Глава 1. Экономико-географический очерк территории. — КиберПедия 

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций...

Археология об основании Рима: Новые раскопки проясняют и такой острый дискуссионный вопрос, как дата самого возникновения Рима...

Глава 1. Экономико-географический очерк территории.

2017-06-13 325
Глава 1. Экономико-географический очерк территории. 0.00 из 5.00 0 оценок
Заказать работу

Российский Государственный Геологоразведочный Университет им. Серго Орджоникидзе

Кафедра литологии

 

Курсовая работа по подсчётам запасов.

Месторождение Белокрыл и Луч.

Пласт D3src.

 

Исполнители: студенты группы РМН-12-1

Бронникова Е.О.

Камалов М.

Ялтанский А.

Яковенко А.

Бушев Д.

Чоммыев Ф.

Проверил: проф. Царёв В.В.

 

Москва 2015г.

Содержание:

Введение......................................................................................................с.3

Глава 1. Экономико-географический очерк территории...................... с. 4

Глава 2. Краткая характеристика геологической изученности.............с. 6

Глава 3. Литолого-стратиграфическая характеристика........................ с. 8

Глава 4. Тектоническое строение...........................................................с. 10

Глава 5. Геофизические исследования скважин и результаты интерпре-

тации..........................................................................................с. 11

5.1. Условия проведения ГИС...................................................с.11

5.2. Результаты интерпретации ГИС.......................................с. 11

5.2.1. Результаты интерпретации залежи в карбонатных

отложениях D3f3 (D3src).............................................................с. 12

5.2.2. Построение структурных карт кровли и подошвы продуктивного горизонта D3src..............................................................................с. 13

5.2.3. Построение карты эффективных толщин......................с. 13

Глава 6. Нефтегазоносность...................................................................с. 15

Глава 7. Физико-химическая характеристика углеводородов............с. 16

7.1. Нефть..................................................................................с. 16

7.2. Растворённый в нефти газ..................................................с.19

Глава 8. Подсчёт запасов месторождения Белокрыл и Луч по пласту D3src.....................................................................................................................с.22

8.1. Подсчёт запасов по категории С1и С2.............................с.23 Список приложений:

Приложение №1"Структурная карта кровли пласта D3src "

Приложение №2 "Структурная карта подошвы пласта D3src "

Приложение №3 "Карта эффективных толщин"

Приложение №4 "Профили по линиям А-А1, Б-Б1"

Приложение №5 "Карта общих толщин"

Приложение №6 "Литолого-стратиграфическая колонка"


Введение

Курсовая работа подводит итог изучения курса "Подсчёта запасов". Целью работы является закрепление практических и теоретических знаний, приобретённых в течение всего курса обучения. В процессе выполнения курсовой работы студенты работают с данными ГИС, строят структурные карты и карты толщин, два геолого-геофизических разреза и подсчитывают запасы месторождения по изучаемому пласту. Объектом изучения является пласт D3src месторождения Белокрыл и Луч.

Курсовая работа состоит из текстовой и графической частей. Текстовая часть объёмом 24 листа, состоит из 8 глав.

В состав графической части курсовой работы входят 6 приложений:

· 2 структурные карты

· геолого-геофизические разрезы

· 2 карты толщин

· литолого-стратиграфическая колонка

 

 


Глава 4. Тектоническое строение.

По результатам обработки сейсмических материалов, была создана структурная модель изучаемого месторождения Белокрыл и Луч. Согласно этой модели структурные планы всех отражающих горизонтов имеют характерные особенности. На всех уровнях отмечается приподнятая субширотная полоса, в пределах которой выделяются отдельные локальные поднятия. Поднятия более явно выражены по нижним отражающим горизонтам D 3 fm 1 (репер в нижнефаменских отложениях) и D 3 dm (подошва карбонатных пород франского яруса). В меньшей степени они проявляются по верхним границам отражающего горизонта D 3 (кровля верхнего девона) и отражающего горизонта P1as (кровля ассельских отложений). Отмечено существенное сокращение разреза поддоманикового девона (интервал между отражающими горизонтами S и D3dm ) в западном направлении. Дизъюнктивных нарушений не установлено.


 

Глава 5. Геофизические исследования скважин и результаты интерпретации.

Условия проведения ГИС.

Бурение скважин 201-301 в перспективных на нефть отложениях P1a-D3 осуществлялось на воде и глинистых растворах различной минерализации с параметрами: удельный вес 1,16-1,32 г/см3, вязкость 28-95 сек. Удельные электрические сопротивления буровых растворов при проведении ГИС (по БКЗ) составили 0,4-5,6 Омм.

При проводке скважин 302-315 применялись полимерные буровые растворы плотностью 1,09-1,14 г/см3, вязкостью 30-65 сек, водоотдачей 3,5-15 см3/мин. Удельные электрические сопротивления буровых растворов по скважинной резистивиметрии и БКЗ при проведении ГИС составили 0,1-0,25 Омм. Минерализация пластовых вод составляет 207 г/л (D3src); пластовая температура - 62ºС; удельное сопротивление пластовых вод - 0,027 Омм (D3src).

Таблица №5.2.2

№ скв. Абсолютная отметка кроли, м Абсолютная отметка подошвы, м hэф, м hн/н, м Результаты испытаний
  1868,3 1818,4 10-15 4,8 С интервала (а.о. 1873-1880м) приток нефти деб 10м3/сут
  1872,8 1888,4 10-15 2,2 Получен приток воды
  1866,1 1878,5 10-15 5,2 С интервала (а.о. 1854-1894м) приток нефти деб 63м3/сут
  1876,4 1878,3 <10 1,9 С интервала (а.о. 1876,5-1878,4м) приток нефти деб 35,6м3/сут
  1861,3 1876,7 10-15 7,0 С интервала (а.о. 1858-1873м) приток нефти деб 13,7м3/сут
  1869,5 1887,3 >15 4,6 С интервала (а.о. 1869-1882м) приток нефти деб 7,2м3/сут
  1860,8 1880,2 10-15 10,2 С интервала (а.о. 1868,7-1884,4м) приток нефти деб 67,9м3/сут

 

 

Глава 6. Нефтегазоносность.

На месторождении залежи нефти связаны с отложениями нижнефаменского подъяруса и франского яруса верхнего девона, московского яруса среднего карбона и ассельско-сакмарского яруса нижней перми. Подсчет запасов в курсовой работе выполнен по залежи нефти в карбонатных отложениях сирачойского горизонта (D3src).

Наличие залежи доказано испытаниеями в скважинах: 201, 302, 311 и испытанием в процессе бурения «старой» скв. 301 и «новых» скв.305 и 315.

В скв. 201 из интервала с а.о. 1873-1880м получен приток нефти дебитом 8-10м3/сут. В скв. 302 получен приток нефти дебитом 35.6м3/сут (а.о. -1876,5-1878,4м). В скв. 311 приток дебитом 7,2м3/сут (а.о. 1869-1882м). В скв. 301 получен приток нефти с расчетным дебитом 63м3/сут (а.о.-1854-1894м). В скв. 305 получено 0,574м3 нефти за 60 мин, расчетный дебит 13,7м3/сут (а.о.-1858-1873м). В скв. 315 при испытании в открытом стволе инт. 1968,7-1984,4м - получено 6,95м3 нефти (85%) с ФБР расчетный дебит - 67,9м3/сут.

По ГИС нефтенасыщенные коллектора выделены в скважинах: 201, 210, 301,302, 305, 306, 311, 315.

Получение воды из нефтенасыщенных по ГИС коллекторов в скв. 210 вероятно связано с некачественным испытанием.


 

Нефть

Физико-химические свойства и компонентный состав нефти продуктивных пластов месторождения Белокрыл и Луч изучены по 12 поверхностным и 3 глубинным пробам (табл.7.1 и 7.2).

По ранее оцененным пластам уточнена плотность нефти. Пересчетный коэффициент и газосодержание, в связи с отсутствием новой информации, не пересматриваются.

По пластам, залежи в которых оцениваются впервые, плотность нефти принята по результатам анализа поверхностных проб, пересчетный коэффициент и газосодержание по аналогии с месторождениями в одновозрастных пластах, характеризующихся сходной плотностью нефти.

В изучаемом нами пласте нефть охарактеризована одной глубинной (скв.201) и двумя поверхностными пробами, одна из которых (скв.311) отобрана после предыдущего подсчета запасов.

Нефть малосернистая (0,21-0,39%), малосмолистая (2,98-5,2%), малоасфальтеновая (1,7-2,25%), высокопарафинистая (9,6 -11,7%).

Температура начала кипения 47оС. Выход светлых фракций, выкипающих до 200оС - 29%, до 300оС - 49%. Температура застывания нефти 17оС.

Свойства пластовой нефти не пересматриваются. Пластовая нефть при пластовом давлении 19,62МПа и пластовой температуре 58,6оС имеет давление насыщения 9,22МПа, газосодержание 59,7м3/т, плотность 0,734 т/м3, вязкость 1,66МПа*с, объемный коэффициент 1,173.

Разгазированная нефть легкая плотностью 0,8261 т/м3, маловязкая – 3,91ст (при 50оС), высокопарафинистая 6,7% масс, малосернистая 0,23%. Выход светлых фракций – 49,5% (до 300 оС).

Выход нефти из 1м3 пластовой, принят по результатам исследований одной глубинной пробы и составил 0,71т/м3.


 

 

Результаты исследования глубинных проб пластовых нефтей           Таблица 7.1
при стандартной сепарации                        
                               
№ СКВ. Интервал перфорации, м Пласт Глубина отбора, м Пластовое давление, МПа Темпера-тура, °С Давление насыщения, МПа Газосодержание Объемный коэффициент Плотность нефти, г/см3 Вязкость нефти Плотность газа, кг/м3 Сред. коэф. раство-римости
(на глубине, м) м3 м33 сепариро-ванной пластовой сепариро-ванной, 50 *С, сст пластовой, МПа*с нм3/кгс/см2
                               
  2139-2143 D3f1tm   21.1 62.3 11.04 51.1 43.8 1.14 0.8586 0.801 7.9 2.86 1.252 0.389
А                          
  1980-1987 D3fr   19.62 58.6   9.22   59.7   49.3   1.173   0.8261   0.7734   3.91   1.66   1.504   0.524  
src 1983.5
  1851-1860 D3fm                          
Фо   19 51.7 5.69 16.6 13.7 1.053 0.8294 0.806   3.07 1.422 0.236
                           

 


 

                                  Таблица 7.2
                                         
Результаты исследования поверхностных проб нефтей                      
                                         
Скважина Интервал испытания Пласт нк, °с Фракционный состав, % Оста-ток >300° Плотность, кг/м3 Вязкость кине-матич., сст. Сера,% Парафины, % Т, °С плавлен. парафина Смолы силикагел., % Асфальтены, % Молекулярный вес Температура застыва-ния, °С Газ+бензин Керосино-газойл., масла
    до 150° до 200° до 250° до 300° при20° при50°
                                         
  1058-1077 P1a     8.8 16.2     910.9     1.38 5.99 58.5 15.7 7.09   -12    
  1070.4-1080.1 P1a             ~900       2.85   24.1 4.83        
                                         
  1325-1365 C2m   14.5         849.7     0.64 5.38 54.5 5.79 1.35   8.5    
  1391-1381 C2m   13.6 17.4       858.5     0.71 3.18   9.18 4.51   -14    
                                         
  1851-1860 D3fm(Ф0)   8.2 16.5 27.5 39.5   838.3   4.879 0.41 12.5   5.16 1.31   22.5   77.32
  1851-1860 D3fm(Ф0)   16.6 26.7 36.1 48.5   825.4 57.8   0.29 7.6 61.7 5.1 0.14        
  1934-1937 D3fm(Ф0)     22.5   44.5   828.3     0.37 11.6   3.55 1.62        
  1934-1937 D3fm(Ф0)   20.5         826.3     0.36 17.4   4.16 1.35   7.5    
                                         
  1948-1988 D3fsrc             822.7   3.48 0.39 9.6 52.2 5.2 1.7       54.5
  1983-1987 D3fsrc       32.5 44.5   821.5     0.21 11.7   2.98 2.25        
                                         
  2126.5-2130.5 D3f(A)   7.2   24.5     853.2   7.16 0.53 11.2   5.79 2.42       77.19
                                         
                                         
                                           

Растворённый в нефти газ.

Состав попутного газа определялся при однократном разгазировании глубинных проб нефти из скважины №201 (табл. 7.3). Новых данных не появилось.

Растворенный газ всех залежей характеризуется невысоким содержанием метана 26,7-47,1%.

Содержание С2-С4 (пиролизное сырье) 24,6 –42,2%, С5+ - 5-7%. Сероводород не обнаружен, углекислый газ не превышает 0,4%. Содержание гелия 0,045-0,053.

Содержание газа в нефти изменяется от 16,6м3/т до 59,7м3/т (D3src), плотность газа при нормальных условиях от 1,238кг/м3 до 1,465кг/м3 (D3src).

 


 

Результаты исследования глубинных проб пластовых нефтей           Таблица 7.1
при стандартной сепарации                        
                               
№ СКВ. Интервал перфорации, м Пласт Глубина отбора, м Пластовое давление, МПа Темпера-тура, °С Давление насыщения, МПа Газосодержание Объемный коэффициент Плотность нефти, г/см3 Вязкость нефти Плотность газа, кг/м3 Сред. коэф. раство-римости
(на глубине, м) м3 м33 сепариро-ванной пластовой сепариро-ванной, 50 *С, сст пластовой, МПа*с нм3/кгс/см2
                               
  2139-2143 D3f1tm   21.1 62.3 11.04 51.1 43.8 1.14 0.8586 0.801 7.9 2.86 1.252 0.389
А                          
  1980-1987 D3fr   19.62 58.6   9.22   59.7   49.3   1.173   0.8261   0.7734   3.91   1.66   1.504   0.524  
src 1983.5
  1851-1860 D3fm                          
Фо   19 51.7 5.69 16.6 13.7 1.053 0.8294 0.806   3.07 1.422 0.236
                           

 


Глава 8. Подсчёт запасов месторождения Белокрыл и Луч по пласту D3src.

Запасы открытых и разведываемых залежей подсчитывается объёмным методом. Сущность объёмного метода заключается в определении массы нефти, приведённой к стандартным условиям в залежи. Объемный метод считается универсальным для подсчета запасов любой залежи.

Начальные запасы нефти определяются по формуле:

Qн.н =F*hэф* kп* kн*θ *ρ

Где F – площадь залежи, тыс.м2, hэф – средняя нефтенасыщенная толщина, м, Kп- коэффициент пористости, д.ед., Kн – коэффициент насыщенности, д.ед., θ - пересчетный коэффициент, д.ед., ρ - плотность нефти, т/м3.

Количественно пористость породы характеризуется коэффициентомпористости (Кп), который измеряется в долях от объема породы.

Коэффициентом нефтенасыщенности (Кн) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства.

Объемный коэффициент пластовой нефти (b) – это отношение объема пластовой нефти к объему получаемой из нее сепарированной при стандартных условиях (атмосферное давление и температура 200С) нефти. Он показывает, какой объем имел бы 1 м3 дегазированной нефти в пластовых условиях. Объемный коэффициент пластовой нефти точнее всего определяют путем отбора и исследования глубинных пластовых проб нефти. Его можно также вычислять приближенно по данным фракционного состава газа.

где Vн.пл – объем нефти в пластовых условиях; Vн.д. – объем такого же количества нефти после дегазации при стандартных условиях; ρн.пл. – плотность нефти в пластовых условиях; ρ н. – плотность нефти в стандартных условиях.

Пересчетный коэффициент (θ) - величина обратная объёмному коэффициенту и служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти на поверхности.

Запасы нефтяной залежи, имеющей промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (промышленные) категории А, В, С1 и предварительно оценённые - категория С2. На месторождении Белокрыл и Луч проводился подсчёт запасов по категориям С1 и С2. На месторождении два участка по категории С1, в которых включены 10 подсчётных площадок, по категории С2 выделяется четыре участка, в которых 12 подсчётных площадок.

 

Российский Государственный Геологоразведочный Университет им. Серго Орджоникидзе

Кафедра литологии

 

Курсовая работа по подсчётам запасов.

Месторождение Белокрыл и Луч.

Пласт D3src.

 

Исполнители: студенты группы РМН-12-1

Бронникова Е.О.

Камалов М.

Ялтанский А.

Яковенко А.

Бушев Д.

Чоммыев Ф.

Проверил: проф. Царёв В.В.

 

Москва 2015г.

Содержание:

Введение......................................................................................................с.3

Глава 1. Экономико-географический очерк территории...................... с. 4

Глава 2. Краткая характеристика геологической изученности.............с. 6

Глава 3. Литолого-стратиграфическая характеристика........................ с. 8

Глава 4. Тектоническое строение...........................................................с. 10

Глава 5. Геофизические исследования скважин и результаты интерпре-

тации..........................................................................................с. 11

5.1. Условия проведения ГИС...................................................с.11

5.2. Результаты интерпретации ГИС.......................................с. 11

5.2.1. Результаты интерпретации залежи в карбонатных

отложениях D3f3 (D3src).............................................................с. 12

5.2.2. Построение структурных карт кровли и подошвы продуктивного горизонта D3src..............................................................................с. 13

5.2.3. Построение карты эффективных толщин......................с. 13

Глава 6. Нефтегазоносность...................................................................с. 15

Глава 7. Физико-химическая характеристика углеводородов............с. 16

7.1. Нефть..................................................................................с. 16

7.2. Растворённый в нефти газ..................................................с.19

Глава 8. Подсчёт запасов месторождения Белокрыл и Луч по пласту D3src.....................................................................................................................с.22

8.1. Подсчёт запасов по категории С1и С2.............................с.23 Список приложений:

Приложение №1"Структурная карта кровли пласта D3src "

Приложение №2 "Структурная карта подошвы пласта D3src "

Приложение №3 "Карта эффективных толщин"

Приложение №4 "Профили по линиям А-А1, Б-Б1"

Приложение №5 "Карта общих толщин"

Приложение №6 "Литолого-стратиграфическая колонка"


Введение

Курсовая работа подводит итог изучения курса "Подсчёта запасов". Целью работы является закрепление практических и теоретических знаний, приобретённых в течение всего курса обучения. В процессе выполнения курсовой работы студенты работают с данными ГИС, строят структурные карты и карты толщин, два геолого-геофизических разреза и подсчитывают запасы месторождения по изучаемому пласту. Объектом изучения является пласт D3src месторождения Белокрыл и Луч.

Курсовая работа состоит из текстовой и графической частей. Текстовая часть объёмом 24 листа, состоит из 8 глав.

В состав графической части курсовой работы входят 6 приложений:

· 2 структурные карты

· геолого-геофизические разрезы

· 2 карты толщин

· литолого-стратиграфическая колонка

 

 


Глава 1. Экономико-географический очерк территории.

Изучаемое месторождение Белокрыл и Луч расположено на территории Печорской низменности, на северо-востоке европейской части России. Низменность расположена в бассейне реки Печора, между Уралом и Тиманским кряжем (территория Республики Коми и Ненецкого автономного округа) (рис.№1).

- Месторождение Белокрыл и Луч.

 

Рис №1. Печорская низменность.

 

Местность представляет собой всхолмленную равнину с абсолютными отметками от +80 до +130 м над уровнем моря, изрезанную сетью ручьев и речек. В пониженных частях рельефа широко развиты болота глубиной до 2м, затрудняющие проходимость транспортных средств.

Площадь покрыта хвойными лecaми c незначительной примесью лиственных пород. Заболоченные участки бедны растительностью и покрыты мхами, ягодниками. Животный мир довольно представитель­ный.

Гидрографическую сеть образуют реки бассейна р.Печора, Кожва, Луза и их притоки. Основными источниками питания поверхностных водотоков являются грунтовые воды и атмосферные осадки, аккумулирующиеся в пределах заболоченных участков. Реки замерзают в ноябре, болота – в конце декаб­ря. Реки вскрываются в первой половине мая.

По климатическим условиям изучаемый район относится к континентальному, с прохладным коротким летом и длительной умеренно-суровой зимой. Значительная влажность кли­мата связана с наличием озер и болот. Температура воздуха колеб­лет­ся от +25оС до -53оС, среднегодовая температура –2,2оС. Среднегодовое количество осадков со­ставля­ет 525мм. Большая часть осадков приходится на теплый период.

B районе работ действует постоянная автодорога до г.Печоры и п. Ираель. Непосредственно месторождение связано автодорогой с понтонной переправой с железнодорожной станцией п.Каджером. Кроме того, завоз материалов и оборудова­ния производится по зимнику. В п.Каджером располо- жена те­хническая база недропользователя Лузского месторождения-Печорской энергетической компании (ПЭК), оборудованная средствами приемки грузов и терминалом для отгрузки нефти железной дорогой.

В г.Печора базируются нефтегазодобывающие и буровые предприятия, строительные организации, обеспе­чива­ющие обустройство месторождений. Сообщение с центральными районами России осуществляется желез­нодо­рож­ным и авиационным транспортом. Центром энер­гос­наб­жения является Печорская ГРЭС, расположенная в г.Печоре. Ближайший магис­тральный нефтепровод – Усинск – Ухта – Ярославль проходит в 30 км к юго-западу от месторождения. Ближайший центр нефтепереработки г. Ухта находится в 150км по железной дороге.

 


 


Поделиться с друзьями:

История развития пистолетов-пулеметов: Предпосылкой для возникновения пистолетов-пулеметов послужила давняя тенденция тяготения винтовок...

История развития хранилищ для нефти: Первые склады нефти появились в XVII веке. Они представляли собой землянные ямы-амбара глубиной 4…5 м...

Архитектура электронного правительства: Единая архитектура – это методологический подход при создании системы управления государства, который строится...

Историки об Елизавете Петровне: Елизавета попала между двумя встречными культурными течениями, воспитывалась среди новых европейских веяний и преданий...



© cyberpedia.su 2017-2024 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав. Мы поможем в написании вашей работы!

0.109 с.