Коллеги, добрый вечер! Возник вопрос, кто, что слышал про месторождение Великое в Астраханской области, огромные запасы которых заставляют задуматься, не шаманство ли это)
Просто вам есть чему поучиться в изучении PVT флюидов, а пальцы загибать я и сам умею.
Я не специалист в области PVT и не собираюсь никого учить в этой теме. Я спросил ряд конкретных вопросов,в том числе по геохимии. Никто не ответил, никто не знает.
Про назначение запасов категории С2 сказал ваш руководитель министерсва. Читайте прессу. А запасы назначают не по наличию или отсутствию глубинных проб....
Expat, я не пвтшик, но знаю что нефть может существовать и при более высоких давлениях и температурах, так как все зависит от компонентного состава. Но при больших глубинах и т.п. вероятность снижается экспоненциально. Здесь зная состав можно посчитать условия или есть старый справочник нефти СССР там есть все характеристики месторождений (глубины, давления, плотности, вязкости...).
Просто это одно из условий перевода запасов из с2 в с1 - наличие изученности флюидов по экспериментальным исследованиям. Вот и все :-) А по поводу геохимиков... я знаю только одного геохимика который с легкостью оперирует термодинамикой, и то только потому что он ушел из геохимии в PVT :), мой учитель)) . Об остальных геохимиках я не высокого мнения, т.к. Они копаются в свойствах сепарированной нефти и совсем не видят PVT, в этом их беда. А понять фазовое состояние по соотношению фитан/пристан просто невозможно. Поэтому геохимия это только для бассейнового моделирования но не для резервуарного флюида :)
С другой стороны химию уважаю, хотя люблю больше физику
Expat, я не пвтшик, но знаю что нефть может существовать и при более высоких давлениях и температурах, так как все зависит от компонентного состава. Но при больших глубинах и т.п. вероятность снижается экспоненциально. Здесь зная состав можно посчитать условия или есть старый справочник нефти СССР там есть все характеристики месторождений (глубины, давления, плотности, вязкости...).
Согласен. Я стараюсь говорить пока все с использованием слов возможно, вероятно, бы и т.д. И уже несколько раз повторил, что без данных анализов и измерений, это пока только спекуляции на тему....
Мои наблюдения базировалось на приведенном описании поверхностных проб, высоким давлениям и температурам по этому месторождению. Вывод был , что весьма вероятно, мы имеем дело с конденсатной залежью. Но подтвердить или опровергнуть такие выводы можно только на основании реальных данных.
... Они копаются в свойствах сепарированной нефти и совсем не видят PVT, в этом их беда. А понять фазовое состояние по соотношению фитан/пристан просто невозможно. Поэтому геохимия это только для бассейнового моделирования но не для резервуарного флюида :)
Конденсат и нефть , замечу , имеют разный состав. В конденсате изо-С19 и изо-С20 (для незнающих это пристан и фитан) не присутствуют, поэтому не совсем понятно как по этим компанентам определить фазовое состояние. Соотношение пристана к финану используют не для определения фазового состояния флюида, а как один из генетических коэфициентов при анализе нефтей или битумоидов (экстрактов органического вещества пород).
А то что в конденсате фитана нет это вы сами придумали или кто подсказал?
Так и я про тоже, геохимики никакого отношения к пластовому флюиду не имеют, а мы тут вроде как давление насыщения и фазовое состояние обсуждаем :) Так что же вы хотите узнать у геохимиков? Ааа, вспомнил! - будет ли флюид разрушаться про температуре 180 градусов!? Не будет, сегодня не будет :-) однозначно! Вы еще по цвету определите фазовое состояние :) а так даааа, обязательно нужен эксперимент! Как же без него то? Вот тут вынужден с вами согласиться, просто неопровержимое утверждение.
да вы не обижайтесь, я просто люблю стебаться :) не обращайте на меня внимания, курнул немного грибков, вот и хорошо мне :) А завтра пиво идем пить! Приезжай к нам, я вам гинеса поставлю :)
Открою один секрет - нефть и конденсат отличаются по химическому составу. В конденсате нет асфальтенов и вообще тяжелых УВ цепей и циклов. Цвет, плотность также являются вторичными показателями определения конденсата.
Дискуссия на эту тему уже шла на форуме http://www.petroleumengineers.ru/node/7093
Я думаю, можно сказать так, что промышленный приток, это тот приток УВ при котором скважина может эксплуатироваться с прибылью, то есть за время эксплуатации окупить все текущие и капитальные затраты связанные с этой скважиной, пропорциональную часть затрат (текущих и капитальных) связанных с эксплуатацией месторождения, транспортировкой и продажей нефти и принести некоторую прибыль компании. Т.е. по-хорошему надо грубо прикинуть экономику отдельной скважины и экономику месторождения. В применении к Великому (месторождением эту площадь я бы не назвал) , где стоимость бурения видимо измеряется десятками миллионов долларов, стабильный дебит нефти должен достигать сотен кубов в сутки. А если это конденсат, то это вообще отдельная песня и кап затраты на эксплуатацию могут значительно возрасти. Однако в условиях глубокой карбонатной платформы с низкой проницаемостью это кажется нереальным. На мой взгляд никакого месторождения нет и это все должно классифицироваться как ресурсы на сегодняшний день.
А вообще этот вопрос о промышленном притоке не ко мне, а людям из ГКЗ, Российских НК или НИПИ. Например в инструкции по подсчету запасов было сказано:
" 4.1.3. Запасы категории С-1 выделяются на разведанных и разрабатываемых
месторождениях (залежах), степень изученности которых отвечает требованиям
"Классификации", в границах, проведенных по данным испытаний и
геофизических исследований скважин, достоверно обосновывающим
гипсометрическое положение контактов газ-нефть-вода, а для неисследованной
части залежи - в границах, проведенных на расстоянии, равном удвоенному
интервалу между эксплуатационными скважинами, предусмотренному
технологической схемой или проектом разработки.
Запасы категории С-1 могут быть выделены на новой площади по данным
бурения и испытания одной скважины при условии получения в ней
промышленного притока нефти или газа (открытие месторождения). В этом
случае параметры подсчета запасов определяются по данным геофизических
исследований скважин, изучения керна или принимаются по аналогии с
соседними разведанными месторождениями. Границы участка подсчета запасов
проводятся в радиусе, равном удвоенному расстоянию между эксплуатационными
скважинами, принятому в данном районе для аналогичных месторождений"
Однако никакого определения промышленного притока в инструкции я не нашел.
Согласно этой инструкции (если она еще не устарела), никакого ОТКРЫТИЯ Великого месторождения не было т.к. С-1 запасы не были назначены. На сегодняшний день есть некая площадь, на которой установлено присутствие УВ на больших глубинах. На мой взгляд, размеры и промышленную значимость этих ресурсов надо еще доказать.
Взял похожий флюид с близким газосодержанием (оренбург), построил фазовую. При 180°С давление насыщения 30 МПа.
В принципе я так и думал, но сомневался на счёт температуры, поэтому и поставил до 40 МПа, не часто приходится работать с такими значениями температур.
Подчеркну, что критическая точка для такой системы лежит в области 300°С. Так что ни о каком газоконденсате при газосодержании 300 м3/м3 речи идти не может. Но вполне вероятно в пласте есть и ГК шапка, там соотношение газ/жидкость будет другим. Если ГКН залежь мощная то нужно пластоиспытателем отбирать пробы, типа мдт или rci, тогда возможно удастся подсечь градиент. Если нефтяная - никакого вертикального градиента по Ps/Rs практическине будет - котёл )))
Вообще данное месторождение вызывает больше вопросов, чем ответов. Да и пахнет там плохо не только нефть, а и сам расчет запасов. Кстати слышал, что никто в глаза не видел акта об испытании скважины. Создается ощущение словно из "г***а" делают конфетку, чтоб кому-нибудь впарить.
Неее... фотографии фонтанов нет. Мы там установили непробиваемую противофонтанную ёлку.
А по-поводу таблиц... чего-то даже и подсчитать не получается. В одном файле - 11 таблиц. в другом - 42, таблицы ПГИшников вообще не поддаются подсчёту, да ещё у бурил таблицы, у геофизиков....
Вот только я понять не могу, зачем нужны косвенные признаки, если есть результаты прямых замеров?
Месторождение "Великое" в Астраханской области будет разрабатывать дочерняя структура "Газпром нефти". Об этом ТАСС сообщили в Минприроды.
Как отметили в ведомстве, участок недр отнесен к месторождениям федерального значения.
"Это одно из крупнейших за последние 20 лет открытий месторождений нефти и газа на суше, мы изначально следили за этим проектом и приветствуем стремление крупной компании инвестировать в него", - привела пресс-служба Минприроды слова министра природных ресурсов и экологии РФ Сергея Донского.
На данный момент запасы месторождения оцениваются в 300 млн тонн нефти и 90 млрд кубометров газа по категориям С1+С2.
Как сообщалось ранее со ссылкой на источники, владелец лицензии на разработку Тамбовского участка, где ранее было открыто месторождение "Великое", ЗАО "НГК АФБ" продала контрольный пакет компании, близкой к "Газпром нефти".
Месторождение "Великое" считается одним из самых перспективных в Астраханской области, оно открыто геологами нефтегазовой компании "АФБ" в 2012 году. "Объем запасов месторождения "Великое" позволяет говорить о рождении новой нефтегазовой провинции в Астраханской области", - говорил ранее глава Минприроды Сергей Донской.
Стратегия при сегодняшней обстановке понятна. Не найдут инвестиций, возникнут проблемы с выполнением лицензионных соглашений. Будут поджимать сроки - упадёт цена и т.д. Если (в плане отберут лицензию, за нарушение сроков) «безвозмездно» передаст государству, инвесторы быстро найдутся, всё зависит от цены…
Понятно что до ППД далеко, мне интересна на сколько "овчинка выделки стоит": глубина>>проницаемость>>плотность сетки>>необходимость ППД через n лет...
И кстати, почему вы считаете, что "Да и не пойдёт там ППД"?
Экспат
Просто вам есть чему поучиться в изучении PVT флюидов, а пальцы загибать я и сам умею. Уж извините если обидел ненароком.
Сначала вопрос. А что значит: "промышленный приток?"
Ага... С2 с глубинными пробами это круто ;-)
Я не специалист в области PVT и не собираюсь никого учить в этой теме. Я спросил ряд конкретных вопросов,в том числе по геохимии. Никто не ответил, никто не знает.
Про назначение запасов категории С2 сказал ваш руководитель министерсва. Читайте прессу. А запасы назначают не по наличию или отсутствию глубинных проб....
Expat, я не пвтшик, но знаю что нефть может существовать и при более высоких давлениях и температурах, так как все зависит от компонентного состава. Но при больших глубинах и т.п. вероятность снижается экспоненциально. Здесь зная состав можно посчитать условия или есть старый справочник нефти СССР там есть все характеристики месторождений (глубины, давления, плотности, вязкости...).
Просто это одно из условий перевода запасов из с2 в с1 - наличие изученности флюидов по экспериментальным исследованиям. Вот и все :-) А по поводу геохимиков... я знаю только одного геохимика который с легкостью оперирует термодинамикой, и то только потому что он ушел из геохимии в PVT :), мой учитель)) . Об остальных геохимиках я не высокого мнения, т.к. Они копаются в свойствах сепарированной нефти и совсем не видят PVT, в этом их беда. А понять фазовое состояние по соотношению фитан/пристан просто невозможно. Поэтому геохимия это только для бассейнового моделирования но не для резервуарного флюида :)
С другой стороны химию уважаю, хотя люблю больше физику
Завтра посчитаю по уравнению какое должно быть давление насыщения, хотя это и приблизительно будет, но все лучше чем ничего
Согласен. Я стараюсь говорить пока все с использованием слов возможно, вероятно, бы и т.д. И уже несколько раз повторил, что без данных анализов и измерений, это пока только спекуляции на тему....
Мои наблюдения базировалось на приведенном описании поверхностных проб, высоким давлениям и температурам по этому месторождению. Вывод был , что весьма вероятно, мы имеем дело с конденсатной залежью. Но подтвердить или опровергнуть такие выводы можно только на основании реальных данных.
Конденсат и нефть , замечу , имеют разный состав. В конденсате изо-С19 и изо-С20 (для незнающих это пристан и фитан) не присутствуют, поэтому не совсем понятно как по этим компанентам определить фазовое состояние. Соотношение пристана к финану используют не для определения фазового состояния флюида, а как один из генетических коэфициентов при анализе нефтей или битумоидов (экстрактов органического вещества пород).
А то что в конденсате фитана нет это вы сами придумали или кто подсказал?
Так и я про тоже, геохимики никакого отношения к пластовому флюиду не имеют, а мы тут вроде как давление насыщения и фазовое состояние обсуждаем :) Так что же вы хотите узнать у геохимиков? Ааа, вспомнил! - будет ли флюид разрушаться про температуре 180 градусов!? Не будет, сегодня не будет :-) однозначно! Вы еще по цвету определите фазовое состояние :) а так даааа, обязательно нужен эксперимент! Как же без него то? Вот тут вынужден с вами согласиться, просто неопровержимое утверждение.
да вы не обижайтесь, я просто люблю стебаться :) не обращайте на меня внимания, курнул немного грибков, вот и хорошо мне :) А завтра пиво идем пить! Приезжай к нам, я вам гинеса поставлю :)
Открою один секрет - нефть и конденсат отличаются по химическому составу. В конденсате нет асфальтенов и вообще тяжелых УВ цепей и циклов. Цвет, плотность также являются вторичными показателями определения конденсата.
Так "промышленный приток" - это сколько?
Дискуссия на эту тему уже шла на форуме http://www.petroleumengineers.ru/node/7093
Я думаю, можно сказать так, что промышленный приток, это тот приток УВ при котором скважина может эксплуатироваться с прибылью, то есть за время эксплуатации окупить все текущие и капитальные затраты связанные с этой скважиной, пропорциональную часть затрат (текущих и капитальных) связанных с эксплуатацией месторождения, транспортировкой и продажей нефти и принести некоторую прибыль компании. Т.е. по-хорошему надо грубо прикинуть экономику отдельной скважины и экономику месторождения. В применении к Великому (месторождением эту площадь я бы не назвал) , где стоимость бурения видимо измеряется десятками миллионов долларов, стабильный дебит нефти должен достигать сотен кубов в сутки. А если это конденсат, то это вообще отдельная песня и кап затраты на эксплуатацию могут значительно возрасти. Однако в условиях глубокой карбонатной платформы с низкой проницаемостью это кажется нереальным. На мой взгляд никакого месторождения нет и это все должно классифицироваться как ресурсы на сегодняшний день.
А вообще этот вопрос о промышленном притоке не ко мне, а людям из ГКЗ, Российских НК или НИПИ. Например в инструкции по подсчету запасов было сказано:
" 4.1.3. Запасы категории С-1 выделяются на разведанных и разрабатываемых
месторождениях (залежах), степень изученности которых отвечает требованиям
"Классификации", в границах, проведенных по данным испытаний и
геофизических исследований скважин, достоверно обосновывающим
гипсометрическое положение контактов газ-нефть-вода, а для неисследованной
части залежи - в границах, проведенных на расстоянии, равном удвоенному
интервалу между эксплуатационными скважинами, предусмотренному
технологической схемой или проектом разработки.
Запасы категории С-1 могут быть выделены на новой площади по данным
бурения и испытания одной скважины при условии получения в ней
промышленного притока нефти или газа (открытие месторождения). В этом
случае параметры подсчета запасов определяются по данным геофизических
исследований скважин, изучения керна или принимаются по аналогии с
соседними разведанными месторождениями. Границы участка подсчета запасов
проводятся в радиусе, равном удвоенному расстоянию между эксплуатационными
скважинами, принятому в данном районе для аналогичных месторождений"
Однако никакого определения промышленного притока в инструкции я не нашел.
Согласно этой инструкции (если она еще не устарела), никакого ОТКРЫТИЯ Великого месторождения не было т.к. С-1 запасы не были назначены. На сегодняшний день есть некая площадь, на которой установлено присутствие УВ на больших глубинах. На мой взгляд, размеры и промышленную значимость этих ресурсов надо еще доказать.
Взял похожий флюид с близким газосодержанием (оренбург), построил фазовую. При 180°С давление насыщения 30 МПа.
В принципе я так и думал, но сомневался на счёт температуры, поэтому и поставил до 40 МПа, не часто приходится работать с такими значениями температур.
Подчеркну, что критическая точка для такой системы лежит в области 300°С. Так что ни о каком газоконденсате при газосодержании 300 м3/м3 речи идти не может. Но вполне вероятно в пласте есть и ГК шапка, там соотношение газ/жидкость будет другим. Если ГКН залежь мощная то нужно пластоиспытателем отбирать пробы, типа мдт или rci, тогда возможно удастся подсечь градиент. Если нефтяная - никакого вертикального градиента по Ps/Rs практическине будет - котёл )))
Вообще данное месторождение вызывает больше вопросов, чем ответов. Да и пахнет там плохо не только нефть, а и сам расчет запасов. Кстати слышал, что никто в глаза не видел акта об испытании скважины. Создается ощущение словно из "г***а" делают конфетку, чтоб кому-нибудь впарить.
"Слышал, что никто в глаза не видел" - это прекрасно.
На мой взгляд эту тему надо объединить с темой "Да будет нефть.. Астраханская " Обсуждается одно и то же!
ну вот:)
А есть таблица наблюдений? где пишут какой режим, какой дебит.
фотографии фонатнов?
по этим косвенным признакам можно понять промышленный ли там приток (хехе только недавно узнал про эти вещи):
Неее... фотографии фонтанов нет. Мы там установили непробиваемую противофонтанную ёлку.
А по-поводу таблиц... чего-то даже и подсчитать не получается. В одном файле - 11 таблиц. в другом - 42, таблицы ПГИшников вообще не поддаются подсчёту, да ещё у бурил таблицы, у геофизиков....
Вот только я понять не могу, зачем нужны косвенные признаки, если есть результаты прямых замеров?
Месторождение "Великое" в Астраханской области будет разрабатывать дочерняя структура "Газпром нефти". Об этом ТАСС сообщили в Минприроды.
Как отметили в ведомстве, участок недр отнесен к месторождениям федерального значения.
"Это одно из крупнейших за последние 20 лет открытий месторождений нефти и газа на суше, мы изначально следили за этим проектом и приветствуем стремление крупной компании инвестировать в него", - привела пресс-служба Минприроды слова министра природных ресурсов и экологии РФ Сергея Донского.
На данный момент запасы месторождения оцениваются в 300 млн тонн нефти и 90 млрд кубометров газа по категориям С1+С2.
Как сообщалось ранее со ссылкой на источники, владелец лицензии на разработку Тамбовского участка, где ранее было открыто месторождение "Великое", ЗАО "НГК АФБ" продала контрольный пакет компании, близкой к "Газпром нефти".
Месторождение "Великое" считается одним из самых перспективных в Астраханской области, оно открыто геологами нефтегазовой компании "АФБ" в 2012 году. "Объем запасов месторождения "Великое" позволяет говорить о рождении новой нефтегазовой провинции в Астраханской области", - говорил ранее глава Минприроды Сергей Донской.
... одно из крупнейших за последние 20 лет открытых месторождений нефти и газа на суше... оказалось никому не нужным....
http://tass.ru/ekonomika/2340941
Ну вот и окончание истории или пауза (пока не найдется новый Остап).
Здесь полнее новость.
http://www.forbes.ru/kompanii/resursy/302021-dozapravka-otlozhena-gazprom-neft-otkazalas-ot-mestorozhdeniya-velikoe
Довольно трогательная история о том как заслуженный АВИАТОР нефть искал...и что из этого вышло. Чуть не прослезился.
Стратегия при сегодняшней обстановке понятна. Не найдут инвестиций, возникнут проблемы с выполнением лицензионных соглашений. Будут поджимать сроки - упадёт цена и т.д. Если (в плане отберут лицензию, за нарушение сроков) «безвозмездно» передаст государству, инвесторы быстро найдутся, всё зависит от цены…
Добрый день!
Интересует актуальная информация по Великому.
АФБ планировали своими силами(?) бурить вторую скважину Георгиевская-2, нет информации когда, только ориентир конец 2016 г.
Кто-нибудь держит "руку на пульсе"?
а эта информация откуда про скважину ?
п.с.
Кстати месторождение очень сильно схлже с Тенгизом, с которым я хорошо знаком.
Кто знает какие толщины на Великом ?
Нет. На Тенгиз скорее всего не потянет. Это не build-up типа Тенгиза или Карачаганака насколько помню.
Страницы