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

6.3. Обоснование  нижних предельных значений коллекторских свойств по лабораторным данным

Нижние предельные значения коллекторских свойств нефте- и газонасыщенных пород определены несколькими способами, с учетом комплекса петрофизических параметров через:

1)  фазовую проницаемость; 

2)  параметр насыщения;

3) эффективную пористость;

4)  абсолютную газопроницаемость.

 

 

 

Глава 7. Физико- химические свойства флюидов

Состав и свойства нефти 13 месторождения, установлено по результатам отбора и исследования глубинных проб, приыедены в таблице 7

Таблица 7.1

Физико - химические свойства флюидов

Параметры	Ед.измер.	Тл	Бб, Мл
Пластовое давление	МПа	13,15	13,5
Давление насыщения	МПа	8,0	7,35
Пластовая температура	0С	24,0	24,0
Плотность нефти в пластовых  условиях	г/см3	0,867	0,862
Плотность дегазированной нефти	г/см3	0,919	0,895
Вязкость нефти в пластовых  условиях	мПа*с	-	14,93
Вязкость дегазированной нефти	мПа*с	94,66	43,62
Газосодержание	м3/т	27,8	27,8
Объемный коэффициент	Д.ед.	1,085	1,072
Коэффициент растворимости газа в нефти	м3/ м3*Па	0,319*10-5	0,326*10-5
Коэффициент сжимаемости	1/Па	8,39	8,02
Содержание серы	%	3,21	3,2
Смолосодержание	%	24,45	23,49
Парафиносодержание	%	20,4	2,4
Асфальтеносодержание	%	6,67	6,05

По результатам анализа  и расчетным данным отмечено, что  тульская нефть имеет черты сходства с бобриковскойской. Давление насыщения, газосодержание и объемный коэффициент равны, но плотность и вязкость тульской нефти больше.

По своим свойствам  нефти относятся к классу тяжелых, смолистых, парафинистых.

Нефти 13 месторождения пригодны для производства парафинов, битумов, судового, тепловозного и котельного топлива, мазута.

 

 

8. Результаты гидродинамических  исследований скважин

 

Гидродинамические исследования скважин проводят с целью установления зависимости между дебитом жидкости и депрессией на пласт и последующего определения  параметров пласта  таких характеристик жидкости как  давление насыщения, коэффициент растворимости, вязкость, плотность, объемный коэффициент.

Опробование и испытание  на 13 месторождении проводилось  в скважинах 131, 133, 135. Нефтеносность залежи подтверждена получением промышленного притока нефти дебитом 3 т/сут и с газовым фактором 10м³/т в скважине № 133; 

Результаты опробования  и исследования скважин представлены в таблице 8.1.

Таблица 8.1

Результаты гидродинамических  исследований скважин

Скважина №	Объект исследова ния	Интервал вскрытия Абс. отметка (м)	Способ вскрытия	Интервал опробования (м)		Результат опробования
133	Тл2а	-1215,6 -1219,6	ПК-105	1439,0	1440,0	нефть
135	Тл2а	-1179 -1230	ИПТ	1349	1399	Нефть, вода

 

 

Глава 9. Обоснование  подсчетных параметров и подсчет  запасов нефти и растворенного  газа

На месторождении 13 подсчет  запасов нефти, газа и содержащихся в них компонентов производился объемным методом по формуле:

Q = S*h_{эф.ср.вз.}*К_п*К_н*p_н*Ө,       где

Q - запасы нефти, приведенные  к стандартным поверхностным  условиям, тыс.т.;

S - площадь нефтеносности залежи, тыс.м²;

h_{эф.ср.вз.}-средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина, м                          Kп - коэффициент пористости, доли ед.;

Кн - коэффициент нефтенасыщенности пород-коллекторов, д. ед.

r_н – плотность дегазированной нефти, т/м³;

q - пересчетный коэффициент, доли ед.

В основу подсчета запасов  положены: карта эффективных нефтенасыщенных толщин (приложение 8), структурные карты по кровле и подошве пласта (приложения 4 и 5 соответственно), внешний и внутренний контур нефтеносности проводились на структурных картах по подошве последнего нефтенасыщеного прослоя. Все карты построены в масштабе          1: 25 000. Площади определялись планиметрированием.

Выделению эффективных толщин предшествовала детальная корреляция разреза всех скважин. Величины остальных  параметров, участвующих в формуле  подсчета запасов объемным методом, вычислялись как средневзвешенные по результатам ГИС, анализов керна, нефти и газа.

 

 

 

 

9.1.Обоснование выделения подсчетных объектов, категорий запасов и площадей

На 13 месторождении выделено 3  продуктивных пласта  Тл2-а, Тл2-б, Бб. Подсчет запасов ведется по продуктивному пласту Тл2а.

На основании схемы  обоснования ВНК на карте по кровле пласта Тл2а проведен внешний контур нефтеносности (приложение 4), на карте по подошве пласта Тл2а проведен внутренний контур нефтеносности (приложение 5). Карты построены в масштабе 1:25000.

В пласте Тл2а  ВНК принят на абсолютной отметке -1224,46. Коллекторские свойства изучены по данным ГИС, керну и результатам опробования и испытания, которые приведены в таблице 8.1. Определение площади залежи осуществляется путем планиметрирования.

При работе с  планиметром обязательно соблюдение следующих условий измерения:

• полюс планиметра должен располагаться таким образом, чтобы во время обвода всей фигуры угол между обводным и полюсным рычагами был не меньше 30° и не больше 150°;
• при обводе фигуры счетный ролик должен перемещаться только по листу бумаги (по карте);
• обвод фигуры надо заканчивать в том месте, где он начинался;
• скорость перемещения обводного устройства не должна быть большой или слишком маленькой;
• большие площади необходимо обводить планиметром по частям, разделив их не прямыми, а плавными линиями;
• перед вычислением площадей необходимо определить цену деления планиметра по квадрату 10x10 см при «полюсе право» и «полюсе лево»;

 

 

 

 

Определение цены деления планиметра:

-при положении планиметра  «полюс право» обводной рычаг

перемещают по часовой  стрелке

- делают несколько последовательных  обмеров квадрата 10X10 см, так чтобы  3 последних отличались друг от  друга не более чем на 10 единиц;

-по результатам обмера составляют таблицу 9.1.1

Таблица 9.1.1

Отчет планиметра по часовой стрелке

№	Показания	Разница	Среднее
отсчета	планиметра	показаний	значение
1	3628
2	4570	942	951,5
3	5531	961

-при положении планиметра  «полюс лево» обводной рычаг  перемещают против часовой стрелки 

- делают несколько последовательных  обмеров квадрата 10X10 см, так чтобы 3 последних отличались друг от друга не более чем на 10 единиц;

-по результатам обмера  составляют таблицу 9.1.2

Таблица 9.1.2

Отчет планиметра против часовой стрелки

№	Показания	Разница	Среднее
отсчета	планиметра	Показаний	значение
1	5512
2	4566	942	943,5
3	3621	945

-для определения истинной  величины определяют среднее  значение числа делений планиметра: (951,5+ 943,5)/2= 947,5

-зная масштаб дежурного  планшета и среднее число делений  планиметра в эталонном квадрате, вычисляют цену одного деления  по приведенному ниже примеру:  Если масштаб карты - 1:25000 (в  10 см - 2500м) В квадрате 10x10 см - 2500x2500м = 6250 000м²

Полученную величину делим  на среднее число делений планиметра, определенное после поверки, и получаем цену деления планиметра в метрах квадратных.

С= 6250 000 / 947,5= 6596,31 м² - в одном делении планиметра, -для подстановки в формулу подсчета запасов полученный результат надо представить в тысячах м² и округлить 6596,31м² = 6,59 т. м²;

-цена деления планиметра  при масштабе 1:25000 составляет - С= 6,59 т. м².

Измерение площадей (полей) планиметром

-каждое выделенное поле  на карте эффективных нефтенасыщенных толщин обмеряется планиметром не менее 3 раз, чтобы получить 2 разницы между отсчетами и взять среднее:

Пример: 1 отсчет- 3420

2 отсчет - 3487 (разница между 1 и 2 отсчетами - 67 единиц)

3 отсчет – 3549 (разница 67 единиц) среднее значение - 67 единиц;

-полученное значение  умножаем на цену деления планиметра  и определяем площадь поля:

67x6,59=441,53 тыс.м²

- при вычислении площадей  зон, ограниченных замкнутыми изопахитами, необходимо из площади искомой зоны вычесть площади всех внутренних зон (чтобы получить площадь кольца).

Полученные данные после  обмера полей заносятся в таблицу 9.1.3.

Таблица 9.1.3

Результаты определения  площадей нефтеносности

Зона	S участка планимитрирования		hср		V участков планимитрирования
ЧНЗ	I	6,62	I	0,50	I	3,31
	II	102,61	II	0,75	II	76,96
	III	910,25	III	1,13	III	1024,03
	∑ Sчнз	339,83	hср.взв	1,08	∑ Vчнз	368,10
ВНЗ	1	450,16	1	1,00	1	450,16
	2	726,55	2	0,75	2	544,91
	3	1047,95	3	0,25	3	261,99
	∑ Sвнз	741,55	hср.взв	0,57	∑ Vвнз	419,02
	S		hср		V
	1081,38		0,73		787,12