Подсчет запасов нефти и растворенного газа пласта Тл2-а месторождения №13 объемным методом

 

Значения средней эффективной  нефтенасыщенной толщины в пределах одного поля определяется как среднее, между двумя соседними изопахитами с учетом значений находящихся в пределах поля скважин (например, среднее значение толщины в поле между изопахитами «0,5» и «1» и скважины со значением эффективной нефтенасыщенной толщины 1,3- будет -«0,93»);

 

9.2.Обоснование  подсчетных параметров

9.2.1. Эффективная  нефтенасыщенная толщина

Эффективная нефтенасыщенная толщина – это мощность проницаемого прослоя, заполненная нефтью или водонефтяной смесью.

Средние значения эффективных  нефтенасыщенных толщин вычислялись отдельно по чисто нефтяной зоне, водонефтяной зоне  по карте эффективных нефтенасыщенных толщин по формуле h=ΣV/ΣS, результаты представлены в таблице 9.2.

h = ∑V/∑S - ЧВЗ

h = 368,10/339,83= 1,08

h = ∑V/∑S – ВНЗ

h = 419,02/741,55= 0,57

Таблица 9.2.

Значения эффективных  нефтенасыщенных толщин.

Зона	∑S(тыс.м2)	∑V(тыс.м3)	Hэффектив.(м)
ЧНЗ	339,83	368,10	1,08
ВНЗ	741,55	419,02	0,57
Пласт Тл2а	1081,38	787,12	0,728

 

По пласту  средние  значения эффективной нефтенасыщенной толщины,  рассчитывалось по формуле: h=(ΣVчнз+ΣVвнз) /(ΣSчнз + ΣSвнз) и равна 0,728

 

9.2.2. Коэффициент  пористости.

Пористость коллекторов  изучалась по керну и методами  ГИС. Обоснование предельных значений геофизических параметров осуществлялось на основе нижних пределов пористости, установленных при лабораторных исследованиях керна и корреляционных зависимостей, использованных для определения  пористости.

Для подсчета запасов объемным методом применяют средневзвешенный коэффициент пористости (К_п.ср.вз). Расчет производится по значениям коэффициента пористости (К_п) (Таблица 4.3.1.):

К_{п.ср.вз.}= ∑(h_i*К_пi)/ ∑h_i

∑(h_i*К_пi)= h₁*К_п1+h₂*К_п2+…h_i*К_пi

h_i – мощность проницаемого прослоя;

К_пi – коэффициент пористости в данном прослое;

∑h_i – суммированная мощность всех прослоев в пласте.

Кп срд.взв=30%

Полученный средневзвешенный коэффициент пористости выражается в процентах, в формулу подсчета запасов объемным методом необходимо значение, выраженное в десятых долях  единицы: 30%=0,30 доли единицы.

9.2.3. Коэффициенты  газо и нефтенасыщенности

коэффициент нефтенасыщенности определялся по керну и по геофизическим данным.

По керну их оценивали  косвенным способом. Для нефтенаыщенных частей пластов через остаточную водонасыщенность (Ков) по равенству Кн=1-Ков.

По ГИС нефтенасыщенность продуктивных отложений всех подсчетных объектов определялась по данным электрометрии с использованием зависимостей

Рп=f (Кп),  Рн=f (Ков).

Для подсчета запасов по всем  пластам принято  средневзвешенное значение нефтенасыщенности, определенное по ГИС и равное 70%.

К_{н.н. ср. взв}=∑h_i* Кн.н_i/∑h_i,

где ∑h_i* Кн.н_i- сумма произведений коэф. нефтенасыщения на мощность прослоя;

∑h_i- сумма мощностей прослоев.

К_{н.ср.вз.}=23,5%

Средневзвешанный коэффициент нефтенасыщенности так же необходимо перевести в доли единицы: 23,5%=2,3 доли единицы.

9.2.4. Плотность  нефти

Плотность нефти определялась по анализам поверхностных и пластовых  проб. Нефть пласта Тл2а изучена  по глубинным пробам.

Плотность нефти, принятая для  расчетов, равна 0.87 т/м³

9.2.5. Пересчетный  коэффициент 

от пластовых  условий к поверхностным

Пересчетный коэффициент  обратно пропорционален коэффициенту объемного расширения нефти.

Расчет пересчетного коэффициента q :

q= 1/ b= 1/1,085=0,92 д.ед.

где: b – объемный коэффициент.

9.3. Подсчет запасов  нефти

Подсчет запасов нефти  проведен раздельно для ЧНЗ, ВНЗ  и общей площади(ЧНЗ+ВНЗ) по карте эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Тл2а месторождения №13 объемным методом по формуле:

 

Q_б = S · h · К_{п ср взв} · К_{н ср взв} · ρ · θ,

где:

Q_б – балансовые запасы нефти, тыс.т;

S – площадь нефтеносности, тыс.м²;

h – эффективная нефтенасыщенная толщина, м;

К_{п ср взв} – коэффициент пористости средневзвешанный, д.ед;

К_{н ср взв} – коэффициент нефтенасыщенности средневзвешанный, д.ед;

ρ – плотность нефти, т/м³;

θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, д.ед.

Подсчетные параметры представлены в табл. 9.3.

Таблица 9.3.

Подсчет запасов  нефти

Пласт	Зона	V	S	h	Кп ср взв	Кн.н.ср. взв.	ρнефти(т/м3)	Θ	Запасы (тыс. тонн.)
Тл2а	ЧНЗ	368,10	339,83	1,08	0,30	2,35	0,87	0,92	210,06
	ВНЗ	419,02	741,55	0,57					241,25
	Пласт Тл2а	787,12	1081,38	0,73					449,32

 

9.4 Подсчет запасов  растворенного газа.

Балансовые запасы газа, растворенного в нефти определяются при любом режиме по балансовым запасам нефти с учетом растворимости газа в нефти.

Подсчет запасов растворенного  газа осуществляется по формуле:

Q_Газа=Q_бал.*27,8 ,

27,8-газосодержание(растворимость газа в нефти), м³/тонн

Q_{Газа ЧНЗ}=210,06*27,8=5839,606 тыс. м3

Q_{Газа ВНЗ}=241,25*27,8=6706,697 тыс. м3

Q_{Газа по пласту}=449,32*27,8=12491,17 тыс. м3

 

 

 

 

10. Охрана  недр и окружающей среды.

Задача охраны недр при  разведке и разработке нефтяных месторождений  заключается в сохранении залежей  нефти и газа и наиболее полном их использовании, а также в сохранении месторождений других полезных ископаемых.

Первостепенное значение имеет охрана водоносных горизонтов от порчи их при вскрытии скважинами. В первую очередь должны охраняться от порчи грунтовые и артезианские горизонты, являющиеся источниками водоснабжения населенных пунктов и городов. При несоблюдении правил охраны недр водоносные горизонты могут быть преждевременно истощены или загрязнены в результате проникновения в них минерализованной воды или нефти.

Для предупреждения порчи  источников водоснабжения скважины должны иметь соответствующую конструкцию, обеспечивающую изоляцию водоносных горизонтов, и при ликвидации скважин эти  горизонты должны быть изолированы  цементом.

При бурении глубоких скважин  необходимо принимать меры, предупреждающие  открытое фонтанирование. Открытые фонтаны  приводят к большим потерям нефти  и особенно газа. Для предотвращения открытых фонтанов бурение скважин должно производиться с применением промывочных жидкостей соответствующей плотности. На всех поисковых и разведочных скважинах должны быть установлены превенторы. Если открытый фонтан все-таки возник, необходимо срочно организовать работу по его ликвидации.

Другим, не менее важным вопросом охраны недр является обеспечение изоляции во всех скважинах нефтяных и газовых  пластов друг от друга и от водоносных пластов. Для предупреждения перетоков за эксплуатационной колонной необходимо создавать надежное цементное кольцо.

При разработке месторождений  должно быть обеспечено максимальное извлечение нефти и газа из недр. Нельзя допускать нарушения технологии разработки месторождения или режима работы скважин, так как несоблюдение принципов рациональной разработки приведет к потерям нефти и газа в пласте.

 

Заключение

В результате выполнения курсовой работы, я подсчитала запасы нефти и газа объемным методом по пласту Тл2а на 13 месторождении, которые составляют 449,32 тыс. т. и 12,49 млн. м³.

Были закреплены знания и  умения по построению карт, геологических  профилей, сводно-статистического разреза, планиметрированию, выделению пород-коллекторов по качественным и количественным признакам, по определению пористости, характеру насыщения, по расчету коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и средневзвешенных значений величин.

Так же обработала предоставленный материал и отобразила его в данной курсовой работ.

 

Список графических  приложений

Приложение 1	Структурная карта по кровле отражающего горизонта Пк Масштаб  1:25000
Приложение 2	Сводно-статистический разрез
Приложение 3	Схема сопоставления терригенных  отложений нижнего карбона Масштаб 1:500
Приложение 4	Структурная карта по кровле продуктивного пласта tl2-a Масштаб  1:25000
Приложение 5	Структурная карта по подошве  продуктивного пласта tl2-a Масштаб  1:25000
Приложение 6	Карта эффективных толщин пласта tl2-a Масштаб 1:25000
Приложение 7	Схема обоснования ВНК Масштаб  1:100
Приложение 8	Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта tl2-a Масштаб 1:25000
Приложение 9-10	Геологические профильные разрезы  по линии 1-1, 2-2 Масштаб Горизонтальный 1:25000                   Вертикальный 1:500

 

 

Список литературы

1) «Нефтяная и нефтепромысловая  геология», И.Х.Абрикосов, И.С.Гутман  Москва «Недра» 1982

2) «Геофизические методы  разведки и исследования скважин», В.В.Знаменский Москва «Недра»  1991

3) « Геология и разведка  нефтяных и газовых месторождений»  Г.А.Габриелянс

4) Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности. П.В. Куцын