Подсчет запасов месторождения Одопту-море (Северный купол)

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Геологический факультет

Курсовая работа

по курсу «Нефтепромысловая геология и подсчёт запасов нефти и газа»

Тема: Подсчет запасов месторождения Одопту-море (Северный купол)

Выполнил: студентка 4 курса

Клещевникова Г. Г.

Руководитель: доцент Б. А Лысов

Иркутск 2011

Оглавление

  • Введение
  • ГЕОЛОГИЧЕСКая часть
    • 1. Тектоника
    • 2. Стратиграфия
    • 3. Корреляция разрезов скважин
    • 4. Гидогеологическая характеристика залежи
    • 5. Физико-химическая характеристика нефти, газа и газоконденсата
    • 6. Выводы и рекомендации по доразведке залежи
  • Методическая часть
    • 7. Обоснование категорийности запасов
    • 8. Определение работы залежи
    • 9. Расчётные параметры
    • 10. Подсчёт запасов нефти, газа и газконденсата
  • СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛитературЫ
  • Введение
  • Месторождение Одопту-море — первое газоконденсатнонефтяное месторождение, открытое на шельфе о. Сахалина в 1977 г. (Рис. 1). Поисковой скважиной № 1 глубиной 2500 м, пробуренной на Северном куполе, был получен промышленный приток нефти из интервалов XXI1 и XX2 пластов, залегающих на глубинах 1400−1500м.
  • Подготовка структуры под глубокое поисковое бурение проводилось сейсморазведочными работами 2Д и 3Д с целью уточнения геологического строения пластов — резервуаров, построения цифровой геологической и фильтрационной моделей, пересчета запасов нефти и газа, составления проектного документа на разработку месторождения.
  • С 1996 г. разбуривание Северного купола ведется наклонно-направленными скважинами с берега острова Сахалин. Недропользователем является ОАО «НК «Роснефть».
  • Рис. 1. Обзорная карта Северного Сахалина. М: 200 000. авт. Т.Л. Стыценко
  • ГЕОЛОИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
  • 1. Тектоника
  • В тектоническом плане участок работ охватывает структуры Северо-Сахалинского и Дерюгинского кайнозойских прогибов (рис. 2). Начало формирования прогибов связывается с ранним олигоценом (мачигарское время). В их структурной эволюции выделяются длительные этапы транстенсионного геодинамического режима, сопровождающиеся интенсивным конседиментационным грабенообразованием и масштабными трансгрессиями (поздний олигоцен, ранний, средний миоцен), и относительно кратковременные этапы проявления трансгрессивного режима, завершающие регрессивные циклы осадконакопления и сопровождающиеся структурной перестройкой.
  • Наиболее масштабные структурные перестройки, сопровождающиеся интенсивной складчатостью, происходят в конце ранненутовского, поздненутовского и дерюгинского времени. Этапы формирования малоинтенсивных структурных форм, особенно в приразломных зонах, отмечаются также в конце даехуриинского и дагинского времени.
  • По данным сейсмических работ и глубокого поискового бурения Одоптинская антиклинальная складка приурочена к Одоптинской мегантиклинали, размеры которой 32*6,5 км. Структура субмеридионального простирания, слегка асимметрична. В приосевой части структуры углы падения пород составляют 3−5?, по мере удаления от оси на западное крыло, углы падения изменяются от 5? до 17?, на восточном — 3−7?. Шарнир мегантиклинали ундулирует с образованием трех куполов: Северного, Центрального и Южного.
  • Размеры Северного купола составляют 9км*4 км по замкнутой изогипсе кровли XXI1 пласта, равной 1650 м, размеры участка продуктивности в пределах контура залежи XXI1 пласта 11км*4км, амплитуда складки около 300 м. В широтном сечении структура асимметрична: западное крыло несколько круче восточного. Углы падения пород на восточном крыле составляют около 5?, западном — до10?.
  • Условные обозначения

Рис. 2 — Тектоническая схема Северо-Восточного Сахалина и шельфа.

Купол имеет грушевидную форму в плане и примыкает к центральному куполу через узкую седловину.

По сейсмоматериалам 2D разрывные нарушения на месторождении не выделялись, впервые разломы установлены по сейсмоданным 3D. На месторождении выявлено присутствие сочетания разнонаправленных систем разломов, типичных как для шельфа острова Сахалин в целом, так и для прилегающей суши. По сейсмическим разрезам, горизонтальным срезам и картам когерентности в пределах Северного купола выделено три разломные зоны в интервале глубин от 500 до 2000 м. Данные нарушения относятся к грабенообразующему типу и сформировались в результате транслатеральных тектонических напряжений, воздействовавших на площадь в плиоцене-плейстоцене, в период образования куполов Одоптинской структуры, и очень немногие из них секут основные нефтяные пласты. Первые две зоны разрывов выделены в пределах распространения залежей углеводородов и в разной степени повлияли на их формирование. Оценка геометрических параметров разломной сети ограничена сейсмической разрешенностью. Ни в одной из пробуренных скважин разрывы не подсечены.

2. Стратиграфия

Стратиграфический разрез района и месторождения представлен (снизу-вверх) следующими отложениями:

— меловой «фундамент» K;

— мачигарский горизонт (олигоцен)

— даехуриинский горизонт (олигоцен)

— уйнинско-дагинско-окобыкайский горизонт (верхний-нижний миоцен) N3u; N3-2dg; N1ok;

— нутовский горизонт (верхний миоцен-плиоцен) N1 nt; - N2nt

— четвертичные отложения Q

Наиболее древней частью стратиграфического разреза является верхнеокобыкайский подгоризонт (N1ok), вскрытый на месторождении поисковой скважиной № 1 в интервале 2150−2500м. Верхняя граница окобыкайского горизонта проводится условно по кровле XXVII пласта. Вскрытая толщина отложений горизонта достигает 350 м, по данным сейсморазведочных работ в западном направлении толщина осадков увеличивается до 1000 м, в восточном направлении, к Восточно-Одоптинской зоне, уменьшается до 500 м. Литологически горизонт представлен чередованием пластов песчаников (толщиной от 20 до 40м) мелко- и среднезернистых, плотных глин и кремнистых, плотных иногда алевритистых аргиллитов.

Нутовский горизонт (N1 nt) — верхний миоцен-плиоцен. Отложения горизонта распространены повсеместно и вскрыты всеми пробуренными скважинами. Толщина осадков составляет 2100−2300м, достигая на юго-западе 3000 м и уменьшаясь на восток к Восточно-Одоптинской зоне до 1800−2000м. В региональном плане горизонт меняется от почти полностью песчаного разреза на западе и северо-западе (Восточное Нутово, Восточный Осой, Горомай) до глинистого на востоке (Даги-море). Весь разрез выходит на поверхность вдоль восточного крыла Паромайской антиклинальной зоны. В восточном направлении доля глинистых пород возрастает, и они образуют экраны-покрышки для залежей углеводородов.

Нутовский горизонт подразделяется на два подгоризонта: нижненутовский (IX-XXVI пласты) и верхненутовский (М, Н, О I-VIII пласты). Нижненутовский подгоризонт -N1 nt1 (верхний миоцен)

Верхняя граница нижненутовского подгоризонта проводится на каротажных кривых по кровле IX пласта.

К средней части разреза нутовского подгоризонта (XX-XXI2 пластам) Одопту-море (Северный купол) приурочены все установленные залежи углеводородов. По наличию аномалий волнового поля и газопроявлениям в процессе бурения скважин предполагается присутствие непромышленных скоплений газа в верхней части разреза подгоризонта. Основными эксплуатационными объектами являются XXI1, XXI2.

Верхненутовский подгоризонт — N2nt (плиоцен)

Отложения верхненутовского подгоризонта сложены песчаными пластами I-VIII. Осадки подгоризонта отлагались в бассейне на глубинах 50−150м. В своде структуры толщина осадков подгоризонта составляет 750 м. В разрезе выделяется две литологические пачки. Нижняя пачка (толщиной до 270м) представлена неравномерным переслаиванием песчаников светло-серых, слабо уплотненных, мелко- и среднезернистых и глин серых и темно-серых, с редкими прослоями алевролитов. Верхняя пачка толщиной до 750 м сложена преимущественно песками серыми, светло-серыми, средне- и крупнозернистыми, кварцевыми, рыхлыми с прослоями слабо уплотненных песчаников и глин серых, голубовато-серых.

3. Корреляции разрезов скважин

Основной задачей, поставленной перед сейсморазведкой 3D, было уточнение корреляции целевых пластов, прослеживание постоянства их границ между пробуренными скважинами, картирование восточной границы замещения пластов коллекторов, границы насыщения на западе. В результате детальной корреляции разрезов вертикальных и горизонтальных скважин с учетом материалов сейсморазведки 3D, существенно изменены границы следующих пластов: XXI2 пласт выделен в самостоятельный объект, его границы проведены по вертикальным и горизонтальным скважинам. К сожалению, непосредственно на Северном куполе в зоне отсутствия надежной сейсмической информации оказалось невозможным уверенно проследить границы песчаных тел, скважинные данные дают информацию об их развитии по площади купола. Южнее скв. 215 отмечается глинизация верхних прослоев XXI1, и в скважине 217 коллектором представлен только XXI2 пласт. К тому же, его газонасыщение свидетельствует об изоляции этого сегмента песчаного тела. По результатам палеофациального анализа XXI2 пласта севернее скв. 217 проходит сейсмофациальная граница, связанная с врезом в лопасть фена фаций руслового канала, контролируемого разломом 2 северо-восточного простирания. В плане врез совпадает со сбросом 2, т. е. сформирован экран комбинированного типа: русловый канал заполнен непроницаемыми разностями.

4. Гидрогеологическая характеристика залежи

Исследования подземных вод месторождения Одопту-море (Северный купол) проведены в 3-х поисково-разведочных скважинах (№№ 1, 3 и 9) рассматриваемой площади, в которых выполнялся неполный комплекс гидрогеологических исследований при вскрытии ряда водоносных объектов. Их опробование проводилось по методике для несамоизливающихся скважин без привлечения способов и операций, специфичных для гидрогеологических объектов. Исследования эти ускоряли опробовательский процесс, но в ущерб качеству и объему пластовых параметров. В процессе опытно-промышленной разработки данного месторождения (залежь XXI-х пластов) к настоящему времени получена одна относительно достоверная проба пластовой воды из эксплуатационной скважины № 224. Степень гидрогеологической изученности показана в приведенной ниже таблице.

Таблица № 1

Геологический индекс

Пласт

Гидрогеологический комплекс

Количество объектов

Гидродинамические

Гидрохимические показатели

Геотерм ические

водообильность

пластовая энергия

солевой состав

специфич. компоненты

газовый состав

N13

XIII-XIV

II

1

1

1

1

-

1

N13

XX2

III

1

1

1

-

-

1

N13

XXI1+2

III

1

2

3

2

-

2

N13

XXV

III

2

3

3

2

1

1

Для объективной характеристики гидрогеологических и, в особенности, гидродинамических условий привлекались имеющиеся сведения о подземных водах южных площадей месторождения Одопту-море (Центральный и Южный купола), а также материалы наклонно-направленных скважин, пробуренных в разведочных целях с береговой косы под акваторию моря, и скважин южного участка месторождения Одопту-суша.

5. Физико-химическая характеристика нефти, газов и конденсата

XXI1-XXI2 пласт. В поверхностных условиях исследованы пробы из 11 скважин: №№ 202, 201/203, 204, 205, 207, 211, 212, 215, 216, 226, 227. По площади структуры свойства нефтей XXI1-XXI2 пластов достаточно стабильны. В поверхностных условиях плотность нефти изменяется от 0,841 (скв. № 204) до 0,866 г/см3 (скв. №№. 216, 226), в среднем по пласту составляет 0,8545 г/см3 и относится к средним, вязкость при 200С изменяется от 2,95 до 4,59 сСт (в среднем — 3,70 сСт). Температура начала кипения — 64−760С (в среднем 700С). Выход бензиновых фракций до 2000С в среднем составляет 39%, светлых фракций до 300 0С — 67%. Нефть относится к малосернистым (0,29%), малосмолистым (смол силикагелевых-4,98%, асфальтенов — 0,35%), малопарафинистым (1,09%). Содержание хлористых солей, по определению в пробе нефти из скважины № 216, составляет — 2,84 мг/дм3. Температуры плавления парафина составляет 590С, застывания нефти — ниже -200С. Тип нефти и по классификации Ботневой Т. А. нефть XXI1-XXI2 относится к метановой, к химическому типу по А. А. Петрову1 и промежуточному А12. По физико-химическим свойствам (формула нефти по Т.А. Ботневой) — I. 2 См1Ср1Пр1.

В скважине № 217 из пластового газа был получен легкий конденсат, который имеет плотность 0,763 г/см3 (в среднем), вязкость 0,78 сП, закипает при 660С, выход бензиновых фракций до 2000С составляет 90%. Для конденсата характерны низкие содержания парафина (0,06%), серы (0,02%), силикагелевых смол (0,24%), асфальтенов (0,02%). По групповому углеводородному составу, согласно типизации И. С. Старобинца, конденсат относится к метано-нафтеновому типу, и содержит 48% метановых, 39% нафтеновых углеводородов.

Компонентный состав растворенного в нефти газа изучен на 64 пробах из 9 скважин. В составе газов содержится 90,3 — 95,3% метана, 2,4 — 9,5% тяжелых углеводородов. Среди тяжелых углеводородов основным компонентом является этан- 1,5 — 5,3%, количество пропана составляет 0,4 — 1,6%, бутанов — 0,3 — 1,5%, пентанов 0,1 — 0,8%, гексанов от следовых количеств до 0,4%. Содержание гомологов метана убывает в ряду: С2Н6? С3Н8? С4Н10? С5Н12. Содержание азота не превышает 0,4%, углекислого газа — 0,44%. Исключением является газ из скважины № 1, в котором низкая (2,37%) доля тяжелых углеводородов и повышенное содержание азота — до 2%. В изученных пробах не определялось содержание инертных газов и водорода, присутствие сероводорода не обнаружено.

Согласно геохимической классификации газов газонефтяных залежей по И. С. Старобинцу, растворенный газ XXI1 и XX12-XX2 пластов относится к классу сухих и полужирных, газ низкоазотный, низкоуглекислый, не содержащий сероводорода

6. Выводы и рекомендации по доразведке залежи

Разведка Северного купола Одопту практически завершена бурением поисковой наклонно-направленной скважины 202. В дальнейшем все разведочные задачи решались эксплуатационными горизонтальными скважинами. Очевидно, что комплекс геолого-геофизических исследований ограничен техническими и экономическими возможностями заказчика. В то же время программа исследований за период ОПЭ в большей степени выполнена. Практически все пробуренные скважины оказались в контуре нефтеносности

В процессе бурения горизонтальных скважин проведен определенный комплекс ГИС, ограниченный, в основном, продуктивной частью разреза и набором методов исследований, что затруднило количественную оценку показателей фильтрационно-емкостных и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Для изучения свойств пластовых жидкостей был произведен отбор глубинных проб и проб на рекомбинацию из XX, XXI1, XXI2 пластов, что позволило изучить необходимые показатели свойств пластовых флюидов.

Таким образом, получен необходимый и достаточный объем информации для построения геологической модели месторождения и подсчета запасов нефти и газа.

МЕТОДИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

7. Обоснование категорий запаса

XXI2 пласт рассматривается как отдельный объект подсчета. Площадь развития насыщенных коллекторов закартирована по сейсмоматериалам 3D и подтверждается результатами интерпретации ГИС и опробования скважин. Залежи ограничены сбросами 1и 2, зоной замещения коллекторов на востоке и установленными границами насыщения на западе. К 1 и 2 блокам приурочены нефтяные залежи, к 3 блоку — газонефтяная.

В 1 блоке нефтяная залежь опробована и эксплуатируется скважинами 204, 202, 210, 211, 212. По результатам совместной перфорации XXI1+XXI2 пластов в скв.9 на отметке нижнего отверстия -1721м, что соответствует отметке подошвы прослоя XXI2 пласта, проведена граница насыщения. Начальные балансовые запасы нефти подсчитаны по категории С1 и составляют 2138 тыс. т, извлекаемые запасы нефти — 970.7 тыс. т; начальные балансовые запасы растворённого газа — 197 млн. м3

Во 2 блоке запасы нефти разрабатываются скважинами 201, 215, 205, 221. В скважине 224 установлено присутствие слабо насыщенных коллекторов. При совместном опробовании двух объектов XXI1+XXI2 был получен приток воды с нефтью. По скв. 224 принята граница насыщения в блоке. Начальные балансовые запасы нефти подсчитаны по категории С1 и составляют 4781 тыс. т, извлекаемые запасы нефти — 2170.6 тыс. т; начальные балансовые запасы растворённого газа — 440 млн. м3.

В 3 блоке опробована и находится в эксплуатации газонефтяная залежь. Газовая часть вскрыта и опробована скв. 217. Начальные запасы газа газовой шапки подсчитаны по категории С1 и составили 65 млн. м3; начальные балансовые запасы конденсата — 1 тыс. т, извлекаемые запасы конденсата — 1 тыс.т. Эксплуатационными скважинами 207, 216, 226, 229, 227 разрабатывается нефтяная часть залежи. В скважине 3 пласт опробован, получен приток воды с признаками нефти. Граница запасов категории С1 проведена по отметке нижнего отверстия интервала перфорации в скв. 227 — 1670 м. Начальные балансовые запасы нефти подсчитаны по категории С1 и составляют 4002 тыс. т, извлекаемые запасы нефти — 1816.9 тыс. т; начальные балансовые запасы растворённого газа — 368 млн. м3.

Начальные извлекаемые запасы растворённого газа по XXI1+XXI2 пластам по категории С1 составили 1552 млн. м3.

В целом по месторождению начальные балансовые запасы нефти категории С1 в сравнении с утвержденными ГКЗ увеличились на 14 669 тыс. т, что составило +124%, в сравнении с Государственным балансом — уменьшились на 3178 тыс. т, что составило -11%. Основной прирост запасов произошел в результате открытия новых залежей (XX пласта), увеличения объема нефтенасыщенных пород по XXI1+XXI2 пластам за счет уточнения границы замещения коллекторов.

Снижение количества запасов категории С1 по сравнению с числящимися на Государственном балансе связано с отнесением запасов отдельных блоков (или части залежи) месторождения по степени изученности к категории С2.

8. Определение работы залежи

Пробная эксплуатация месторождения начата с 1998 г. согласно технико-экономических расчетов освоения Северного купола месторождения и индивидуальных планов на скважину. Разработка залежей XXI пласта осуществлялась на естественном режиме.

Из 6 выделенных эксплуатационных объектов в пробной эксплуатации находились три объекта в пределах XXI пласта и один объект, объединяющий пласты XX12 и XX2 в 1 блоке. Залежи XX3 пласта, 2 и 3 блоков XX2 пласта в эксплуатации не участвуют.

9. Расчетные параметры

Подсчет запасов нефти и газа месторождения произведен объемным методом, который является оптимальным для данного типа строения залежей и степени их изученности.

Подсчет запасов основан на данных сейсморазведки 3D, результатах бурения и испытания 21 скважины, интерпретации комплекса ГИС, результатах исследования керна и флюидов. В основе определения порового насыщенного объема залежей лежат созданные структурная и литологическая модели месторождения, модель распределения свойств коллектора и насыщения ее флюидами.

Методика определения порового насыщенного объема залежи

По XXI2 пласту в качестве базиса расчета построены подсчетные планы (структурные карты по кровле коллектора). Геометрия залежей основана на сейсморазведке 3D, отбивках кровли и подошвы коллекторов в пробуренных скважинах, границах насыщения коллектора, обоснованных по результатам опробования скважин.

Для контроля построения структурных карт, карт эффективных и насыщенных толщин использованы скважинные данные. Отметки кровли и подошвы коллектора базируются на корреляции кривых ГИС по скважинам.

Исходя из сказанного выше, в качестве метода подсчета использована объемная формула, где подинтегральной функцией выступает только карта эффективных насыщенных толщин, остальные параметры использованы как средние величины (константы):

Q= S*Кпср *Кнср *У1n У1m(h эф, н, i) * *н,

Где:

Q- начальные геологические запасы нефти, тыс. т

hэф, н,i — эффективная нефтенасыщенная толщина в ячейке модели (средневзвешенные в ячейке послойной модели), м

Кп. ср — средневзвешенный на hэф, н, i коэффициент пористости коллектора, доли. ед.

Кн. ср — средневзвешенный на Кп,i*hэф, н,i коэффициент нефтенасыщенности коллектора, доли ед.

S — площадь ячейки, м2

н — плотность нефти в стандартных условиях, т/м3;

— пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти при переводе ее из пластовых условий в поверхностные, (= 1/ b, где объемный коэффициент пластовой нефти)

n — число ячеек по оси Х; m — число ячеек по оси Y;

Подсчет запасов для каждого объекта проводился раздельно по зонам: нефтяной, газонефтяной, водонефтяной с учетом полигонов категорий запасов. По каждому полигону рассчитывалась площадь полигона S, объем коллектора VK, объем порового пространства коллектора VП, объем порового пространства нефтенасыщенного (газонасыщенного) коллектора VН (Vг).

Определение объема коллектора Vк проводилось по картам эффективных нефтенасыщенных толщин путем суммирования значений hэф, н*Si в ячейках карты в пределах полигонов.

VК=(h эф, н,i* Si)

Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в пределах каждого полигона рассчитывалось по формуле:

h'эф.н. =

Средние значения hэф. н по группе полигонов рассчитывалось после суммирования объемов коллектора и площадей в соответствующих полигонах.

Определение порового объема коллектора VП проводилось путем умножения (hэф. н i Si) в соответствующих полигонах на Кп, ср:

VП= Кп, ср (h эф, н, i * Si)

Определение объема порового пространства нефтенасыщенного коллектора VН проводилось путем перемножения Кп, ср * Кн,, ср * (hэф. н,i* S) в соответствующих полигонах карт:

VН= Кп, ср * Кн, ср* (hэф, н i * Si)

Запасы растворенного газа подсчитаны путем умножения начальных балансовых запасов нефти на газонасыщенность пластовой нефти, определенную по глубинным пробам по формуле:

Vб= Qб * rн ,

где: Vб — балансовые запасы растворенного в нефти газа, млн. м3

rн — газонасыщенность пластовой нефти, определенная по глубинным пробам, м3/т для начального пластового давления.

Qб — балансовые запасы нефти в тыс.т.

Запасы свободного газа подсчитаны перемножением объема газа в порах газовой части пласта на пересчетный коэффициент с учетом поправки на отклонение углеводородного газа от закона Бойля-Мариотта и температурной поправки по формуле:

Qг= Vг. п. *(Pоо- Рк к) * f *9. 87,

где: Vг. п -объем газонасыщенных пород, млн. м3

Ро — начальное пластовое давление, на середине глубины залежи, МПа

Рк — конечное пластовое давление, равное 0. 1МПа

f — поправка на температуру, равная Т+Тст/Т+Тпл., где Т=273С, Тст. =+20 С;

Тпл. -средняя пластовая температура в залежи

о, к — поправка на сжимаемость углеводородных газов, равная 1/Z

для начального и конечного пластовых давлений.

Z — коэффициент сжимаемости пластового газа

9,87 — коэффициент пересчета технических единиц в физические.

Расчет объема свободного газа в пластовых условиях Vг и средних подсчетных параметров газовой залежи проводился аналогичным способом по аналогичным формулам, с использованием карт эффективных газонасыщенных толщин, средней пористости коллектора по газовой части залежи и среднего коэффициента газонасыщенности.

Vг= Кп, ср * Кг, ср* (hэф, г i * Si)

Запасы конденсата подсчитаны по формуле

G= Vo*П,

где: G — балансовые запасы конденсата, тыс. т

Vo — начальные балансовые запасы газа газовых шапок, млн. м3

П — потенциальное содержание пентанов и вышекипящих в пластовом газе, г/м3.

Таким образом, на основе построенной цифровой геологической модели, с учетом скважинных данных и результатов исследования флюидов подсчитаны начальные балансовые запасы нефти, газа и конденсата.

Определение площадей нефтегазоносности

Площади нефтегазоносности для каждой залежи определялись, исходя из принятых отметок ГНК и ВНК на подсчетных планах, совмещенных со структурными картами по кровле коллекторов соответствующих пластов. Достоверность определения площади нефтегазоносности определяется достоверностью структурных карт, точностью определения положения ГНК, ГВК, ВНК. Структурные карты по кровле и подошве коллекторов по пласту XXI2 построены в масштабе 1: 25 000. В качестве структурной основы для построения карт по кровлям и подошвам коллекторов использованы структурные карты по стратиграфическим поверхностям продуктивных пластов, построенные по данным сейсморазведки 3D и ГИС.

Зона замещения коллектора на картах проведена по границе сейсмоамплитудной аномалии, маркирующей границу (бровку) шельфа как предел накопления пород-коллекторов. Тектонические нарушения установлены по сейсмоматериалам 3D. Площади полигонов S, объемы коллектора VК, объем порового пространства коллектора VП, объем порового пространства нефтенасыщенного коллектора VН рассчитывались для каждого объекта раздельно по зонам с учетом полигонов категорий запасов. Площадь определялась как сумма площадей ячеек сетки 2D, входящих в подсчётный участок. Площади полигонов S, объемы коллектора VК, объем порового пространства коллектора VП, объем порового пространства нефтенасыщенного коллектора VН рассчитывались для каждого объекта раздельно по зонам с учетом полигонов категорий запасов. Площадь определялась как сумма площадей ячеек сетки 2D, входящих в подсчётный участок. Результаты расчета объемов и площадей залежей по зонам приведены в (табл. 2)

Таблица № 2

Результаты расчета объемов и площадей зон нефтегазонасыщения

Пласт

Блок

Зона

Объём

Площадь

ХХI-1

1

нефть

23 899 700

9 346 610

Н

14 688 910

7 365 690

ВН

296 100

601 220

ГН

8 914 690

1 379 700

газ ГН

4 943 600

1 375 830

2

нефть

45 262 300

8 623 740

Н

37 338 690

7 366 860

ВН

298 400

150 680

ГН

7 625 210

1 106 200

газ ГН

3 865 480

1 103 890

3

нефть

31 563 000

13 604 500

Н

27 458 800

12 161 700

ВН

4 104 200

1 442 800

XXI-2

1

нефть

36 883 000

12 025 900

Н

35 954 300

11 417 200

ВН

928 700

608 700

2

нефть

58 385 400

7 604 130

Н

52 077 900

6 343 750

ВН

2 069 540

321 284

ГН

4 237 960

939 096

газ

9 877 080

2 101 020

Г

6 336 390

1 161 460

ГН

3 540 690

939 560

3

нефть

45 735 500

7 415 530

Н

34 308 900

4 133 520

ГН

1 837 120

436 501

НВ

9 589 480

2 845 509

газ

5 109 720

1 062 000

Г

3 671 680

624 416

ГН

1 438 040

437 584

Расчет средневзвешенных эффективных насыщенных толщин

Карты эффективных насыщенных толщин коллектора построены по скважинным данным.

Средняя эффективная толщина коллектора в каждом полигоне рассчитывалась по формуле:

hэф. ср. =VК/S.

Эффективные толщины пластов — коллекторов в скважинах определены как сумма толщин проницаемых прослоев коллектора в каждой скважине с учетом поправки на кривизну вручную и с применением программ интерпретации каротажа.

Принятые подсчетные параметры

Для определения параметров пористости и насыщенности использованы созданные в модели кубы свойств коллектора.

Таким образом, средневзвешенные значения:

- коэффициентов пористости и нефтегазонасыщенности приняты как средневзвешенные по объему залежи и приведены в таблице 2.

Таблица № 3

Пласт

Блок

Кп

Кн

Кг

XXI2

1

0,23

2

0,24

3

0,23

0,60

— средние значения плотности сепарированной нефти, объемного коэффициента и газонасыщенности, принятые при подсчете запасов

Таблица № 4

Пласт

Блок

№№скв.

Плотность

Объемный

Газона-

нефти, г/см3

коэф.

сыщенность, м3

1

2

3

4

5

6

XXI2

1

202

0,852

1,194

92

2

201/203,205

0,852

1,194

92

3

216, 207

0,857

1,194

92

10. Подсчет запасов нефти и растворенного газа, свободного газа и конденсата

месторождение нефть газ залежи

Подсчет запасов нефти и растворенного газа

Запасы нефти и газа подсчитаны по категориям С1 и С2. К категории С1 отнесены запасы залежей, где проведена перфорация интервалов пласта и получены притоки нефти или газа. К категории С2 отнесены запасы залежей (XX3) или их части (XX2, I блок, газовая шапка II блока XXI2 пласта), где не проведено опробования, пласт продуктивен по данным комплекса ГИС.

С учетом параметров, обоснованных выше, произведен подсчет геологических запасов нефти и растворенного газа по пластам, блокам, зонам (таблица № 5).

Подсчет запасов свободного газа и конденсата

Запасы газа газовых шапок подсчитаны по XX2, XX11, XXI2 пластам в млн. м3.

Расчет начального пластового давления в газовых шапках произведен, исходя из замеров давления в скважинах и отметок ГНК при условии равенства пластового давления условному гидростатическому. Средняя пластовая температура в залежи определена расчетным путем с учетом фактических замеров температуры в скважинах при исследовании объектов. Коэффициент сжимаемости газа (Z) рассчитан, исходя из компонентного состава газа, пластовой температуры и давления. Расчетным путем определены потенциальное содержание С5+ (40г/м3), коэффициент конденсатоотдачи (0. 92), мольная доля сухого газа равна 0,991. Параметры соответствуют утвержденным ГКЗ.

В таблице 6 приведены подсчетные параметры и запасы газа и конденсата (начальные и извлекаемые) геологические и остаточные за вычетом добычи газа по состоянию на 01. 01. 09 г.

Список использованной литературы

1. Жданов М. А. Нефтепромысловая геология и подсчёт запасов нефти и газа. М., «Недра», 1970 г., 488с.

2. Закиров С. Н. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М. РАН, 2004.

3. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр, М. 1986.

4. Жданов М. А. Нефтепромысловая геология и подсчёт запасов нефти и газа. М., «Недра», 1970 г., 488с.

5. Закиров С. Н. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М. РАН, 2004.

6. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр, М. 1986.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой