ГЛАВА 11. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ)

Поисково-разведочные работы на нефть и газ на территории PC (Я) имеют уже более чем 60-летнюю историю. Впервые положительная оценка перспектив нефтегазоносности Западной Якутии была дана академиками А.Д.Архангельским и КСШатским в 1929-1932 гг. В течение 30-50-х годов объектом поисков нефти и газа являлись кембрийские отложения на северном склоне Алданской антеклизы и в Березовской впадине. Первые притоки нефти в Якутии были получены в 1937 г. из колонковых скважин, пробуренных на левом берегу р. Туолба в 120 км выше ее впадения в р. Лена, В.М.Сенюковым, впоследствие ставшим видным советским геологом-нефтяником. Всего в течение этих лет на указанныой территории было пробурено свыше сотни неглубоких колонковых и 10 глубоких разведочных скважин глубиной от 500 до 2500 м. Во многих скважинах были зафиксированы нефтегазопроявления разного характера и масштаба. На Русскореченской площади в 1953 г. был получен аварийный выброс природного газа с ориентировочным дебитом до 100 тыс. м³/сут.

В 30 - 50 годы поисково-разведочные работы на нефть и газ проводились также на крайнем северо-западе республики и в низовьях р. Оленек и были ориентированы на пермские и триасовые отложения. На п-ве Нордвик в те годы было открыто 4 небольших месторождения нефти (2 из них на территории нашей республики). На Южно-Тигянском месторождении был получен приток нефти до 15 м³/сут. В течение 1949-1952 гг. на этом месторождении из скв.102-Р было добыто 1800 т нефти -это была первая якутская нефть.

В начале 50-х годов поисково-разведочные работы были переориентированы на мезозойские отложения восточной части Сибирской платформы. 15 октября 1956 г. из скв. 1 на Таас-Тумусской площади, в 20 км выше впадения р.Вилюй в р. Лена, ударил мощный фонтан природного газа (по приблизительным оценкам около 4 млн. м³/сут.). Так было открыто первое промышленное месторождение природного газа в Якутии.

С 60-х до середины 80-х годов на территории республики велись интенсивные поиски месторождений нефти и газа. В конце 80-х - начале 90-х объемы геофизических и буровых поисково-разведочных работ на территории республики резко упали.

К настоящему времени на территории республики открыто 32 месторождения нефти и газа, из них 11 - в Вилюйской синеклизе и центральной части Предверхоянского прогиба, а 21 - в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА) и Предпатомского прогиба.

По оценке группы специалистов во главе с академиком А.Э.Конторовичем начальные сырьевые ресурсы (НСР) углеводородов Республики Саха оцениваются в 20,1 млрд. т условных углеводородов, в том числе нефти - 9,4 млрд. т, свободного природного газа - 9,4 трлн. м³, газа растворенного в нефти - 0,7 трлн. м³, конденсата - 0,6 млрд. т. Извлекаемые ресурсы нефти составляют 2,4 млрд. т, свободного газа - 9,4 трлн. м³.

Степень опоискованности НСР по перспективным на нефть и газрегионам республики крайне неравномерная и в целом очень низкая. Наиболее высока она в НБА, где разведанные геологические ресурсы составляют 40% от НСР, в Вилюйской синеклизе - 17%, в Предверхоянском прогибе - 4%, в Предпатомском - 0,5%. По всем остальным перспективным на нефть и газ территориям республики запасы относятся к категории прогнозных.

Столь низкая степень опоискованности НСР обусловлена невысокой изученностью территории сейсморазведочными методами и глубоким бурением. Плотность сейсморазведочных работ по перспективным на нефть и газ регионам республики колеблется в пределах 0,004 - 0,415 пог. км/км² (средняя 0,117 пог. км/км²), плотность глубокого бурения - 0,02-9,39 пог. м/км² (средняя 1,34 пог. м/км²).

Наибольшая плотность сейсморазведки и глубокого бурения в пределах НБА (0,415 и 9,39 соответственно) и Вилюйской синеклизы (0,325 и 5,99 соответственно).

Нефтяные и газовые месторождения республики располагаются в пределах Непско-Ботуобинской, Предпатомской и ЛеноВилюйской нефтегазоносных областей (рис. 65, 66).

НЕПСКО-БОТУОБИНСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (НБГО)

В пределах якутской части территории НБНГО, выделяемой в объеме Непско-Ботуобинской антеклизы, к настоящему времени открыто 18 газонефтяных, нефтегазоконденсатных, нефтегазовых и газовых месторождений. Степень изученности этих месторождений разная - на некоторых из них разведка завершена, большинство же из открытых месторождений находятся на разных стадиях изученности.

Открытые в пределах НБНГО залежи нефти и газа и нефтегазопроявления приурочены к терригенно-карбонатным отложениям венда и галогенно-карбонатным отложениям нижнего кембрия.

В терригенно-карбонатном разрезе венда выделяются терригенные продуктивные горизонты (снизу вверх): вилючанский, талахскии, улаханский, хамакинский, харыстанский и ботуобинский.

70

В галогенно-карбонатном разрезе венда - нижнего кембрия выделяются (снизу вверх): телгеспитская пачка, юряхский и осинский продуктивные горизонты.

; :. Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение

Месторождение приурочено к Среднеботуобинской брахиантиклинали северо-восточного простирания, которая, расположена в наиболее приподнятой части Мирнинского выступа. Брахиантиклиналь осложнена разрывными нарушениями, делящими структуру на ряд тектонических блоков (рис. 67). Амплитуда разрывных нарушений до 30 м. Размер брахиантиклинали 75x80 км. Структура имеет обширный плоский свод. Амплитуда поднятия по кровле продуктивного ботуобинского горизонта

76' 120' 13

Рис. 66. Нефтяные и газовые месторождения Якутии.

1 - Иреляхское газонефтяное, 2 - Северо-Нелбинское газовое, 3 - Нелбинское нефтегазовое, 4 - Маччобинское нефтегазовое, 5 - Иктехское нефтегазовое, 6 -Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное, 7 - Таас-Юряхское нефтегазовое, 8 -Верхневилючанское газовое, 9 - Вилюйско-Джербинское нефтегазовое, 10 -Чаяндинское нефтегазоконденсатное, 11 - Талаканское газонефтяное, 12 - Алинское газонефтяное, 13 - Тымпучиканское нефтегазовое, 14 - Хотого-Мурбайское газовое, 15 - Отраднинское газоконденсатное, 16 - Бысахтахское газоконденсатное, 17 -Средневилюйское газоконденсатное, 18 - Толон-Мастахское газоконденсатное, 19 -Соболох-Неджелинское газоконденсатное, 20 - Бадаранское газовое, 21 - Бадаранское газовое, 21 - Нижневилюйское газовое, 22 - Среднетюнгское газоконденсатное, 23 -Андылахское газовое, 24 - Нижнетюкянское газовое, 25 - Усть-Вилюйское газоконденсатное, 26 - Собо-Хаинское газовое, 27 - Южно-Тигянское нефтяное, 28 -Оленбкское природных битумов.

50 м. Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с карбонатными отложениями осинского и терригенными коллекторами ботуобинского и улаханского горизонтов.

Газонефтяная залежь осинского горизонта приурочена к кавернозно-пористым доломитам и известнякам, залегающим в кровле подсолевого комплекса под мощной толщей каменных солей юрегинскои свиты нижнего кембрия. Глубина залегания залежи 1450-1550 м. В связи со сложным характером распространения пород-коллекторов строение залежи во многом пока не ясно. Горизонт представлен двумя пластами -0-1 и О-П. Мощность пласта 0-1 колеблется в пределах месторождения от 22 на севере до 54 м на юге структуры. Эффективная мощность пласта изменяется от 0 до 13,4 м и какой-либо закономерности изменения установить пока не имеется возможности. Пласт О-И характеризуется более выдержанной мощностью и строением, мощность его 18-24 м, мощность нефтегазонасыщенной части пласта обычно составляет 4-7 м, достигая в отдельных скважинах 11 м. Породы-коллекторы отсутствуют только в северном блоке месторождения. Коэффициент открытой пористости изменяется в пределах 10-20%, газопроницаемость достигает 0,043 мкм².Притоки газа достигают 717 тыс. м³/сут. Максимальный дебит нефти 8-10 м³/сут. (скв. 25). Пластовое давление в залеже ниже гидростатического и составляет 13,9-15,8 МПа, пластовая температура +8°С.

Основная нефтегазовая залежь приурочена к преимущественно кварцевым песчаникам ботуобинского горизонта. Песчаники серые и светло-серые, мелко-среднезернистые, с редкими маломощными прослойками алевролитов и аргиллитов.

Наибольшая мощность горизонта (до 33 м) отмечена в южной присводовой части структуры. Максимальные мощности развиты в юго-восточной части структуры. В северо-западном направлении идет их постепенное уменьшение, и в екв. 1 и 24 песчаники почти полностью выклиниваются из разреза. Открытая пористость пород-коллекторов изменяется в пределах 12-19%. Абсолютная проницаемость достигает 2,5 мкм².

Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная. Покрышкой является пачка ангидритизированных доломитов. Глубина залегания залежи 1875-1925 м. Высота газовой части залежи в своде структуры 16-20 м. На 80% своей площади газовая залежь подстилается нефтяной оторочкой. В сводовой части структуры центрального тектонического блока (1) мощность нефтенасыщенных пород не превышает 4-5 м и увеличивается к юго-восточной части блока до 10-16 м. Размеры залежи 52x12-17 км. Пластовое давление в залежи составляет 14-14,4 МПа, что ниже условного гидростатического, пластовая температура также аномально низкая: +12-14°С.Рабочие дебиты газа колеблются в пределах 31-715 тыс. м³/сут. Дебиты нефти - 15-130 м³/сут.

Нефтегазовая залежь в ботуобинском горизонте установлена также на восточном крыле структуры (IV). Залежь пластового типа, тектонически экранированная. Высота залежи более 20 м. Нефтенасыщенные мощности изменяются от 2,2 до 10 м, газонасыщенные - до 3,2 м. размеры залежи 18x3-5 км.

Таблица разведанных (А+Б+С₁) запасов нефти в странах мира:



https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9C%D0%B8%D1%80%D0%BE%D0%B2%D1%8B%D0%B5_%D0%B7%D0%B0%D0%BF%D0%B0%D1%81%D1%8B_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B8

Российская классификация запасов нефти и газа

1. Утвердить:

Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ (Приложение 1);

Временную классификацию скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей) (Приложение 2);

Временную классификацию запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов (Приложение 3).

2. Департаменту геологии и использования недр (Морозов), ГКЗ МПР России (Заборин) до 1 июля 2001 года разработать и представить руководству министерства инструкцию по применению Временной классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.

3. Департаменту геологии и использования недр (Морозов), Департаменту лицензирования (Рябикин) и ФГУНПП "Росгеолфонд" (Захарова) до 1 ноября 2001 г. разработать и представить руководству министерства макет государственного баланса запасов полезных ископаемых (нефть, газы горючие, конденсат и сопутствующие компоненты).

4. Контроль за исполнением Приказа оставляю за собой.

Б.А.ЯЦКЕВИЧ

Приложение 1

к Приказу МПР России

от 7 февраля 2001 г. N 126
ВРЕМЕННОЕ ПОЛОЖЕНИЕ

ОБ ЭТАПАХ И СТАДИЯХ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ

РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ
Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ (далее - Временное положение) составлено в соответствии с Законом Российской Федерации "О недрах" и "Положением о порядке лицензирования пользования недрами", утвержденным в 1992 г.
1. Общие положения
1.1. Временное положение определяет последовательность проведения геологоразведочных работ на нефть и газ в Российской Федерации, связанных с изучением нефтегазоносности, поисками, оценкой, разведкой и разработкой месторождений (залежей) нефти и газа, независимо от их ведомственной принадлежности, подчинения и форм собственности.

1.2. Совокупность взаимосвязанных, применяемых в определенной последовательности работ по изучению недр, обеспечивающих подготовку разведанных запасов нефти, газового конденсата и природного газа для промышленного освоения, далее по тексту именуется "геологоразведочный процесс".

1.3. Деление геологоразведочного процесса на этапы и стадии имеет целью установление рациональной последовательности выполнения различных видов работ и общих принципов оценки их результатов на единой методической основе для повышения эффективности использования недр.

1.4. Виды, объемы работ и методы исследований, применяемые на отдельных этапах и стадиях, должны составлять рациональный комплекс, обеспечивающий решение основных геолого - экономических задач с минимальными затратами сил и средств в конкретных геологических и географических условиях, и соответствовать утвержденным нормативам, инструкциям и руководствам, регламентирующим их проведение.

Комплекс исследований и работ, выполняемый в скважинах различных категорий, определяется в соответствии с "Классификацией скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей)".

1.5. Геологоразведочные работы осуществляются по проектам, которые составляются и утверждаются в соответствии с действующими инструкциями и нормативными документами.

1.6. Геологоразведочные работы на нефть и газ в зависимости от стоящих перед ними задач, состояния изученности нефтегазоносности недр подразделяются на:

региональный

поисково - оценочный

разведочный

этапы с выделением в них стадий (таблица 1).
2. Региональный этап
Целью региональных геолого - геофизических работ является изучение основных закономерностей геологического строения слабо исследованных осадочных бассейнов и их участков и отдельных литолого - стратиграфических комплексов, оценка перспектив их нефтегазоносности и определение первоочередных районов и литолого - стратиграфических комплексов для постановки поисковых работ на нефть и газ на конкретных объемах.

Региональный этап изучения недр предшествует поисково - оценочному этапу и проводится до тех пор, пока существуют благоприятные предпосылки для обнаружения новых перспективных комплексов на неосвоенных глубинах и зон нефтегазонакопления в слабоизученных районах. В пределах нефтегазоносных районов региональные работы могут проводиться одновременно с поисково - оценочными и разведочными работами.

В соответствии с задачами региональный этап разделяют на две стадии: прогноза нефтегазоносности и оценки зон нефтегазонакопления.
2.1. Стадия прогноза нефтегазоносности
2.1.1. Основным объектом исследования являются осадочные бассейны и их части.

2.1.2. На стадии прогноза нефтегазоносности обосновываются наиболее перспективные направления дальнейших исследований и проводится выбор первоочередных объектов - нефтегазоперспективных районов и зон, перспективных комплексов.

2.1.3. Типовой комплекс региональных работ этой стадии включает:

- дешифрирование материалов аэро-, фото- и космических съемок, геологическую, гидрогеологическую, структурно - геоморфологическую, геохимическую мелкомасштабные съемки и другие исследования;

- аэромагнитную, гравиметрическую съемку масштабов 1:200000 - 1:50000 и электроразведку;

- сейсморазведочные работы по системе опорных профильных пересечений;

- бурение опорных и параметрических скважин на опорных профилях в различных структурно - фациальных условиях;

- обобщение и анализ геолого - геофизической информации, результатов бурения скважин.

2.1.4. На стадии прогноза нефтегазоносности по результатам работ и обобщения материалов составляются отчеты (годовые и окончательные) о геологических результатах и оценке прогнозных ресурсов категорий Д2 и частично Д1. В окончательном отчете обосновывается выбор основных направлений и первоочередных объектов дальнейших исследований. К отчетам прилагаются следующие основные графические документы:

- обзорная карта;

- схема расположения профилей, физических точек наблюдений и скважин на исходной геологической и тектонической основе;

- сводные нормальные геолого - геофизические разрезы отложений, изученных крупных геоструктурных элементов осадочного бассейна;

- геолого - геофизические разрезы опорных и параметрических скважин с выделенными опорными и маркирующими горизонтами и с результатами испытания;

- схемы межрайонной корреляции разрезов изученных отложений;

- опорные геологические и геофизические разрезы, характеризующие строение бассейна и крупных структур;

- схема тектонического районирования бассейна в целом или отдельной изученной его части;

- литолого - фациальные схемы и палеосхемы нефтегазоперспективных комплексов разреза;

- схемы нефтегазогеологического районирования с дифференцированием территорий (акваторий) по перспективам нефтегазоносности и выделением первоочередных зон для проведения работ следующей стадии.

2.2.2. Типовой комплекс работ стадии оценки зон нефтегазонакопления включает все виды работ и методы исследований, указанные в пункте 2.1.3, но выполняющиеся по более плотной сети наблюдений и с укрупнением масштабов исследований до 1:100000 - 1:25000.

2.2.3. На стадии оценки зон нефтегазонакопления по результатам проведения работ и обобщения материалов составляются отчеты (годовые и окончательные) о геологических результатах и оценке ресурсов категорий Д1 и частично Д2. В окончательном отчете обосновывается выбор районов и установление очередности проведения на них поисковых работ. К отчетам прилагаются следующие основные графические документы:

- обзорная карта;

- карта геолого - геофизической изученности;

- карта тектонического районирования;

- схема расположения профилей и скважин (карта фактического материала) на геологической и структурной основе;

- геолого - геофизические разрезы скважин с выделением нефтегазоперспективных и нефтегазоносных комплексов и с результатами испытания;

- корреляционные схемы разрезов скважин, нефтегазоносных и перспективных комплексов, горизонтов и пластов с результатами их испытания;

- опорные геологические разрезы, сейсмогеологические, временные и другие разрезы, проходящие через параметрические скважины;

- структурные карты по основным структурным этажам и ярусам;

- литолого - фациальные карты и палеосхемы перспективных комплексов и горизонтов;

- карта важнейших критериев нефтегазоносности основных комплексов;

- карта нефтегазогеологического районирования;

- подсчетные планы нефтегазоносных комплексов с выделением эталонных и расчетных участков и границами развития нефтегазоносных комплексов;

- карты перспектив нефтегазоносности и распределения плотности прогнозных ресурсов нефти и газа категорий Д1 и Д2.

Поисково - оценочный этап разделяется на стадии: выявления объектов поискового бурения, подготовки объектов к поисковому бурению, поиска и оценки месторождений (залежей).

3.1.2. Типовой комплекс работ включает:

- дешифрирование материалов аэрофото- и космических съемок локального и детального уровней генерализации;

- структурно - геологическую (структурно - геоморфологическую съемки);

- гравиразведку, магниторазведку и электроразведку;

- сейсморазведку по системе взаимоувязанных профилей;

- бурение структурных скважин;

- специальные работы и исследования по прогнозу геологического разреза и прямым поискам.

3.1.3. По материалам геолого - геофизических работ по выявлению объектов поискового бурения составляются отчеты о геологических результатах работ и оценке прогнозных локализованных ресурсов Д1л с обязательным приложением следующих основных графических документов:

- обзорная карта района;

- карта геолого - геофизической изученности;

- схема расположения профилей, физических точек наблюдений и скважин;

- сводный геолого - геофизический разрез площади работ;

- геологические профили, временные, сейсмогеологические, геоэлектрические и другие разрезы;

- геолого - геофизические разрезы структурных скважин с выделением продуктивных, маркирующих, опорных горизонтов;

- структурные карты по целевым горизонтам с выделением первоочередных объектов;

- карты сопоставления результатов всех видов геолого - геофизических исследований.
3.2. Стадия подготовки объектов к поисковому бурению
3.2.1. Объектами проведения работ являются выявленные ловушки.

3.2.2. Типовой комплекс работ включает:

- высокоточную гравиразведку и детальную электроразведку;

- детальную сейсморазведку;

- бурение структурных скважин.

3.2.3. По материалам геолого - геофизических работ по подготовке объектов к поисковому бурению составляется отчет о геологических результатах работ и паспорт на подготовленную структуру, с оценкой перспективных ресурсов категории С3 с обязательным приложением следующих основных графических документов:

- обзорная карта района;

- карта геолого - геофизической изученности;

- схема расположения профилей, физических точек наблюдений и скважин;

- сводный геолого - геофизический разрез площади работ;

- геологические профили, временные, сейсмогеологические, геоэлектрические и другие разрезы;

- геолого - геофизические разрезы структурных скважин с выделением продуктивных, маркирующих, опорных горизонтов;

- структурные карты по целевым горизонтам с выделением первоочередных объектов;

- карты неантиклинальных ловушек, совмещенные со структурными картами по продуктивным или близким к ним горизонтам, с контурами предполагаемых залежей;

- карты сопоставления результатов всех видов геолого - геофизических исследований;

- информационные карты по выявленным нефтегазоперспективным объектам, паспорта по объектам, подготовленным к поисковому бурению.

3.3.2. Типовой комплекс работ включает:

- бурение и испытание поисково - оценочных скважин;

- детализационную скважинную и наземную (морскую) сейсморазведку;

- специальные работы и исследования по изучению геологического разреза и положения контуров залежей и элементов ограничения залежи.

Объемы работ и виды геолого - геофизических исследований, а также их методика определяются проектом, а для каждой скважины - геолого - техническим нарядом, составленными и утвержденными в установленном порядке.

3.3.3. В процессе поиска месторождений (залежей) решается задача установления факта наличия или отсутствия промышленных запасов нефти и газа. В случае открытия месторождения (залежи) подтверждающие геолого - геофизические материалы в установленном порядке представляются на государственную экспертизу запасов и по ее результатам ставятся на государственный баланс.

3.3.4. В процессе оценки решаются следующие вопросы:

- установление фазового состояния углеводородов и характеристик пластовых углеводородных систем;

- изучение физико - химических свойств нефтей, газов, конденсатов в пластовых и поверхностных условиях, определение их товарных качеств;

- изучение фильтрационно - емкостных характеристик коллекторов;

- определение эффективных толщин, значений пористости, нефтегазонасыщенности;

- установление коэффициентов продуктивности скважин и добывных возможностей;

- предварительная геометризация залежей и подсчет запасов по категориям С2 и С1.

В отдельных случаях при оценке месторождений с целью уточнения промысловых характеристик коллектора проводится опытная эксплуатация пробуренных в рамках данной стадии единичных скважин. Опытная эксплуатация проводится по индивидуальным проектам, в которых определяются сроки проведения и максимальные объемы отбора нефти и газа. Проекты опытной эксплуатации скважин проходят экспертизу и утверждаются в установленном порядке.

3.3.5. По результатам работ на стадии поиска и оценки месторождений (залежей) проводится систематизация геолого - геофизических материалов и составляется отчет о результатах поисково - оценочных работ. В случае открытия месторождения (залежи) проводится подсчет геологических и извлекаемых запасов углеводородов, а также сопутствующих компонентов в соответствии с действующими нормативными документами.

4.2. Объектами проведения работ являются месторождения (залежи) нефти и газа.

4.3. В процессе разведки решаются следующие вопросы:

- уточнение положения контактов газ - нефть - вода и контуров залежей;

- уточнение дебитов нефти, газа, конденсата, воды, установление пластового давления, давления насыщения и коэффициентов продуктивности скважин;

- исследование гидродинамической связи залежей с законтурной областью;

- уточнение изменчивости емкостно - фильтрационных характеристик коллекторов;

- уточнение изменчивости физико - химических свойств флюидов по площади и разрезу залежи;

- изучение характеристик продуктивных пластов, определяющих выбор методов воздействия на залежь и призабойную зону с целью повышения коэффициентов извлечения.

4.4. Типовой комплекс работ включает:

- бурение разведочных, а в ряде случаев и опережающих эксплуатационных скважин;

- переинтерпретацию геолого - геофизических материалов с учетом данных по пробуренным скважинам;

- проведение детализационных геолого - геофизических работ на площади и в скважинах;

- проведение пробной эксплуатации залежи.

4.5. Рациональная степень разведанности, необходимый объем работ и методы исследования определяются проектом разведки, составляемым и утверждаемым в установленном порядке.

4.6. По результатам разведочных работ с учетом данных пробной эксплуатации проводится:

- уточнение геологических и извлекаемых запасов углеводородов, а также сопутствующих компонентов разведанных и выявленных залежей (продуктивных горизонтов) месторождений по категориям С1 и частично С2;

- подготовка геолого - геофизических материалов, необходимых для составления технологической схемы разработки месторождений нефти и проекта опытно - промышленной эксплуатации месторождений газа, а также для выбора методов повышения коэффициентов извлечения.

4.7. Этап разведки месторождения (залежи) завершается получением информации, достаточной для составления технологической схемы разработки (проекта опытно - промышленной эксплуатации) месторождения (залежи) нефти или проекта опытно - промышленной эксплуатации месторождений (залежи) газа.

4.8. По результатам работ на этапе разведки приводится систематизация геолого - геофизических материалов и составляются:

- отчет по подсчету запасов нефти, конденсата, природного газа и попутных компонентов;

- технико - экономическое обоснование величии коэффициентов извлечения нефти и конденсата.

Таблица 1
СХЕМА СТАДИЙНОСТИ

ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ

Приложение 2

к Приказу МПР России

от 7 февраля 2001 г. N 126

СКВАЖИН, БУРЯЩИХСЯ ПРИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ

РАБОТАХ И РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ)

2. Все скважины, бурящиеся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений или залежей, независимо от источников финансирования подразделяются на следующие категории: опорные, параметрические, структурные, поисково - оценочные, разведочные, эксплуатационные, специальные.

2.1. Опорные скважины бурят для изучения геологического строения крупных геоструктурных элементов земной коры, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления, с целью выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.

Бурение опорных скважин является составной частью комплекса региональных геолого - геофизических исследований на нефть и газ.

В зависимости от геологической изученности региона и сложности решаемых задач опорные скважины могут закладываться в районах, не исследованных бурением, с целью всестороннего изучения разреза осадочного чехла и установления возраста и вещественного состава фундамента (в тех случаях, когда последний может быть вскрыт данной скважиной), или в относительно изученных бурением районах для всестороннего изучения нижней части разреза, ранее не вскрытой бурением, или для решения принципиальных вопросов геологического строения и перспектив нефтегазоносности района.

При бурении опорных скважин проводят:

- сплошной отбор керна;

- отбор шлама через 1 - 5 м проходки;

- геолого - технологические, геохимические и промыслово - геофизические исследования;

- опробование и испытание пластов в процессе бурения приборами на каротажном кабеле или пластоиспытателем на трубах с отбором проб нефти, газа, воды;

- испытание в колонне нефтегазоносных горизонтов, выделенных по данным геолого - геофизических исследований, с отбором проб нефти, газа, воды.

Результаты комплексной обработки материалов опорного бурения, проводимой научно - исследовательскими коллективами, оформляются в виде отчета, который представляется в федеральный орган управления фондом недр или его территориальные органы.

В результате бурения опорных скважин проводится:

- построение литолого - стратиграфического разреза осадочного чехла;

- определение геолого - геофизических характеристик вскрытого разреза для интерпретации геофизических данных;

- установление наличия в разрезе нефтегазоперспективных толщ.

2.2. Параметрические скважины бурят для изучения геологического строения, геолого - геофизических характеристик разреза и оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления, выявления наиболее перспективных районов для поисковых работ.

Бурение параметрических скважин является ведущим видом региональных геолого - геофизических исследований на нефть и газ в относительно изученных районах.

Скважины этой категории следует закладывать в пределах локальных структур или на сейсморазведочных профилях.

При бурении параметрических скважин проводят:

- отбор керна в размерах, обеспечивающих установление и уточнение границ стратиграфических подразделений и изучение вещественного состава и физических характеристик комплексов отложений, слагающих разрез до горизонтов включительно, но не менее 20% от глубины скважины;

- геолого - технологические, геохимические и промыслово - геофизические исследования;

- ВСП и сейсмокаротаж.

Помимо указанных исследований в интервале возможного вскрытия нефтегазоперспективных горизонтов проводят:

- сплошной отбор керна;

- отбор шлама через 1 - 5 м проходки;

- отбор образцов пород боковыми грунтоносами (при необходимости);

- опробование и испытание пластов в процессе бурения приборами на каротажном кабеле или пластоиспытателем на трубах с отбором проб нефти, газ, воды;

- испытание в колонне нефтегазоносных горизонтов, выделенных по данным всех видов геолого - геофизических исследований, с отбором проб нефти, газа, воды.

Результаты комплексной обработки материалов параметрического бурения оформляются в виде отчета, который представляется в федеральный орган управления фондом недр или его территориальные подразделения для апробации и утверждения.

В результате бурения параметрических скважин с учетом других видов региональных исследований проводят:

- уточнение стратиграфического разреза и глубинного строения района;

- изучение геолого - геофизических характеристик пород вскрытого разреза для интерпретации геофизических данных;

- установление наличия нефтегазоносных свит и горизонтов, в комплексе с геофизическими работами выделение зон и структур, благоприятных для скопления нефти и газа;

- оценку перспектив нефтегазоносности района, уточнение прогнозных ресурсов.

2.3. Структурные скважины бурят в ряде районов для выявления и подготовки к поисковому бурению перспективных площадей.

Структурные скважины закладывают:

- для выявления и подготовки площадей (структур) к поисковому бурению, где решение этих задач полевыми геофизическими методами затруднено или экономически нецелесообразно;

- в сложных геологических условиях - в комплексе с полевыми геофизическими методами для уточнения деталей строения площади, прослеживания нарушений, перерывов в осадконакоплении и др.;

- в комплексе с полевыми геофизическими методами для установления возраста разреза, а также получения данных о его физических параметрах, проверки положения опорных горизонтов, выделенных по данным полевых геофизических исследований.

Скважины этой категории, как правило, бурят до маркирующих горизонтов, по которым проводится построение структурных карт.

При бурении структурных скважин проводят:

- отбор и исследование керна в объемах, обеспечивающих построение разреза и определение его характеристик;

- геолого - технологические, геохимические и промыслово - геофизические исследования;

- опробование и испытание объектов в открытом стволе и в колонне (при наличии в разрезе нефтегазоперспективных горизонтов).

Результаты комплексной обработки материалов структурного бурения оформляются в виде отчета.

2.4. Поисково - оценочные скважины бурят на площадях, подготовленных к поисковым работам, с целью открытия новых месторождений нефти и газа или новых залежей на ранее открытых месторождениях и оценки их промышленной значимости.

В поисково - оценочных скважинах производятся исследования с целью получения информации о геологическом строении и оценки нефтегазоносности вскрытого разреза отложений.

Комплекс исследований и работ в поисковых скважинах включает:

- отбор керна (сплошной - в интервалах предполагаемого залегания нефтегазоносных горизонтов, а также на границах стратиграфических подразделений);

- отбор шлама через 1 - 5 м в интервале нефтегазоперспективных горизонтов;

- геолого - технологические, геохимические и промыслово - геофизические исследования скважин;

- опробование и испытание в процессе бурения перспективных нефтегазоносных комплексов (пластоиспытателями на бурильных трубах с геофизическим сопровождением и локализацией продуктивных пластов приборами на каротажном кабеле) с отбором проб пластовых флюидов;

- испытание в колонне нефтегазоносных, а также водоносных (в законтурной части залежи) пластов с отбором проб нефти, газа, воды;

- специальные исследования в скважине;

- работы по интенсификации притоков углеводородов из пластов, представленных сложными коллекторами, с сопровождением их специальными методами ГИС;

- пробную эксплуатацию продуктивных скважин (или группы скважин).

Результаты бурения поисковых скважин оформляются в виде отчета, в котором обобщаются результаты проведенных исследований и дается обоснование промышленной значимости выявленных залежей нефти и газа либо дается заключение о бесперспективности опоискованного объекта (при отрицательном результате поискового бурения).

По результатам бурения оценочных скважин проводят подсчет запасов по категориям С1 и С2.

2.6. Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для уточнения запасов и сбора исходных данных для составления технологической схемы разработки (проекта опытно - промышленной эксплуатации) залежи.

При бурении разведочных скважин проводят:

- отбор керна в интервалах залегания продуктивных пластов в количестве, обеспечивающем достаточное освещение коллекторских свойств;

- геолого - технологические и геохимические исследования в процессе бурения (при необходимости);

- промыслово - геофизические исследования;

- опробование и испытание в процессе бурения приборами на каротажном кабеле или пластоиспытателем на трубах с отбором проб пластовых флюидов;

- испытание в колонне нефтегазоносных, а также водоносных (в законтурной части залежи) объектов с отбором глубинных и поверхностных проб нефти, газа и воды;

- специальные исследования скважин;

- пробную эксплуатацию продуктивных скважин.

По результатам бурения разведочных скважин проводят уточнение ранее подсчитанных запасов и перевод части запасов категории С2 в категорию С1.

2.7. Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплуатации залежей нефти и газа. В эту категорию входят опережающие эксплуатационные, эксплуатационные, нагнетательные и наблюдательные (контрольные, пьезометрические) скважины.

2.7.1. Опережающие эксплуатационные скважины бурят на разрабатываемую или подготовленную к опытной эксплуатации залежь нефти с целью уточнения параметров и режима работы пласта, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, а также оценки выработки отдельных участков залежи для дополнительного обоснования рациональной разработки и эксплуатации залежи.

2.7.2. Эксплуатационные скважины бурят для извлечения нефти и газа из залежи.

2.7.3. Нагнетательные скважины бурят для проведения воздействия на эксплуатируемый пласт с помощью закачки воды, газа и других агентов.

2.7.4. Наблюдательные скважины бурят для осуществления систематического наблюдения за изменением давления, положения межфлюидных контактов и других параметров в процессе эксплуатации пласта.

При бурении эксплуатационных скважин осуществляют необходимый отбор керна по продуктивным пластам и комплекс геолого - технологических и геофизических исследований, устанавливаемый в проектах бурения с учетом конкретных задач той или иной группы скважин и степени геологической изученности месторождения.

По результатам эксплуатационного бурения проводят перевод запасов нефти и газа из категории С1 в категории В и А.

2.8. Специальные скважины бурят для:

- проведения специальных исследований;

- сброса промысловых вод;

- ликвидации открытых фонтанов нефти и газа;

- подготовки подземных хранилищ углеводородов и закачки в них газа и жидких углеводородов (номенклатуру скважин определяют в соответствии с действующими нормативными документами);

- строительства установок для захоронения промышленных стоков (нагнетательные, контрольные, наблюдательные);

- разведки и добычи технических вод.

В специальных скважинах проводят комплекс геолого - технологических и промыслово - геофизических исследований и специальных работ с учетом целевых задач конкретных скважин.

3. Проектирование и заложение скважин, проведение в них исследований, сбор, обработка и хранение материалов бурения и исследований, составление отчетов по скважинам всех категорий осуществляется в соответствии с действующими положениями, инструкциями, правилами, методическими указаниями и другими документами.

При проектировании конструкций параметрических, поисковых, оценочных и разведочных скважин необходимо предусматривать возможность использования их для эксплуатации залежей нефти и газа.

Приложение 3

к Приказу МПР России

от 7 февраля 2001 г. N 126
ВРЕМЕННАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ

ЗАПАСОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, ПЕРСПЕКТИВНЫХ И ПРОГНОЗНЫХ

РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГОРЮЧИХ ГАЗОВ
I. Общие положения
1. Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов (далее - Временная классификация) устанавливает единые для Российской Федерации принципы подсчета и государственного учета запасов месторождений и перспективных ресурсов нефти и горючих газов (свободный газ, газ газовых шапок и газ, растворенный в нефти) в недрах по степени их изученности и народнохозяйственному значению, условия, определяющие подготовленность разведанных месторождений для промышленного освоения, а также основные принципы оценки прогнозных ресурсов нефти и газа.

2. Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитываются и учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Данные о запасах месторождений и перспективных ресурсах нефти и газа используются при разработке концепции экономического и социального развития субъектов Российской Федерации, регионов и Российской Федерации в целом, а данные о запасах по месторождениям - для проектирования добычи и транспортировки нефти и газа.

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

3. При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету и учету запасы нефти и газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, гелия, металлов), целесообразность 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 по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений.

4. Перспективные ресурсы подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы оцениваются раздельно по нефти, газу и конденсату.

5. Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и конденсата, а также этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы нефти и конденсата оцениваются в единицах массы; запасы месторождений и перспективные ресурсы газа и гелия подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы газа оцениваются в единицах объема. Подсчет, учет и оценка производятся при условиях, приведенных к стандартным (0,1 МПа при 20 град. C).

6. 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.

7. 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 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.

ресурсов нефти и газа

Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на перспективные - категория С3 и прогнозные локализованные - категория Д1л и прогнозные - категории Д1 и Д2.

9. 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 другие).

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

10. 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, 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.

11. Категория С1 - 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 в неопробованных скважинах.

Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов - коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские 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 и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.

Запасы категории С1 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.

12. Категория С2 - запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований:

в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий;

в неопробованных залежах 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 С2 используются для определения: перспектив месторождения и планирования геологоразведочных работ; геолого - промысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты. Запасы категории С2 частично используются для составления проектных документов для разработки залежей.

13. Категория С3 - перспективные ресурсы нефти и газа, подготовленных для глубокого бурения ловушек, 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 предполагаемой 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 используются при планировании поисковых и разведочных работ.

14. Категория Д1л - прогнозные локализованные ресурсы ловушек, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований, находящиеся в пределах районов с установленной или возможной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных локализованных ресурсов реализуется с учетом плотности прогнозных ресурсов категории Д1 и установленной площади выявленного объекта.

Прогнозные локализованные ресурсы нефти и газа используются при планировании геологоразведочных работ по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке перспективных ресурсов категории С3.

15. Категория Д1 - 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 Д1 производится по результатам региональных геологических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.

16. Категория Д2 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого - стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих 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.

- геологические запасы - количество нефти, газа, конденсата, находящееся в недрах;

- извлекаемые запасы - часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчета запасов экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

18. 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, оцениваются на основании технико - экономических расчетов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений.

запасов, сложности геологического строения

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

- крупные - от 60 до 300 млн. т нефти или от 75 до 500 млрд. куб. м газа;

- средние - от 15 до 60 млн. т нефти или от 40 до 75 млрд. куб. м газа;

- мелкие - менее 15 млн. т нефти или 40 млрд. куб. м газа.

20. По сложности геологического строения выделяются залежи:

- простого строения - однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабо нарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

- сложного строения - одно- и двухфазные залежи, 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 - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.
https://www.google.ru/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=1&ved=0CCcQFjAA&url=http%3A%2F%2Fugra-nedra.ru%2Fwp-content%2Fuploads%2F2011%2F04%2Fob_etapakh_i_stadiiakh_gee.doc&ei=IdpYUsOZEoTItAb2m4HQCQ&usg=AFQjCNGXAYN29QpW2uHb8aIR4WPVuAcftw&bvm=bv.53899372,d.bGE&cad=rjt