Реферат - що таке геологічні і запаси

Геологічні ресурси діляться на рентабельні і невизначено-рентабельні за критерієм величини очікуваної вартості запасів, потім з рентабельних виділяються видобувні ресурси.

2.4. Базові визначення з проекту Нової класифікації
Геологічні запаси - то кількість нафти, горючих газів і що містяться в них супутніх компонентів, яке знаходиться в надрах в вивчених бурінням покладах. Запаси нафти і газів підраховуються окремо за результатами геологорозвідувальних робіт і розробки родовищ. Об'єктом підрахунку запасів є відкриті поклади (частини покладів) з доведеною промислової нефтегазоносностью.
Геологічні ресурси - то кількість нафти, горючих газів і попутних компонентів, що міститься в нерозітнутих бурінням пастках, нафтогазоносних або перспективних нафтогазоносних пластах, горизонтах або комплексах. Ресурси нафти і газів оцінюються окремо в межах нафтогазоносних провінцій, областей, районів, зон, площ і окремих пасток. Об'єктом оцінки ресурсів є скупчення нафти, горючих газів в нафтогазоносних комплексах, горизонтах і пастках, наявність яких в надрах прогнозується за результатами геологічних, геофізичних і геохімічних досліджень.
Запаси - частина геологічних запасів, вилучення яких з надр на дату підрахунку економічно ефективно в умовах конкурентного ринку при раціональному використанні сучасних технічних засобів і технологій видобутку з урахуванням дотримання вимог з охорони надр і навколишнього середовища.

Класифікацію пропонується впровадити в практику разом з новою Інструкцією по її застосуванню, Регламентом щодо складання та оформлення звітів по підрахунку запасів і Регламентом по переоцінці запасів відповідно до нової класифікації. Перехідний період, протягом якого планується впровадження класифікації, повинен становити три роки.

3.1. Нефтеотдача. Вступ.
Під нафтовіддачі продуктивного пласта в нафтопромислової практиці розуміється ступінь використання природних запасів нафти. З огляду на те, що природні запаси нафти в надрах землі не безмежні, а відкриття нових нафтових родовищ вимагає витрати величезних коштів і часу; досягнення високої нафтовіддачі пластів вже відкритих родовищ має виключно важливе значення для країни.
Нефтеотдача пластів, або ступінь вилучення підземних запасів нафти, в значній мірі впливає на обсяг капітальних вкладень в пошукове і розвідувальне буріння, а також на планування приросту промислових, перспективних і прогнозних запасів. Крім того, знання фактичної величини нафтовіддачі має велике значення для оцінки залишкових запасів, ефективності застосовуваних систем розробки, перспектив і масштабів впровадження нових методів розробки на тривалий час розробляються поклади. Нефтеотдача пластів залежить від геологічних умов залягання нафти в надрах, неоднорідності пластів, фізичних властивостей колекторів і містяться в них рідин, системи розробки та методою впливу на пласт, а також від межі економічної рентабельності експлуатації свердловин. Видобуток нафти повинна зростати не тільки за рахунок введення в експлуатацію нових родовищ, а й за рахунок збільшення нафтовіддачі розроблюваних родовищ. Кількість залишкової нафти по ряду родовищ визначається десятками і сотнями мільйонів тонн. Невелике збільшення нафтовіддачі пластів рівноцінно відкриттю кількох великих родовищ. Економічні висновки, пов'язані з отриманням додаткового видобутку нафти і використанням промислових споруд, будуть величезні. Таким чином, перспектива збільшення нафтовіддачі, тобто вирішення проблеми максимального вилучення нафти з надр, є однією з великих народногосподарських завдань.

3.2. нефтеотдача пластів
Один з показників ефективності режиму роботи покладів і в цілому процесу її розробки - нефтеотдача (ступінь повноти вилучення нафти). Її характеризують коефіцієнтом нафтовіддачі (вводиться термін коефіцієнта нефтеизвлечения), причому розрізняють кінцевий, поточний і проектний коефіцієнти нафтовіддачі.
Під поточним коефіцієнтом нафтовіддачі (поточної нафтовіддачі) розуміється відношення добутого з пласта кількості нафти па певну дату до балансових (геологічним) її запасами. Поточна нефтеотдача зростає в часі в міру вилучення з пласта нафти. Кінцевий коефіцієнт нафтовіддачі - це відношення витягнутих запасів нафти (видобутого кількості нафти за весь термін розробки) до балансових запасів. Проектний коефіцієнт нафтовіддачі відрізняється від кінцевого (фактичного) тим, що він обгрунтовується і планується під час підрахунку запасів нафти і проектуванні розробки. На підставі експериментальних і статистичних промислових даних вважають, що кінцеві коефіцієнти нафтовіддачі в залежності від режимів роботи покладів можуть приймати такі значення:
водонапірний режим. 0,5-0,8
Газонапірний режим. 0,1-0,4
режим розчиненого газу. 0,05-0,3
гравітаційний режим ....... 0,1-0.2
Так як напірні режими характеризуються високими кінцевими коефіцієнтами нафтовіддачі, а також високими темпами відбору нафти, то часто з самого початку розробки доцільно змінити, природний режим і примусово створити в поклади водонапірний-менш ефективний газо-напірний режим. Пружний режим завжди переходить в інший режим. При витісненні газованої нафти водою нефтеотдача може підвищуватися за рахунок того, що частина нафти заміщається нерухомим газом.
При напірних режимах, з огляду на фізичну сторону процесу витіснення нафти і реальний рух рідини до системи свердловин, коефіцієнт нафтовіддачі (нефтеизвлечения) представляють (за пропозицією А.П. Крилова) як добуток коефіцієнтів витіснення нафти з пласта і охоплення пласта розробкою:
Під коефіцієнтом витіснення розуміють відношення обсягу нафти, витиснута із області пласта, зайнятої робочим агентом (водою, газом), до початкового змісту нафти в цій же області. Як відомо з фізики пласта, коефіцієнти витіснення залежить в основному від кратності промивки (відношення обсягу прокачаного, робочого агента до обсягу пір), відносини в'язкості нафти до в'язкості робочого агента, коефіцієнта проникності, розподілу розміру пір і характеру змочуваності порід пласта. У гідрофільних високопроникних пористих середовищах при малій в'язкості нафти, за даними М.Л. Сургучева, коефіцієнт витіснення нафти водою може досягати 0,8-0,9. У слабопроницаемих частково гідрофобних середовищах при підвищеній в'язкості нафти він становить 0,5-0,65, а в гідрофобних пластах - не більше 0,25-0,4. Разом з тим, при смешивающемся витіснення нафти газом високого тиску, вуглекислим газом і міцелярної розчином, тобто при усуненні істотного впливу капілярних сил, коефіцієнт витіснення досягає 0,95-0,98.
Під коефіцієнтом охоплення розуміється відношення обсяг породи, охопленої витісненням, до всього обсягу містить нафту породи. Він характеризує втрати нафти по товщині і площі пласта в зонах стягають рядів видобувних свердловин, розрізають рядів нагнітальних свердловин, в неохоплених дренированием і заводнением зонах в слабопроницаемих включених, шарах, лінзах, пропластками і застійних зонах, які контактують безпосередньо з обводненими шарами і зонами або відділення від них непроникними лінзами і прошарками. У сильно розчленованих пластах залишкова нефтенасищенность, яка може досягати 20-80%, суттєво залежить від розміщення свердловин, умов розкриття пластів в них, впливу на відокремлені лінзи і пропластки, співвідношення вязкостей нафти і води та ін.
В цілому нефтеотдача залежить від багатьох факторів, шляхи управління якими в даний час відомі або вивчаються, бо велика частка запасів нафти все ж залишається в пласті. Збільшення коефіцієнта нафтовіддачі - актуальна і важлива народногосподарська задача, на вирішення якої спрямовано зусилля нафтовиків.

3.3. Сучасний стан робіт по нефтеотдаче пласта