Построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин.

Для построения использовались данные эффективных толщин продуктивного пласта (Приложение № таблица мощностей скважин). Часть скважин по контуру залежи была водонасыщены, другие скважины нефтенасыщена, что говорит нам о купольном строении залежи (Приложение №3). Данные отдельных пропластков по каждой скважине суммировали и получили нефтенасыщенную толщину, выписали в таблицу №1. На структурную карту отражающего горизонта D₃fm₁ нанесли отметки скважин, со структурных карт кровли и подошвы перенесли внешний и внутренний контуры нефтегазоносности. Далее считая, что внешний контру равен = 0, методом интерполяции построили карту эффективных нефтенасыщенных толщин.

 

Построение карты общих толщин.

Для построения общих толщин нам понадобились структурные карты по кровле и подошве продуктивного горизонта D₃src. Мы перевели их в электронный вид и через программу Suffer, вычтя из кровли подошву, посчитали карту общих толщин (Приложение №5).

 

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.

 

Глава 7. Физико-химическая характеристика углеводородов.

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

Свойства пластовой нефти не пересматриваются. Пластовая нефть при пластовом давлении 19,62МПа и пластовой температуре 58,6^оС 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 50^оС), 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/т	м3/м3	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/т	м3/м3	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 (К_п), 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; ρ_н.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.