая нефтеотдача может быть объяснена высокой вязкостью нефти и ограниченным объемом газа, содержащимся в залежи (рис. 30, г }.

Для достижения более высоких коэффициентов нефтеотдачи применяют различные методы поддержания пластового давления, например, закачка воды в приконтурную часть залежи, площадное и внутриконтурное заводнение. Довольно часто в залежь закачи­вается газ, отбираемый совместно с нефтью, а также воздух.

Примерами залежей с развитием режима растворенного газа являются залежи Краснодарского и Ставропольского краев, Урало-Поволжья, Сибирского Приуралья. Как отмечалось выше, возможно проявление в залежах одновременно двух режимов -упруго-водонапорного и растворенного газа. Характерным примером этого является залежь нижнего карбона Ярино-Каменноложского месторождения в Пермской области.


10 Каналин

-145-

 


Гравитационный режим

Гравитационным режимом называется режим нефтяной залежи, при котором нефть вытесняется в скважины под действием силы тяжести самой нефти.

Основным источником энергии при этом режиме, продвигающей нефть к забоям скважин, является действие силы тяжести. Этот режим чаще всего проявляется на последней стадии разработки нефтяных залежей, когда действие других источников пластовой энергии уже прекращается. В практике разработки нефтяных залежей обычно выделяют два вида гравитационного режима:

а) напорно-гравитационный; б) гравитационный режим со свободным зеркалом нефти.

Напорно-гравитационный режим обычно фиксируется в тех за­лежах, которые приурочены к высокопроницаемым пластам с до­вольно большими углами падения, что способствует продвижению нефти к их пониженным участкам. Нефть движется к забоям добывающих скважин под действием собственного веса. При этом дебиты нефти зависят от разности отметок уровня нефти и забоя скважины, а также от углов падения пласта. Поэтому скважины, расположенные далеко по падению пласта, характеризуются устойчивыми и повышенными дебитами нефти, что, в свою очередь, способствует повышению нефтеотдачи. Обычно при этом режиме коэффициент нефтеотдачи достигает 0,3-0,4.

Примером залежи с напорно-гравитационным режимом является залежь в пласте Вилькокс (месторождение Оклахома-Сити, США), где вначале был зафиксирован режим растворенного газа. За счет этого режима было отобрано 23 % извлекаемых запасов нефти. С переходом залежи на напорно-гравитационный режим нефтеотдача достигла 50 %, что свидетельствует о том, что только за счет проявления гравитационного режима здесь допол­нительно получено около 30 % от извлекаемых запасов нефти.

Второй вид режима - со свободным зеркалом нефти, обычно проявляется в тех залежах, где пласт характеризуется низкими коллекторскими свойствами, значительной фациальной измен­чивостью и небольшими углами падения. В этом случае в отличие от напорно-гравитационного режима уровень нефти в скважинах находится ниже кровли пласта. Зоной дренажа в этом случае служит площадь залежи, находящаяся в пределах расположения данной скважины. За счет этого образуется свободная поверхность нефти, положение которой определяется линией естественного "откоса". В связи с этим данный вид режима и называют гравитационным со свободным зеркалом нефти.

При напорно-гравитационном режиме зоной дренажа в отличие

-146-


от рассматриваемого вида режима является вся площадь залежи, расположенная от добывающих скважин выше по восстанию пласта. Из-за небольшой площади дренажа при режимах со свободным зеркалом нефти коэффициенты нефтеотдачи обычно небольшие, от 0,1 до 0,2. Нефтеотдача в этом случае зависит от коллекторских свойств пласта, вязкости нефти, плотности сети добывающих скважин.

Примером залежей с проявлением данного режима является девонская залежь Ярегского месторождения (Республики Коми), где нефть добывают шахтным способом, она поступает из пласта за счет силы тяжести.

6.3.3. Режимы газовых залежей

В газовых залежах основными источниками пластовой энергии являются давление расширяющегося газа, упругие силы воды и породы, а также напор краевых и подошвенных вод. В зависимости от преобладающего воздействия одного из этих факторов выделяют газовый (режим расширяющегося газа), газоводонапорный, газо-упруго-водонапорный режимы. Характер проявления каждого из режимов зависит от геологических условий залежей, степени активности пластовых вод.

В целом же разработка газовых залежей зна­чительно отличается от разработки нефтяных залежей в основ­ном тем, что вязкость газа в среднем в 100 раз меньше вязкости нефти. Вследствие этого перераспределение давлений в газовых залежах совершается гораздо быстрее, чем в неф­тяных. Воронки депрессии в зависимости от коллекторских свойств залежи и фациальных замещений пласта могут быть весьма неравномерными, что, естественно, влияет на величину пластового давления в каждой скважине. Такая картина, например, прослеживается на Шебелинском газовом месторождении.

Газовый режим

Это режим, при котором приток газа к забоям добывающих скважин обусловливается потенциальной энергией давления, под которым находится газ.

Основным источником энергии при описываемом режиме (режиме расширяющегося газа), продвигающей газ к забоям скважин, является упругое расширение сжатого в залежи газа. Газовый режим обычно проявляется в залежах, приуроченных


ю*

-147-

 



Рис.31. График динамики разработки газовой залежи: линии: 1-7 - газовый режим;

1-2-3-4'-?'-6' гаэо-упруго-водонапорный режим;

1-2-3-4"-?"-б"-7" - газоводонапорный режим


 


либо к линзам, либо к пластам небольших размеров. Он может проявляться в литологически-, стратиграфически- и тектони-чески-экранированных залежах. В некоторых случаях в пониженных участках этих залежей имеется вода, которая не оказывает практически никакого влияния на процесс разработки.

Основное отличие газового режима от других режимов газовых залежей в том, что снижение пластового давления здесь всегда пропорционально отбору газа. За счет этого удельная добыча газа V на 0,1 МПа падения пластового давления в процессе разработки залежи при газовом режиме остается постоянной. Если на первую дату (с начала разработки) из залежи было извлечено gi объемов газа и давление составляло

/?],на вторую дату было отобрано Q^ объемов газа и давление в залежи достигло р^, тогда удельная добыча \\ будет равна:


Pi-Pi

Pi-Рз

(6.1)

,- 64-63,. _6«-g«-i

— (з — ———— —... i •„ — —————

Рг -pa Pn-i-Pn


Газовый режим в залежи обычно устанавливается по результатам ее эксплуатации. С этой целью строят графики, где на оси ординат откладывают значения пластового давления (д,л)

с учетом коэффициента сжимаемости z, т.е. рпя/z, где z= pns; на оси абсцисс - накопленную добычу газа Qr и

|_ RT J

соответствующие ей даты разработки (рис.31).

Получаемая при газовом режиме кривая зависимости давления - отбор будет прямой линией. Экстраполяция этой линии до

- 148-


пересечения с осью абсцисс позволит определить начальные промышленные запасы газа. Этот способ лежит в основе подсчета запасов газа методом падения давления. Необходимо помнить, что газовый режим может устанавливаться на первых этапах разработки газовых залежей с газо-упруго-водонапорным и газоводонапорным режимами. Примером залежи с таким режимом может служить Пунгинское газовое месторождение (Западная Сибирь).

Газо-упрузо-водонапорный режим

Газо-упруго-водонапорным режимом газовой залежи следует называть такой режим, при котором основными силами, продвигающими газ к забою добывающих скважин, являются упругие силы как пластовой воды, породы, так и самого расширяющегося газа.

Обычно для таких залежей характерны низкая проницаемость. значительное фациальное замещение пласта, слабая гидродинамическая связь между газовой и законтурной частями пласта, значительная удаленность области питания от залежи.

На первых этапах разработки в залежи устанавливается газовый режим, так как пластовое давление снижается незначительно, что не способствует проявлению упругих сил в залежи.

В зависимости от комплекса геологопромысловых характеристик продолжительность первого - газового режима в залежи самая различная. Например, на ряде месторождений Самарской области первые признаки установления газоводонапорного режима стали проявляться при снижении пластового давления на 3-30 %.

В результате снижения пластового давления в залежи создаются условия для проявления упругих сил пласта и воды. При этом начинает медленно подниматься газо­водяной контакт. Однако напор, возникающий за счет проявле­ния упругих сил, не сможет компенсировать снижение пласто­вого давления в залежи. Снижение пластового давления при этом будет зависеть как от текущего, так и от суммар­ного отборов газа. Таким образом, первыми признаками проявления газо-упруго-водонапорного режима являются:

1) подъем газоводяного контакта; 2) снижение пластового давления.

Поскольку для газового режима значения удельных отборов газа V на 0,1 МПа для всех периодов разработки остаются постоянными, для описываемого режима за счет поступления в

- 149 -


залежь пластовой воды величина Vv, будет больше V^, так как пластовое давление на эту дату будет уже не ps, a p^(p's}ps}- В

этом случае линия - давление-отбор уже не будет прямой линией (рис.31), экстраполяцию ее для подсчета запасов газа производить уже нельзя.

При разработке залежи с газо-упруго-водонапорным режимом используют коэффициент возмещения, который представляет собой отношение объема воды, внедрившейся в газовую залежь за определенное время, к объему газа, отобранному в то же время и приведенному к пластовым условиям. Например, коэффициент возмещения, равный 1, показывает, что в залежь поступило одинаковое количество объемов воды соответственно с объемом отобранного газа. Коэффициент возмещения, равный нулю, свидетельствует о полной изоляции залежи от напора подошвенных или краевых вод. Для газо-упруго-водонапорного режима коэффициент возмещения колеблется от нуля до 1. Коэффициент газоотдачи при этом режиме от 0,7 до 0,85.

Газоводонапорный режим

Газоводонапорным режимом газовой залежи следует называть такой режим, при котором основными источниками энергии, продвигающей газ к забоям добывающих скважин, являются активный напор пластовых (краевых и подошвенных) вод, а также расширение находящегося в залежи газа.

Геологические условия для проявления этого режима следующие; высокие проницаемость и фильтрационная характеристика пласта, высокая гидродинамическая связь между газовой и законтурной частями залежи, близкое расположение области питания от залежи и значительная разница их гипсометрических отметок.

В начальный период разработки в залежи вначале проявляется газовый режим. Продолжительность его зависит в основном от фильтрационных характеристик залежи и степени активности пластовой воды. Уже при незначительном снижении пластового давления в залежь начинает поступать пластовая вода, соответственно поднимается и газоводяной контакт. Снижение пластового давления при этом режиме зависит от текущего отбора газа. Следовательно, первыми признаками проявления этого режима будут: 1) быстрый подъем газоводяного контакта; 2) медленное понижение пластового давления.

Сравнивая величину удельных отборов газа на 0,1 МПа при

-150-


газовом, газо-упруго-водонапорном и газоводонапорном режимах, можно отметить, что при описываемом режиме кривая давление-отбор характеризуется еще большей кривизной (рис.31). Величина V при этом режиме за счет активного внедрения воды еще больше, чем при упруго-водонапорном и, естественно, при газовом режимах. Коэффициент возмещения в таких залежах обычно близок к 1. Конечный коэффициент газоотдачи достигает 0,9. Примером таких залежей является месторождение Дагестанские Огни.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ (к главе 6)

1. Какие природные факторы определяют пластовое давление?

2. Как влияет температура на динамику пластовых флюидов?

3. Какие типы природных режимов нефтяных и газовых залежей выделяются? Какие геологические факторы лежат в основе их выделения?

4. При каком природном режиме нефтяной залежи достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти?

5. При каком природном режиме на газовом месторождении достигается наибольший коэффициент газоотдачи?

Глава I

Подсчет запасов нефти и газа

Россия всегда славилась своим корпусом горных инженеров и учеными геологами. Еще в 1888 г. геологом А.И.Коншиным проводились подсчеты запасов по месторождениям юга России.

В 1925 г. была сделана первая попытка подсчета запасов нефти по стране в целом. Развитию методики подсчета запасов нефти и газа во многом способствовала созданная в 1935 г. Центральная комиссия по запасам (ЦКЗ), переименованная впоследствии во Всесоюзную комиссию по запасам (ВКЗ), а затем в Государственную комиссию по запасам (ГКЗ) при Совете Министров СССР, ныне ГКЗ России.

-151-


7.1. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов

7.1.1. Общие положения

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитывают и учитывают в государственном балансе запасов полезных ископаемых России по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений.

Прогнозные ресурсы нефти и газа, наличие которых предполагается на основе общих геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических, геохимических исследований, оценивают в пределах крупных регионов, нефтегазоносных провинций акваторий, областей, районов, площадей. Данные о прогнозных ресурсах нефти и газа используют при планировании поисковых и разведочных работ.

При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету и учету запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутана, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами. Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, производятся по каждой залежи раздельно и месторождению в целом.

Перспективные ресурсы подсчитывают и учитывают, а прогнозные ресурсы оценивают раздельно по нефти, газу и конденсату.

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и конденсата, а также этана, пропана, бутана, серы и металлов подсчитывают и учитывают, а прогнозные ресурсы нефти и конденсата оценивают в единицах массы; запасы месторождений и перспективные ресурсы газа и гелия подсчитывают и учитывают, а прогнозные ресурсы газа оценивают в единицах объема. Подсчет, учет и оценка производятся при условиях, приведенных к стандартным (0,1 МПа при 20° С).

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.

-152-


При получении из скважин на месторождениях нефти и газа притоков подземных вод должны быть определены химический состав подземных вод, содержание в них йода, брома, бора и дру­гих полезных компонентов, температура, дебиты воды и другие по­казатели для обоснования целесообразности проведения спе­циальных геологоразведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определения возможности использования их' для извлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд.

Применение настоящей Классификации к запасам месторождений и перспективным ресурсам нефти и газа определяется инструкцией ГКЗ России.

7.1.2. Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные - категории А, В, С.)

и предварительно оцененные - категория Сз.

Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразде­ляются на перспективные - категория С- и прогнозные - категории

Д1 и Д2.

Категория А - запасы залежи (ее части), изученной с де­тальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщи­ны, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и др.).

Запасы категории А подсчитывают по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти и газа.

Категория В- запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора,

-153-


характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.

Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Категория С-]- запасы залежи (ее части), нефтегазоносность

которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований, выполненных в неопробованных скважинах.

Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих,ефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам бу­рения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенных для данного района методов геологических и геофизических ис­следований. Литологический состав, тип коллектора, коллек-торские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент вы­теснения нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалам геофи­зических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по дан­ным опробования скважин. По газонефтяным залежам установле­на промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеоло­гические, геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.

Запасы категории С-| подсчитываются по результатам геолого­разведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Категория С^ - запасы залежи (ее части), наличие которых

обосновано данными геологических и геофизических исследований: в неразведанных частях залежи, примыкающих к

154-


участкам с запасами более высоких категорий; в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений.

Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями.

Запасы категории Cg используются для определения

перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геологопромысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты и частично для проектирования разработки залежей.

Категория Сз - перспективные ресурсы нефти и газа

подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.

Форма, размер и условия залегания залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.

Перспективные ресурсы нефти и газа используют при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категорий С-| и Сз.

Категория Дч - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-

стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д-| производится по результатам региональных геоло­гических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.

Категория Дз - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-

стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих

155-


комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований. Количественная оценка прогнозных ресурсов этой категории производится по пред­положительным параметрам на основе общих геологических пред­ставлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа.

Запасы имеющих промышленное значение компонентов, содержащихся в нефти, газе и конденсате, подсчитываются в контурах подсчета запасов нефти и газа по тем же категориям.

7.1.3. Группы запасов нефти и газа

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них в промышленных количествах компонентов по народно­хозяйственному значению подразделяются на две группы, подлежащие раздельному подсчету и учету: балансовые -запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесо­образно; забалансовые - запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитывают и учитывают извлекаемые запасы.

Извлекаемые запасы - часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат (замыкающих) и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются ГКЗ России с учетом заключений по ним соответствующих ведомств.

Запасы месторождений нефти и газа, расположенные в пределах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, сооружений, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, относятся к балансовым или забалансовым на основании технико-экономических расчетов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений.

156-


7.1.4. Подготовленность разведанных месторождений (залежей) нефти и газа для промышленного освоения

Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа подразделяются на:

уникальные - более 300 млн. т нефти или 500 млрд. м3 газа;

крупные - от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 500 млрд. м3 газа; средние - от 10 до 30 млн. т нефти или от 10 до 30 млрд. м3 газа; мелкие - менее 10 млн. т нефти или 10 млрд. м3 газа.

По сложности геологического строения выделяются месторождения (залежи): простого строения, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу; сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений; очень сложного строения, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Размер и сложность геологического строения месторождения (залежи) определяют методику разведочных работ, их объемы и экономические показатели разведки и разработки.

Подготовленность разведанных месторождений (залежей) нефти и газа для промышленного освоения определяется степенью их изученности независимо от размера и сложности геологического строения.

Разведанные месторождения (залежи) или части месторож­дений (залежей) нефти и газа считаются подготовленными для промышленного освоения при соблюдении следующих условий:

а) балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, утверждены ГКЗ России и дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата месторождения;

б) утвержденные извлекаемые запасы нефти и конденсата, балансовые запасы газа, а также запасы содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов, используемые при проектировании предприятий по добыче нефти и газа, должны составлять не менее 80 % категории С) и до 20 % категории Сз.

-157-


Возможность промышленного освоения разведанных месторождений (залежей) или частей месторождений (залежей) нефти и газа при наличии запасов категории С^ более 20 % устанавливается в исключительных случаях ГКЗ России при утверждении запасов на основе экспертизы материалов подсчета;

в) состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение, особенности разработки месторождения (залежи), дебиты нефти, газа и конденсата, гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа;

г) в районе разведанного месторождения должны быть оцене­ны сырьевая база строительных материалов и возможные источ­ники хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения, обес­печивающие удовлетворение потребностей будущих предприятий по добыче нефти и газа;

д) имеются сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы при проведении проектно-изыскательских работ для изучения возможностей сброса промышленных и других сточных вод;

е) составлены рекомендации о разработке мероприятий по обеспечению предотвращения загрязнения окружающей среды.

В целях ускорения промышленного освоения месторождений нефти и газа ведомствам, занимающимся разработкой месторождений, разрешается:

а) осуществлять проектные и изыскательские работы по строительству промысловых объектов и промышленных сооружений, а также составлять технологические схемы разработки месторождений нефти и проекты опытно-промышленной разработки месторождений газа на базе запасов нефти и газа, принятых центральными комиссиями по запасам полезных ископаемых (ЦКЗ) соответствующих министерств;

б) утверждать проектно-сметную документацию и вводить в разработку: по согласованию с ГКЗ России месторождения нефти с извлекаемыми запасами до 30 млн. т на срок до 5 лет на базе запасов, принятых ЦКЗ министерств и ведомств, с последующим их утверждением в ГКЗ России. Если после 5 лет разработки




Поделиться с друзьями:


Дата добавления: 2014-12-27; Просмотров: 437; Нарушение авторских прав?; Мы поможем в написании вашей работы!


Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет



studopedia.su - Студопедия (2013 - 2024) год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! Последнее добавление




Генерация страницы за: 0.082 сек.