Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Создание геолого-промысловой классификации: залежей углеводородов с целью изучения структуры сырьевой базы газодобывающей отрасли

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Создание геолого-промысловой классификации: залежей углеводородов с целью изучения структуры сырьевой базы газодобывающей отрасли"

со

С" с;-'

ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. ГУБКИНА

На правах рукописи

ПОРТНОВ Евгений Викторович

СОЗДАНИЕ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЙ КЛАССИФИКАЦИИ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ С ЦЕЛЬЮ ИЗУЧЕНИЯ СТРУКТУРЫ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ ГАЗОДОБЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ.

Специальность 04.00.17. - «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений».

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук.

МОСКВА 1998

Работа выполнена в Государственной Академии нефти и газа им. И.М. Губкина.

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор И.П. Чоловский.

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, профессор Э.М. Халимов кандидат геолого-минералогических наук Е.П. Титунин

Ведущая организация: ВНИИгаз

Защита состоится » ^М,СМ_ 1998 г. в / <5" часов в

ауд. 2 32 на заседании диссертационного совета Д 053.27.06., ГАНГ имени. И.М. Губкина, 117917, г. Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГАНГ им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан » 1998 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

А.Н. Руднев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

Актуальность работы. Создание газовой промышленности России -беспрецедентный по размаху и удивительный по глубине прорыв в новый технологический уклад с коренными структурными преобразованиями кг только топливно-энергетического комплекса, но и широкого круга смежных отраслей экономики - от машиностроения и металлургии до транспорта и сельского хозяйства. Сегодня это крупнейшая з мире газовая индустрия, охватывающая собой природные источники газа - месторождения и залежи углеводородов с применяемыми на них современными системами разработки, обеспечивающими эффективное извлечение газа из недр, мощную систему подготовки природного газа, развитую Единую систему газоснабжения (ЕСГ) не только половины территории бывшего СССР, но и стран Восточной Европы. Газовая промышленность России является наиболее обеспеченной ресурсами отраслью топливно-энергетического , комплекса и занимает в нем в настоящее время и в перспективе везущее место. Доля газа в структуре производства знергоресурсов составляет сейчас более 45 %. Из общего объема распределяемого в народном хозяйстве России газа 43.9% используется в электроэнергетике, 44.8% - в промышленности и сельском хозяйстве и 11.3% - в коммунально-бытовом секторе.

Олицетворением газовой промцшленности России является Российское акционерное общество "Газпром". РАО "Газпром" сегодня - одна из ведущих газовых компаний мира. Ее удельный вес в общероссийской добыче газа составляет 94%, а в мировой - 23%.

Наряду с добычей и поставками газа потребителям в зоне Единой системы газоснабжения России РАО "Газпром" занимается добычей газоконденсатз и нефти, комплексной переработкой углеводородного сырья с производством широкой номенклатуры продукции, собственными силами ведет доразведку месторождений, находящихся на его балансе, полностью осуществляет эксплутационное бурение.

Успешное функционирование и дальнейшее развитие газовой промышленности невозможно без объективного знания состояния сырьевой базы отрасли. Для этого необходимо комплексно, во взаимосвязи учитывать различные природные геолого-физические, климатические и другие условия, к которым относятся количество и качество запасов, степень их изученности, территориальная приуроченность и т.п.; техногенное состояние запасов г . подготовленность к промышленному освоению, степень выработанное™

* ч

запасов по конкретным месторождениям и т.д.; народно-хозяйственное значение - удаленность, от потребителя, территориально-климатические условия, размещение по территории страны, развитость инфраструктуры в районе газодобычи и др.

Большое значение для комплексного учета всех решающих факторов, определяющих функционирование газодобывающей отрасли играет эффективность методического подхода к решению этой задачи; Поэтому проведение исследований, по развитию к углублению методического подхода к наиболее полному отражению структуры запасов, как в рамках всей отрасли, так и по отдельным газодобывающим районам и конкретным месторождениям имеет большое народно-хозяйственное значение.

Цель исследований. Основной целью исследований является развитие и совершенствование методов комплексной оценки состояния сырьевой базы газодобывающей промышленности.

Основные задачи исследований.

1. Выбор направления теоретических исследований по развитию методики оценки сырьевой базы газодобывающей отрасли.

2. Определение наиболее значимых факторов, которые могут быть учтены в современных условиях для оценки сырьевой базы отрасли.

3. Разработка . рамочной геолого-промысловой классификации для систематизации ресурсов газодобывающей отрасли, на основе предложенной методики.

4. Создание банка данных на ЭВМ для практической реализации предложенного метода.

5. Апробация предложенной методики на фактическом материале.

Метод решения задач. Все выполняемые исследования опирались на основополагающие принципы системно-структурного подхода в геологии нефти и газа."

Научная новизна.

1. В ходе работы разработана новая рамочная схема системной геолого-промысловой классификации для оценки сырьевой базы газодобывающей отрасли.

2. На основе предложенной классификации разработана методика систематизации первичной геолого-физической и технологической информации с применением ЭВМ.

Практическое значение. Предложенная методика позволяет объективно показать структуру сырьевой базы газодобывающей отрасли и отдельных ее элементов (районов газодобычи, конкретных месторождений), сопоставив их между собой по степени значения для народного хозяйства и перспектиз развития.

Апробация работы. Данная работа выполнялась в рамках темы, финансируемой РАО «Газпром» под руководством проф. И.П. Чоловского и проф. И.С. Гутмана. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на Конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 1995 г.), на XIV Губкинскнх чтениях «Развитие идей И.М. Губкина в теории и практике нефтегазового дела» (Москва, 1996 г.), на совещаниях с руководством геологической службы РАО «Газпром».

Публикации. По теме диссертации опубликовано четыре печатные работы.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, ^_глав и

заключения, изложена на страницах машинописного текста,

иллюстрирована рисунками и таблицами. Список литературы включает ¿О наименования.

Работа выполнена на кафедре промысловой геологии нефти и газа ГАНГ им- И.М. Губкина в период обучения автора в аспирантуре под научным руководством и участии в научных исследованиях по этой теме д.г-мЛ, проф. И.П.Чоловского.

Автор выражает большую признательность за советы и критические замечания всему профессорско-преподавательскому составу кафедры.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

В первой главе дается общая характеристика объекта исследования - сырьевой базы газ'одобывающей отрасли.

Под сырьевой базой понимается совокупность запасов открытых, в том числе подготовленных к промышленной разработке, введенных в разработку, а также законсервированных по тем или иным причинам месторождений.

Россия обладает огромным потенциалом газоносности, который разведан и выработан неравномерно. К настоящему времени в пределах территории субъектов Федерации прилегающего шельфа Российской Федерации открыто 749 газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений с общими разведанными запасами газа 47.8 трлн.мЗ, из которых в разработку вовлечены 45%. За все годы разработки из газовых месторождений России извлечено около 9.5 трлн.мЗ природного газа. Средняя выработанность открытых месторождений составляет 12%, хотя в отдельных районах (Северный Кавказ, Нижнее Поволжье, Коми) выработанность начальных запасов достигает 60-80 %.

Газоносные районы, как и отдельные газовые месторождения, находятся в разной стадии разведанности и промышленного освоения.

Причем по мере промышленного освоения каждого района происходит естественный природный процесс постепенного сокращения величины остаточных (неразведанных) ресурсов, уменьшение вероятности открытия новых крупных месторождений, увеличение удельного веса менее благоприятных в экономическом отношении и более сложнопостроенных месторождений. Опыт свидетельствует о трех принципиальных стадиях ргЬвития сырьевой базы:

- начальной, характеризующейся преимущественным накоплением запасов при отсутствии или начальном развитии добычи;

- средней (зрелой), характеризующейся наличием развитой, сырьевой базы и развитой добычи;

- поздней, характеризующейся напряженностью сырьевой базы из-за исчерпания основной части " начальных потенциальных ресурсов, невозможностью сохранить достигнутый уровень добычи.

Сырьевая база газодобывающей отрасли отвечает начальной стадии освоения в районах Восточной Сибири, Дальнего Востока, на Европейском Севере, шельфе северных морей; средней стадии - в Западной Сибири; и поздней - на юге и в центре европейской части страны.

Распределение разведанных запасов газа неравномерное и характеризуется преимущественной концентрацией в азиатской части страны, и, прежде всего в Западной Сибири, где сосредоточено 70 % запасоз. Важнейшая геологическая особенность разведанных запасов газа России связана с их высокой концентрацией в ограниченном количестве месторождений. В настоящее время почти 97% запасов сосредоточено в 21 уникальном (единичные запасы более 500 млрд.мЗ) и 118 крупных (запасы от 30 до 500 млрд.мЗ) месторождениях, которые обеспечивают почти всю текущую добычу. В многочисленных более мелких месторождениях заключено лишь 2.3 % запасов газа страны. Однако подавляющее большинство уникальных и крупных месторождений открыто 10-20 лет назад. В последние годы такие месторождения открыты преимущественно в

новых отдаленных районах Восточной Сибири, Дальнего Востока к на арктическом шельфе (Штокмановское, Русаковское, Ленинградское, Лудловское, Ковыктинское и др.), а в сложившихся газодобывающих районах европейской части страны пополнение фонда газовых месторождений происходит за счет мелких и мельчайших месторождений.

Сложным является распределение запасов в зависимости от состава газа, с ■ чем связаны некоторые специфические условия использования открытых месторождений. В. большинстве районов газы имеют многокомпонентный состав, включающий в разных сочетаниях углеводородные и не углеводородные соединения. По оценке специалистов ВНИИгаза, на долю метановых бессернистых газов, являющихся основным топливным компонентом, приходятся 57% разведанных запасов. Такие газы сосредоточены в основном в сеноманских отложениях Западной Сибири и на Штокмановском месторождении в Баренцевом море. Состав остальных запасов газа усложнен за счет гомологов метала, сероводорода, углекислого газа, азота, гелия и т.д. Запасы газа с большим содержанием этана могут' рассматриваться как самостоятельное углеводородное сырье для комплексной газо-химической переработки. Наличие кислых газов (сероводорода, углекислого газа) является в целом негативным фактором, затрудняющим процесс разведки и освоения месторождений. Основная часть кислых газов, приходящаяся на Астраханское и Оренбургское месторождения являются высокоэффективным источником промышленного получения серы, являющейся ценнейшим сырьем.

Значительная часть запасов газа сопряжена с наличием конденсата. В целом по стране открыто 286 газоконденсатных месторождений, из которых разрабатываются с отбором конденсата 76 месторождений. В отдельных залежах содержание конденсата в газе превышает 500 г/куб.мЗ.

В широких пределах меняется фазовый состав месторождений природного газа, определяемый объемным соотношением газа, нефти и конденсата. По этому признаку выделяется непрерывный ряд типов

месторождений, где крайнее положение занимают газовые и нефтяные, а промежуточные - газонефтяные, нефтегазовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные.

,В России распространены месторождения всех перечисленных типов. При этом большинство из них имеют четкую "специализацию", являясь или чисто нефтяными (65%), или газовыми и газоконденсатными (16,5%), з то время как на все промежуточные типы приходится 18% месторождений. Месторождения нефтяного ряда преобладают в Урало-Поволжье и на севере Европейской части России, газовые и газоконденсатные месторождения - в Восточной Сибири, Якутии. В западной Сибири отчетливо фиксируются: южная область- - преимущественно нефтенакопления и северная -преимущественно газоносная.

Перспективы развития сырьевой базы газовой промышленности связаны с реализацией прогнозных (неразведанных) ресурсов газа России, которые оцениваются величиной 166.8 трлн. куб.мЗ. По сути, ни один из известных газоносных районов страны не исчерпал полностью своих потенциальных возможностей, но преобладающая часть неразведанных ресурсов (68.3 %) приходится на отдаленные районы, не обеспеченные необходимой инфраструктурой. По величине ресурсов газа среди районов суши доминирует Западная Сибирь, за ней следуют Восточная Сибирь и Дальний Восток. Свыше 42 % ресурсов связано с акваториями морей, прежде всего Карского и Баренцева. "

В первой главе говорится о том, что в настоящее время накоплен большой объем информации • по нефтегазодобывающим районам, месторождениям и отдельным залежам углеводородов. Это выдвигает нз первый план задачу систематизации материалов в целях оценки состояния сырьевой базы нефтегазодобывающей отрасли. Для этой цели необходимо иметь классификацию, которая позволяет охарактеризовать структуру сырьевой базы. В ней должно быть учтено как можно больше природных и

техногенных факторов, характеризующих состояние сырьевых ресурсов отрасли.

Во второй главе произведен краткий обзор существующих классификаций месторождений и залежей нефти и газа и их роли в нефтегазовой геологии.

Вопросам классификации месторождений и залежей нефти и газа в разное время уделяли большое внимание многие крупные ученые. Среди них: Абрамович М.В., Алексин А.Г., Бакиров A.A., Брод И.О., Вассоевич Н.Б., Высоцкий И.В., Жданов М.А., Иванова М.М., Каратаев Ю.П., Кудрявцев H.A., Маслов С.С., Мирчйнк М.Ф., Мустафинов АЛ., Праведников Н.К., Самарцев В.Н., Успенская П.Ю., Хельквист Г.А., • Чоловский И.П. и др.

В соответствии с существующими классификациями залежи и месторождения обычно группируются по какому-либо одному признаку: по форме ловушек, по условиям залегания углеводородов, по фазовому составу, по степени изученности запасов и др. и в основном предназначаются для целей поисков и разведки. Условно их можно назвать «классификациями одного фактора». Однако для целей разработки залежей углеводородов, когда на условия извлечения запасов из недр влияет исключительно большое количество других разнообразных свойств объекта, кроме указанных, иметь классификацию, построенную по одному фактору оказывается совершенно недостаточно. Необходимо иметь классификацию, учитывающую целый комплекс не только природных, но и техногенных факторов, определяющих условия применения эффективных технологий разработки и технических способов добычи разведанных запасов углеводородов.

Трудность создания удобоприемлемой классификации, позволяющей охарактеризовать структуру сырьевой базы газодобывающего района или отрасли в целом связана со сложностью одновременного учета достаточно большого количества разнообразных природных и техногенных факторов,

определяющих условия применения эффективных технологий разработки и технических способов добычи разведанных запасов углеводородов. В частности, требуется определить круг наиболее значимых нз этих факторов и как-то увязать их между собой.

Во второй главе делается вывод, что комплексный учет большого числа разнородных факторов наиболее эффективно возможно выполнять лишь на основе системно-структурного подхода.

В третьей главе изложены общие принципы использования системно-структурного подхода в геологии нефти и газа.

Вопросам системного подхода в геологии нефти и газа посвящены работы Высоцкого И.В., Дементьева Л.Ф., Дмитриевского А.Н., Дружинина В.В., Жданова МЛ., Крылова А.П., Конторова Д.С., Трофимука A.A. и др.

Сущность системно-структурного подхода заключается в мысленном расчленении изучаемого объекта, рассматриваемого в качестве системы,' на составные части - подсистемы первого уровня, подсистем первого уровня -на еще меньшие части - подсистемы второго уровня и т.д., вплоть до вычленения наиболее мелких частей (элементов), в данном конкретном исследовании рассматриваемых в качестве далее не делимых составляющих исходной системы. Это позволяет свести исследование объекта к рассмотрению элементов и подсистем как относительно простых, легче познаваемых самостоятельных объектов, к анализу взаимосвязей между элементами и подсистемами и заключительному восхождению от элементов к исходной системе. Опыт показал, что такой подход обеспечивает решение целого ряда сложных естественнонаучных, технических и социологических 4 задач, ни на какой другой основе не находящих удовлетворительного , решения.

Совокупность связей и отношений между частями системы (подсистемами и элементами), называется структурой системы. Эти связи

объединяют составные части системы в одно целое, обусловливают целостность, единство системы.

Системный подход позволяет рассматривать сырьевые ресурсы газодобывающей отрасли как некую сложную систему с несколькими' уровнями организации. На высшем уровне в качестве основного элемента выступает вся отрасль, т.е. первый уровень - это уровень системы в целом. Второй уровень - уровень укрупненного газодобывающего района, третий уровень - уровень месторождений как некоторой совокупности залежей. На этом уровне вся система может быть представлена как множество подсистем-месторождений. Четвертый уровень - уровень залежей на этом уровне вся система выступает как множество элементов-залежей.

Как выяснилось на практике, сложность разработки классификации, ' учитывающей множество факторов заключается в том, что эти факторы неоднозначны и часто работают с разными знаками. В этих условиях создать более или менее стройную классификацию можно только на основе системно-структурного подхода.

В четвертой главе определены основные факторы, характеризующие структуру сырьевой базы.

Выбор этих факторов определялся, прежде всего, той информацией, которую можно получить в современных условиях. Ведь теперь собственниками этих данных являются многочисленные акционерные общества не склонные никому их давать.

Основным элементом в структуре сырьевой базы газодобывакзщей отрасли является месторождение. Месторождение, в свою очередь, представляет собой совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к единой тектонической структуре и расположенных в пределах одной площади.

Месторождения и залежи углеводородов нефтегазовая геология рассматривает последовательно в двух состояниях: статическом и

динамическом. Во-первых, месторождения (залежи) рассматриваются в статическом состоянии как природные геологические объекты. Целью такого подхода является технико-экономическое обоснование промышленной значимости месторождения и получение необходимой геолого-промысловой информации для проектирование разработки. Из основных природных факторов, определяющих условия применения эффективных технологий разработки и технических способов добычи углеводородов, нами для анализа взяты следующие четыре:

1. Тиц месторождения по фазовому составу. По этому признаку все известные скопления газа и нефти подразделяются на однофазные и двухфазные. К первым системам относятся нефтяные и газовые, к двухфазным - все возможные сочетания (в единой -залежи) известных однофазных частей залежей.

В образовании скоплений углеводородов принимают участие метан (сухой газ), метан с тяжелыми гомологами (жирный газ), нефть и конденсат, т.е. легкая нефть (преимущественно бензинолигроиновые фракции), способная растворятся в жирном газе. Соответственно выделяется непрерывный ряд типов месторождений, где крайнее положение занимают газовые и нефтяные, а промежуточные - газонефтяные, нефтегазовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатны'е.

На практике газонефтяные залежи отличаются большим разнообразием по условиям залегания нефти и газа, по соотношению объемов нефтяной части и газовой шапки. Четкие границы по геолого-физическим параметрам, позволяющим выделить нефтегазовые, газонефтяные и' газовые залежи с нефтяной оторочкой, или наоборот, не определены. Для них имеются разные подходы к классификации, но наибольшее признание на практике получила классификация В.Н.Самарцева. ' Морфологические характеристики двухфазовых залежей в ней определяются различным сочетанием таких параметров, как толщина пласта, этаж нефтеносности и угол наклона пласта. От соотношения этих величин зависят площадные и объемные

V .

характеристики зон различного насыщения в пласте - чистой нефтяной зоны, водонефтяной, газонефтяной и газоводонефтяной зон. В зависимости от соотношения объемов пород, занятых нефтью и газом газонефтяные залежи подразделяются на:

- нефтяные залежи с газовой шапкой (нефтенасыщенный поровый объем составляет 90 % и более от общего порового объема залежи, Уг/Ун <0,1);

- газонефтяные залежи (преобладание запасов нефти над запасами газа, Уг/Ун < 0,1-1);

- нефтегазовые залежи (преобладание запасов газа над запасами нефти Уг/Ун > 1-Ю);

- газовые залежи с нефтяной оторочкой (газонасыщенный поровый объем составляет 90 % и более от общего порового объема залежи Уг/Ун > 10).

Величина запасов месторождения. Ценность любого месторождения нефти и газа в первую очередь определяется величиной запасов, которые слагаются из запасов выявленных в его пределах залежей. В качестве показателя размера принимаются суммарные запасы углеводородов, для газа

- балансовые, для нефти - извлекаемые. Размеры залежей газа меняют в широких пределах - от нескольких десятков тысяч до нескольких триллионов кубометров.

Согласно «Классификации ресурсов и запасов месторождений нефти и газа» по величине балансовых запасов газа и извлекаемых запасов нефти месторождения подразделяются на уникальные, крупные, средние, мелкие и мельчайшие:

Размер месторождения Балансовые запасы газа, млрд.куб.м. Извлекаемые запасы нефти, мли.т.

Уникальные >500 >300

Крупные 30-500 30-300

Средние 3-30 3-30

Мелкие 1-3 1-3

Мельчайшие < 1 < 1

3. Состав природного газа. Природные газы газовых, газоконденсатных, и газонефтяных месторождений состоят в основном из углеводородов метанового ряда и неуглеродных компонентов, из которых наиболее часто встречаются азот, углекислый газ и сероводород. В микроконцентрациях, обычно не превышающих долей процента, в природных газах присутствуют инертные газы, водород, окись углерода и металлы (ртуть).

При доминирующей энергетической ориентации использование природного газа, основным видом сырья является по существу метан, имеющий в составе большинства газовых месторождений максимальную концентрацию по объему и запасам. Гомологи метана - этан, пропан, бутан, пентан и др. - в силу более широких возможностей использования в газовой и газохимической .промышленности приобретают экономическое значение самостоятельных видов полезных ископаемых. Это относится и к неуглеродным компонентам газа, прежде всего к сероводороду и гелию, которые на ряде месторождений извлекаются в промышленных объемах к дают большой экономический эффект. Другие компоненты природного газа (углекислота, азот, металлы) в отечественной практике используются слабо.

В большинстве месторождений углеводороды составляют до 95-98 % всего состава, основная часть этой концентрации приходиться на метан. В газах, не контактирующих с нефтью, содержание метана превышает 90-95 %. В газоконденсатных и газонефтяных месторождениях содержание метанз колеблется в более широких пределах. • ч

Суммарное содержание гомологов метана составляет в среднем 5-10 % в газовых месторождениях и 15-20 % в газоконденсатных и газонефтяных

месторождениях. -----

Кислые компоненты природного газа - сероводород и углекислота (двуокись углерода)- распространены в геологических условиях крайне неравномерно. Фоновые содержания кислых газов в большинстве районоз

ниже 0.5 - 1 % объемного состава газов, но в определенных зонах их концентрации значительно возрастают, и известны месторождения, почти целиком представленные сероводородом и углекислотой. Аномальные концентрации сероводорода (свыше 5 %) связаны, как правило, с сульфатоноснымя породами, часто с известняками. В пределах России повышенное содержание сероводорода в газовых месторождениях установлены до 20-50 % на Астраханском месторождении и в целом в подсолевых отложениях Прикаспийской низменности, в Волго-Уральском районе и ряде других районов.

Наличие сероводородных компонентов в . природном газе вызывает быструю коррозию оборудования. В газах, подаваемых на газопровод, содержание сероводорода не должно превышать 0.0013 % (2 г на 100 куб. м ' газа). Отсутствие технологий для извлечения серы из природного газа служит сдерживающим фактором для освоения залежей газа с повышенным содержанием сероводород.

По этому фактору все залежи подразделяются на две группы: безсернистые и сернистые.

Газоконденсаты в природе не образуют самостоятельных скоплений, а содержатся в свободном газе газоконденсатных и газонефтяных залежей. По территории России конденсат распределен крайне не равномерно. Из 1800 млн.т запасов категорий А+В+С1 почти половину содержат Астраханское (425 млн.т), Уренгойское (345( млн.т); Ямбургское (112 млн.т) месторождения, а в целом на Астраханскую и Тюменскую области приходится свыше 83 % разведанных запасов конденсата. Эти области, а также Красноярский край, являются с точки зрения геологического прогноза наиболее перспективными для развития сырьевой базы конденсата в будущем. По' физическим свойствам конденсат месторождений России изменяется в широких пределах. Плотность конденсата по разным месторождениям колеблется от 0.675 до 0.825 г/куб.см. В пределах Тюменской области отмечается увеличение плотности конденсата от относительно низких 'значений в Надым-Пур-

Тазовском газодобывающем районе (0.720-0.780 г/куб. см) при преимущественно метановом составе конденсата до высокой плотности (0.815-0.818 г/куб.см) с нарастающей долей нафтеновых соединений в районах Ямала и Гыдана. На Астраханском месторождении плотность конденсата составляет 0.806-0.810 г/куб.см. Высокое содержание конденсата характерно для отдельных месторождений Северного Кавказа (Русский Хутор и др.) и Европейского Севера (Вуктыльское).

Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150 куб.см/куб.м), средним ( 150-300 куб.см/куб.м), высоким (300-600 куб.см/куб.м) и очень высоким (более 600 куб.см/куб.м). В предлагаемой классификации на данном этапе исследований выделяется только две группы газоконденсатных залежей: с содержанием С5+ менее 200 куб.см/куб.м и с содержанием С5+ более 200 куб.см/куб.м.

4. Сложность геологического строения. Месторождения нефти и газа в большинстве случаев содержат несколько залежей. Сложность строения месторождения будем определять исходя из количества залежей входящих в его состав. По этому признаку выделяются одно- и многообъектные месторождения.

В статическом состоянии месторождения и залежи в основном моделируются при подготовке их к промышленной разработке, а затем по мере поступления новой информации только уточняются. После ввода месторождения (залежи) в промышленную разработку начинается второй с этап изучения уже в динамическом состоянии.

Месторождение, находящееся в разработке, представляет co6oJi особую комплексную систему, состоящую из двух компонент: геологической (сама залежь) и искусственной техногенной (система разработки). После начала функционирования техногенной системы начинается преобразование месторождения обусловливаемое естественными геологическими свойствами залежи и характеристиками запроектированной системы разработки, т.е. вся новая комплексная система переходит в динамическое состояние.

Все изменения геолого-технического комплекса, а также его геологической и техногенной составляющих происходит в результате действия различных процессов, протекающих в залежах при их разработке. К числу этих процессов относятся: выработка запасов углеводородов, заводнение продуктивных пластов пластовыми водами, изменение пластового давления и т.п. Иногда, по каким либо причинам разработка месторождения прекращается и оно консервируется.

Исходя из этого в предложенной нами схеме месторождения (залежи) делятся на три группы:

- содержащие промышленные запасы, но не вводившиеся в разработку;

- разрабатываемые;

- законсервированные после промышленной разработки.

Разработка любого нефтяного или газового месторождения обычно охватывает период в несколько десятилетий. Каждое месторождение является неповторимым объектом, обладающим присущими только ему индивидуальными особенностями геологического строения и условиями извлечения углеводородов, поэтому и динамика технологических показателей разработки, процессы протекающие при эксплуатации, у каждой залежи имеют свои специфические особенности. Вместе с тем все месторождения после ввода в разработку проходят определенные стадии развития, имеющие общие характерные черты. На газовых эксплутационных объектах весь период разработки одни специалисты подразделяют на три стадии, другие на четыре. В первом случае III стадия отвечает Ш+ГУ стадиям разработки нефтяных объектов. Исходя из целесообразности унификации ■

ч.

понятий, следует период разработки газовых месторождений, также как и нефтяных делить на четыре стадии.

I стадия - период, бурения первой очереди добывающих скважин и наращивания добычи газа.

II стадия - период относительно постоянной высокой добычи, поддерживаемой дополнительным бурением скважин и повышением

мощности ДКС. Поскольку между П и соседними стадиями обычно четких границ нет, к ней условно относят годы, в которых годовой рост или падение добычи не превышает 10 %.

Ш стадия - период интенсивного падения добычи. Г/ стадия - завершающий период разработки, характеризующийся низкими отборами газа.

Таким образом, разрабатываемые газовые, газоконденсатные и газонефтяные месторождения по степени выработки запасов можно разделить на три группы:

1) месторождения, выработанные до 50 %, что соответствует I и П стадиям разработки;

2) месторождения, выработанные на 50-75 %, что соответствует III стадии разработки;

3) месторождения, запасы которых выработаны более чем на 75 %, что соответствует Г/ завершающей стадии разработки.

В пятой главе представлена рамочная схема системной геолого-промысловой классификации для характеристики структуры сырьевой базы газодобывающей отрасли. Рамочной эта схема названа потому, что этот первый вариант требует дальнейшего развития и совершенствования после опробования на фактическом материале. В представленном варианте схемы классификации выделяется 4 иерархических уровня организации сырьевой базы отрасли.

К высшему I уровню отнесена газодобывающая отрасль в целом как

ч .

совокупность всех газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений с реализуемыми на них системами разработки, техническими и технологическими средствами добычи и системами сбора, подготовки, транспортировки и хранения газа.

II уровень характеризует административно-географическое положение района газодобычи. На этом уровне в известной степени отражается не

только административно-географическое распределение ресурсов газа, но и удаленность их от мест потребления, отношение к существующим и проектируемым газотранспортным системам, инфраструктура, характер и степень обустройства, обеспеченность трудовыми ресурсами и т.п.

Предложено классификацию вести по восьми районам: 1. Северный Кавказ. 2 . Урало-Поволжье и Прикаспий.

3. Европейский север. '

А. Западная Сибирь.

5. п.о. Ямал.

6. Восточная Сибирь.

7. Дальний Восток.

S. Шельфы северных морей.

III уровень - это уровень месторождений. На этом уровне выделяются два подуровня: подуровень Illa, и подуровень П1б. '

Подуровень Ша. - рассматривает геологические факторы, характеризующие месторождения как сложные природные системы, в статическом состоянии.

1.Первый фактор характеризует месторождения по фазовому составу углеводородов.'Выделяется три группы месторождений:

а) газовые, залежи которых содержат только свободный газ;

б) газоконденсатиые, в газе которых содержатся промышленные запасы конденсата.

в) газонефтяные, на которых хотя бы одна залежь имеет нефтяную оторочку и газ в газовых шапках., 4 -

2.Второй фактор характеризует, месторождения по размерам. В качестве показателя размера принимаются суммарные запасы углеводородов для газа -балансовые, для нефти - извлекаемые. По газовому эквиваленту выделяются следующие пять групп:

а) мельчайшие - до 1 млрд.куб.м

б) мелкие - 1-Змлрд.куб.м;

з) средние - 3-30 млрд.куб.м;

г) крупные - 30-500 млрд.куб.м;

д) уникальные - более 500 млрд.куб.м.

3. Третий фактор определяет месторождения' по такому важному показателю как содержание серы в виде сероводорода и сопутствующих ему соединений. Выделяются месторождения:

-. -j

а) безсернистые и

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

4. Четвертый фактор разделяет месторождения по сложности строения выражающемся в количестве входящих в его состав залежей, содержащих промышленные запасы углеводородов. По этому показателю выделяется две группы месторождений:

а) однообъектные, которые слагаются одной залежью и

б) многообъектные, в составе которых имеется две и более залежи.

Следующий 1П6. подуровень отражает техногенное состояние месторождений, т.е. находящихся в динамическом состоянии. Выделяются три группы месторождений в зависимости от состояния промышленного освоения.

1. В первую группу выделены разведанные месторождения, если ни одна из его залежей не вводилась в разработку.

2. Во вторую группу входят месторождения, на которых хотя бы одна залежь находится в разработке. Выделяется три подгруппы разрабатываемых месторождений:

а) если выработка разрабатываемой залежи менее 50 %;

б) выработка разрабатываемой залежи составляет 50-75 %;

в) выработка разрабатываемой залежи превышает 75 %. ~

3. В эту группу включены месторождения, все залежи которых законсервированы. Сюда же вошли месторождения, на которых хотя бы одна залежь законсервирована после эксплуатации, а остальные не вводились в разработку. Выделяется три подгруппы законсервированных месторождений:

а) законсервированное месторождение выработано менее чем на 50%;

б) выработка законсервированного месторождения составляет 50-75%;

в) выработка законсервированного месторождения превышает 75 %.

IV уровень - это уровень залежей. На этом уровне также рассматриваются два подуровня аналогично III уровню. На подуровне IVa. рассматриваются природные факторы, определяющие структуру сырьевой базы. Залежи характеризуются шестью факторами:

1. Первый характеризует залежи по фазовому составу углеводородов. Выделяются следующие типы залежей:

а) залежи газовых месторождений;

б) залежи газоконденсатных месторождений;

в) залежи свободного газа газонефтяных месторождений;

г) залежи с газовой шапкой и нефтяной оторочкой газонефтяных месторождений.

2. Второй, аналогично подуровню III-2 характеризует залежи по их размерам, в т.ч.:

а) мельчайшие, запасы до 1 млрд.куб. м;

б) мелкие, запасы 1-3 млрд.куб.м;

в) средние, запасы 3-30 млрд.куб.м;

г) крупные, запасы 30-500 млрд.куб.м;

я) уникальные, запасы более 500 млрд.куб.м.

3. Третий характеризует залежи по сернистости газа:

а) залежи безсернистого газа;

б) залежи сернистого газа. ч

4. Этот фактор группирует залежи по принадлежности к однообъектным и многообъектным месторождениям:

а) залежи однообъектных месторождения;

б) залежи многообъектных месторождении.

5. Пятый фактор выделяется только для объектов, содержащих газоконденсат. Залежи группируются по содержанию С5+. Выделяется две подгруппы:

а) с содержанием С 5+ < 200 куб.см / куб.м;

б) с содержанием С 5+ > 200 куб.см / куб.м.

6. Шестой фактор выделяется только для газонефтяных залежей по соотношению запасов свободного газа и нефти. По этому показателю выделяется четыре группы:

а) отношение запасов газа к запасам нефти менее 0,1;

б) отношение запасоз газа к запасам нефти 0,1-1;

в) отношение запасов газа к запасам нефти 1-10;

г) отношение запасов газа к запасам нефти более 10.

У1б. уровень - характеризует техногенное состояние залежей углеводородов. В этом подуровне требуется выделить тринадцать групп залежей: ,,

1. Первая группа подуровня характеризует техногенное состояние газовых залежей, не вводившихся в разработку;

2. Вторая группа характеризует разрабатываемые залежи.

3. Третья группа охватывает залежи, законсервированные после эксплуатации.

Следующие три группы VIб. подуровня характеризуют техногенное состояние газоконденсатных залежей.

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

5. К пятой группе относятся разрабатываемые газоконденсатные залежи.

6. Шестая группа характеризует газоконденсатные залежи, законсервированные после эксплуатации.

ч .

Следующие семь групп характеризуют техногенное состояние газонефгяных залежей.

7. Седьмая группа У1б. подуровня - это газоконденсатные залежи, не вводившиеся в разработку.

8. Восьмая группа характеризует газонефтяные залежи, у которых разрабатывается только нефтяная часть.

9. В девятую группу входят газонефтяные залежи, у которых разрабатывается только газовая шапка.

10. Десятая группа характеризует газонефтяные залежи," по которым разрабатывается и нефтяная часть, и газовая шапка.

11. Одиннадцатая группа отводится для законсервированных залежей после эксплуатации их нефтяной части.

12. Двенадцатая группа характеризует газонефтяные залежи, законсервированные после эксплуатации только газовой шапки. 1

13. Последняя тринадцатая группа включает законсервированные газонефтяные залежи после эксплуатации нефтяной части, и газовой шапки.

В перечисленных выше тринадцати группах включающих разрабатываемые и законсервированные залежи выделяются подгруппы в зависимости от степени выработки запасов, аналогично Шб. подуровню:

а) с выработкой до 50 %;

б) с выработкой 50-75 %;

/

в) с выработкой более 75 %.

В шестой главе дается методика обобщения информации для анализа состояния сырьевой базы газодобывающей отрасли.

Излагаемая ниже методика обобщения информации основана на систематизации различных исходных геолого-физических и технологических данных по месторождениям и залежам в соответствии с предлагаемой рамочной схемой классификации месторождений, и залежей углеводородов. В связи с исключительно большим объемом информации все работы по систематизации исходных данных проводились с использованием ЭВМ, для чего было специально разработано соответствующее программное обеспечение.

При создании базы исходных данных в соответствии с предлагаемой рамочной схемой классификации был определен минимальный перечень параметров, которые необходимо, было иметь, чтобы начать исследования.'

Ведь в настоящее время получить доступ к такой информации представляется довольно сложным.

В ходе исследований из разных источников удалось собрать количественные данные по большинству залежей о начальных и текущих запасах газа и нефти, о категорийности запасов, сведения о содержании в газе серц и конденсата, а также данные о техногенном состоянии. Первичные данные по залежам позволили: отнести их к разрядам газовых, газоконденсатных и газонефтяных, получить представление о категорийности и величине запасов в целом по месторождениям, косвенно оценить сложность строения месторождения (однообъектные и многообъектные). По разнице в величине начальных и текущих запасов газа определить их техногенное состояние - находятся ли они в разработке или еще не вводились в разработку, а так же степень их выработанности.

С помощью ЭВМ все месторождения, по разным признакам отнесенные к тому или иному иерархическому уровню, были объединены в отдельные группы. Итоговая геолого-физическая и технологическая информация по каждой группе была представлена в виде таблиц, несущих всю имеющуюся информацию уже в систематизированном виде.

В результате по каждому району были получены серии таблиц отдельно для газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений несущих всю имеющуюся информацию уже в систематизированном виде. В том числе таблицы составлены отдельно для групп месторождений одного размера, для одно- и многопластовых, с безсернистым и сернистым газом, для не вводившихся в разработку, а также разрабатываемых и законсервированных с разной степенью выработанности. В каждой таблице указано количество месторождений и залежей, входящих в данную группу, количество начальных и остаточных запасов группы разной категорийности и суммарная добыча газа, а также средние значения запасов, приходящихся на одну залежь группы (таблица 1).

Таблица 1. Западная СнСнрь. Газовые крупные мнсгсоСъектные безсернкстие не вводившиеся в разработку 20 месторождений.

Категория Запасы, млрд.м'' Добыто, % Количество залежей В среднем на 1 залежь, млрд.м3

А+В+С1 начальные 1466,85 остаточные 1466,85 добыто 116 12,645 12,645

С2 925,62 - 100 9,256

Сз - - - -

Итого 2392,47 121 19,772

При таком группировании получилось очень большое количество таблиц формы 1 и напрямую использовать их для анализа практически невозможно. Содержащаяся в них информация требует дальнейшего укрупнения информации и представления ее в других формах. Наполнение таблиц информацией и их форма определяется задачами, для решения которых составляются эти таблицы. При этом можно составлять таблицы нескольких типов: более общие, отражающие состояние двух- трех факторов или более детальные, отражающие состояние многих факторов.

В качестве примера таблиц первого рода, приводится таблица 2, характеризующая состояние запасов по группам чисто газовых месторождений, находящихся в разном техногенном состоянии. Для этого взяты три группы газовых месторождений: не вводившихся в разработку, разрабатываемых и законсервированных после эксплуатации. - Из' таблиц первичной обработки, о которых говорилось выше, выбраны и сведены в табпицу данные о величинах начальных и текущих запасов, их категорнйности и количестве добытого газа по каждой группе по району газодобычи (таблица 2).

Таблица 2. Северный Кавказ. Газовые месторождения.

Техногенное Категория Запасы, % Количество,

состояние запасов млрд.мЗ шт.

месторождения от нач. от тек. месторож залежей

запасов запасов деннй

Не А+В+С1 35,791 44,6 44,6

вводившиеся в С2 34,221 42,6 42,6

разработку Забаланс. 10,284 12,8 12,8

Всего 80,296 100 100 33 62

А+В+С1 70,307 25,4 64,2

Разрабаты- С2 35,364 12,8 32,3

ваемые Забаланс. 3,807 1,4 3,5

Итого 109,478 100

Добыто 166,920 60,4

Всего 276,398 100 37 63

А+В+С1 1,940 60,5 95,3

Законсерви- С2 0,095 3,0 4,7

рованные Забаланс. -

Итого 2,035 100

Добыто 1,174 36,5

Всего 3,209 100 9 10

А+В+С1 108,038 30,0 563

С2 69,680 19,4 36,3

Всего Забаланс. 14,091 3,9 7,4

Итого 191,809 100

Добыто 168,095 46,7

Всего 359,904 100 79 135

Для того чтобы провести более детальный и углубленный анализ состояния определенной группы месторождений, вводят большее число факторов. Например, в таких таблицах могут содержаться сведения о: категорийности и величине запасов, размерах месторождений, сложности их строения (одно- и многообъектные), наличии серы в газе, техногенном состоянии месторождений, степени их выработки (таблица 3).

Таблица 3. Западная Сибнрь. Газовые разрабатываемые месторождения.

Размер Мелкие Средние Kpjaaue Уныкаль Итого

ные

Выработка, % >75 <50 50-75 >75 <50 50-75

безсерннстые, однообъектные

А+В+С1 0,25 342 6,93 543 162,33 17844

Добыто 1,94 0,67 16,43 22,63 0,1 41,83

а - - - - 203,76 208,76

Бсего, млрд.мЗ 2,19 4,19 2337 28,21 371,19 429,15

Kai и нестор. 1 1 1 1 2 6

чество, залежь. 1 1 1 1 2 6

шт.

безсерывстые, многообъестиые

А+В+С1 £32,64 997,99 1630,63

Дооито 17,31 1254,69 1271,99

а 12,32 55,39 67,71

Всего, клрд.мЗ 662,26 2303,06 297043

Колн место р. 3 1 4

чество. залежь 13 12 25

шт.

в иелом

А+В+С1 0,25 342 6,93 5,53 794,97 997,99 1809,19

Добыто 1,94 0,67 16,43 22,68 17,41 1254,69 1313,82

С2 - - - - 221,07 55,38 276,46

Всего, млрдоЗ 2,19 4,19 23,37 23,21 1033,45 2308,06 3399,47

Колнче мсстор. 1 1 1 1 S 1 10

створит млежь 1 1 1 1 15 12 31

Седьмая глава представляет собой анализ состояния сырьевой -базы по газодобывающим районам и отрасли в целом на базе предложенной рамочной схемы геолого-промысловой классификации залежей УВ. В качестве примера рассмотрим некоторые аспекты состояния сырьевых ресурсов Северного Кавказа, как наиболее промышленно освоенного в отношении нефтегазодобычи района, и Восточной Сибири, характеризующейся начальной стадиен освоения.

В Северо-Кавказском районе на газовом балансе числится 131 месторождение. Из них большая часть - 78 являются чисто газовыми, 36 -содержат газоконденсат и 17 - являются газонефтяными. При этом на чисто газовыг месторождения приходится около половины запасов района-(4Б%), около 32% на газоконденсатные и примерно 20% на газонефтяные.

Из числа газовых по количеству здесь больше всего мельчайших месторождений - 41 из 78, хотя на их долю приходится только 6,5% запасоз. Более половины запасов сосредоточено в 17-ти средних по размерам месторождений.

Характеризуя техногенное состояние месторождений района можно сказать, что из 78 газовых месторождений в разработке находится 35, содержащих более 57% запасов. Законсервировано 9 месторождений и 34 месторождения, содержащих более 41% запасов газовых месторождений в разработку еще не вводилось. В основном это мельчайшие и мелкие месторождения, за исключением одного среднего по размерам месторождения (Марковское), содержащего четвертую часть всех запасов не вводившихся в разработку газовых месторождений.

Основные запасы разрабатываемых месторождений (80%) приурочены к 7-и средним и крупным месторождениям из 35. В основном это безсернистые газовые месторождения.

Степень разведанности разрабатываемых месторождений не очень высока. Большинство из них - 18 содержат 75% запасов разрабатываемых месторождений, доля запасов категории А+В+С1 менее 80%.

Выработка запасов разрабатываемых месторождений составляет по 15-ти более 75%, по 9-ти от 50 до 75%. Вместе с тем 72% запасов приходится на 5-ть средних и крупных месторождений с выработкой менее 50%.

Среди газоконденсатных наибольшая доля и по количеству (15 из 36) и по запасам (более 80%) приходится на средние по запасам месторождения, из котсрых примерно половина" (8) однообъектные, а другая (7)

многообъектные. Примерно половина этих запасов - безсернистый газ, а другая половина - сернистый.

Большая часть (27 месторождений из 36 содержащих 68% запасов) находится в разработке. Не вводилось в разработку 5 месторождений, из которых 4 средние по размерам однообъектные месторождения, а одно -мелкое. Характерна низкая степень разведанности этой группы месторождений, в основном доля запасов категорий А+В+С|, по ним ниже 80%.

Степень разведанности разрабатываемых газоконденсатных месторождений довольно высока - 20 из 27-и, содержащих 81% запасов имеет высокую категорийность - А+В+С|, более 90%.

Степень выработанности запасов газоконденсатных месторождений в делом не высока. Более 80% запасов приурочена к месторождениям с выработанностью менее 50%.

Характеризуя газонефтяные месторождения, следует заметить, что более 90% запасов газа этой группы месторождений приходится на одно разрабатываемое месторождение (Анастасиевско-Троицкое). Это крупное многообъектное месторождение с безсернистым газом и высокой степенью разведанности - запасы категории А+В+С1, более 90%. Соотношение свободного газа к извлекаемым запасам по этому месторождению менее единицы, а запасы газа газовой шапки к извлекаемым запасам нефти более единицы.

В Восточной Сибири открыто 36 месторождений, содержащих газ. В том числе 18 газовых, на долю которых приходится 24% запасов газа района, 15 газоконденсатных, содержащих 70 % запасов, и 3 газонефтяных с 6 % запасов газа. Основные запасы сосредоточены в крупных месторождениях.

Из 18 газовых месторождений 11 содержат третью часть всего газа и являются однообъектными. Другие 7 месторождений, содержащие две трети запасов, - многообъектные. Во всех месторождениях, кроме одного среднего по размерам, содержится безсернистый газ. По 12 месторождениям,

содержащим около 60 % запасов доля запасов категории А+В+С( невелика -менее 80 %. По остальным выше, в том числе по одному - от 80 до 90 % и по пяти более 90 %. ' •

Из 15-тн не вводившихся в разработку газовых месторождений 10 месторождений, содержащих 45 % запасов этой группы, являются однообъектными. На долю других 5-ти многообъектных месторождений приходится 55 % запасов. Почти все не вводившиеся в разработку месторождения с безсернистым газом. Сернистый газ имеется только в одном среднем по размерам месторождении. Основная часть этих месторождений разведана довольно слабо. На 12-ти из них, содержащих основные запгсы, доля категории А+В+С, менее 80 %.

В Восточной Сибири в разработке находится только два газовых месторождения " (Южно- и Северосоленинское). Оба крупные, многообъектные и содержат безсернистый газ. По одному из них доля

I

запасов категории А+В+С| более 90%, а по другому - 80-90 %. Степень выработки более крупного составляет менее 50%, а другого от 50 до 75%.

Законсервировано одно газовое, среднее по размерам, однообъектное месторождение с безсернистым газом (Мессояхинское). Степень его выработки более 50%, но ниже 75%.

Из 15 газоконденсатных месторождений на долю 9-ти однообъектных приходится 58% запасов. Все месторождения безсернистые. Основные запасы - почти 99% - связаны с месторождениями, на которых доля запасов категории АтВ+С) менее 80%. _

В районе имеются три газонефтяных месторождения, которые в разработку не вводились. Все они относятся к числу крупных и содержат безсернистую нефть и газ. По двум из них газ содержится только в газовых шапках, а з третьем соотношение запасов свободного газа к запасам нефти менее 0,1. Соотношение'газа газовых шапок к запасам нефти по одному из месторождений, содержащему 56% запасов, составляет более 10 крат, по

другому, содержащему 33% запасов - от 1 до 10 крат и по третьему с 11% запасов менее 0,1 крат.

Заключение.

Таким образом, главным итогом проведенных исследований является:

- новая схема рамочной системной геолого-промысловой классификации сырьевой базы газодобывающей отрасли;

- методика систематизации первичной геолого-физической, технологической и организационно-хозяйственной информации на основе системной геолого-промысловой классификации;

Проведенная апробация предложенной схемы геолого-промысловой классификации залежей газообразных УВ, выполненная на уровне газодобывающих районов показала следующее:

1. Предложенный принцип характеристики структуры сырьевой базы газодобывающей отрасли путем применения схемы геолого-промысловой классификации залежей УВ, основанной на системно-структурном подходе можно считать себя оправдавшим, представляющим определенный теоретический и практический интерес. .

2. Разработанная рамочная схема геолого-промысловой классификации может быть принята за основу при создании рабочей схемы классификации.

3. Работы по созданию рабочей схемы . классификации следует продолжить в следующих направлениях:

- расширить количество учитываемых значимых факторов определяющих структуру сырьевой базы. В частности следует учесть такие факторы, как глубина залегания продуктивных пластоз, средняя эффективная толщина, давление забрасывания;

- более детально и углубленно проработать схемы IV уровня (уровень залежи) классификации.

4. В связи с исключительно большим объемом информации и количеством учитываемых значимых факторов, их систематизацию необходимо выполнять на ЭВМ, для чего необходима разработка соответствующего программного обеспечения.

I

................ Основные защищаемые положения.

1. Рамочная схема системной геолого-промысловой классификации объектов газодобычи для оценки структуры их сырьевой базы.

2. Определение минимального комплекса значимых факторов для анализа состояния структуры сырьевой базы газодобывающей отрасли.

3. Методика систематизации первичной геолого-физической, технологической и организационно-хозяйственной информации на основе системной геолого-промысловой классификации;

4. Анализ сравнительного состояния сырьевых ресурсов газодобывающих районов на основе предложенной классификации и методики систематизации данных.

Список опубликованных работ по теме диссертации:

1. Сборник трудов СНО за 1995 г. Москва, ГАНГ им. И.М. Губкина, 1996.

2. XIV Губкинские чтения. Тезисы докладов. Москва, ГАНГ им. И.М. Губкина, 1996.

3. Чолозский И.П., Гутман И.С.; Жабрев И.П., Портнов Е.В. Рамочная схема геолого-промысловой классификации для' оценки сырьевой.; базы газодобывающей отрасли // Геология нефти и газа, 1997, №4.

4. Чолозский • И.П., Гутман И.С., Портнов Е.В. Разработка основополагающих принципов оценки уровней технологичности сырьевой базы газовой отрасли РФ и их практическая реализация.

РТО, ВНТИЦ, 1597, регистрационный X» 01.97.0009766.