Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным

Год проект.ОрганизацияВид документаРассматриваемые в документах виды воздействия на пластОсновные решения, рекомендованный вариант, конечный КИН1976геологическая служба объединения «Оренбургнефть»Оперативный подсчет запасов пласта

Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным

Курсовой проект

Геодезия и Геология

Другие курсовые по предмету

Геодезия и Геология

Сдать работу со 100% гаранией
(Южный купол);

-пласт О4 - пробы не отбирались.

Исследования кондиционных проб пластовых флюидов позволили охарактеризовать свойства нефтей турнейского яруса, вскрытого в разрезе месторождения.

 

Таблица 1.2 - Результаты исследований проб нефти продуктивных пластов

Пласт№ скв.Дата отбора пробыИнтервал перфорации, мПластовое давление, МпаПластовая температура, 0СВ пластовых условияхДавление насыщения, МпаПри однократном разгазировании в стандартных условияхплотность нефти, г/см3вязкость нефти, мПа*сгазосодержание, м3/тплотность нефти, г/см3объемный коэффициентТ1313.10.742465-246728,7430,85665,625,8531,60,8741,0677Т1404.08.752499-251525,9430,84324,476,2538,30,87331,0972Т11328.01.772490-249826,2430,83825,456,233,40,86951,0892Т18127.10.062506-25128,04430,82083,65,8845,40,88231,16Т26004.12.042525-253724,7845,70,83695,35,037,480,86841,10Т39508.05.042516-252124,67430,83755,16,5927,760,86151,08

Исследование свойств нефти пласта Т3 проводилось по пробам, отобранным из скважины на Южном куполе (скважина 95). По результатам исследований и расчетов в среднем по пласту получены следующие значения: давление насыщения - 6,59 Мпа, газосодержание - 27,76 м3/т, объемный коэффициент - 1,08, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 5,1 мПа*с. Плотность пластовой нефти - 0,8375 г/см3, сепарированной - 0,8615 г/см3. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 0С составляет 10,1 мм2/с. По товарной характеристике нефть средней плотности, высокосернистая (массовое содержание серы 2,28 %), смолистая (6,18 %), парафинистая (5,5 %).

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти составляет 879 кг/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 6,08 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти 34,6 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 11,20 мПа×с. После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 886 кг/см3, газосодержание 30,2 м3/т, объёмный коэффициент 1,037, динамическая вязкость разгазированной нефти 33,20 мПа×с. По товарной характеристике нефть тяжелая, высокосернистая (массовое содержание серы 2,48 %), смолистая (15,78 %), высокопарафинистая (6,22 %).

 

Таблица 1.3 - Параметры нефти и газа

ПластыПри дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условияхМассовое содержание серы в нефти, %плотность нефти, г/см3газовый фактор, м3/тобъемный коэффициентпересчетный коэффициентОбъемное содержание целевых компонентов в газе, %гелияэтанапропанабутанаТ1 (Северный купол)0,874733,601,0810,92510,022720,9328,059,242,60Т1 (Южный купол)0,876032,301,0970,91120,027620,7629,5111,072,10Т20,866335,951,0880,91910,018716,0719,069,952,20Т30,858825,861,0630,94070,032119,6219,099,312,28О40,886030,201,0540,94900,02809,909,143,532,40

1.3.2Гидрогеологическая характеристика месторождения

В гидрогеологическом отношении промышленно нефтеносные пласты турнейского яруса Т1, Т2 и Т3 приурочены к средней зоне затрудненного водообмена. Воды находятся в состоянии крайне медленного движения.

По своим физико-химическим свойствам воды турнейского яруса представлены рассолами хлоридно-натриевого и хлоридно-натриево-кальциевого состава. Они характеризуются плотностью 1,127 г/см3, минерализацией 177,14 г/л. Вязкость при пластовой температуре составляет 1,05 МПа·с, объемный коэффициент - 1,004.

Газ, растворенный в водах турнейского яруса, в районе рассматриваемого месторождения не изучался. Регионально он характеризуется азотно-углеводородным составом. Газонасыщенность вод франско-турнейского карбонатного комплекса на месторождениях Оренбургской области низкая, обычно не превышает 300 см3/л, упругость газов - 4,0÷5,0 МПа. Азот преобладает над углеводородом, газы содержат сероводород.

 

1.3.3Запасы нефти и растворенного газа

Впервые запасы нефти Горного месторождения были подсчитаны в 1976 году геологической службой объединения «Оренбургнефть» в оперативном порядке по пласту Т1.

В 1978 году подсчитаны запасы нефти и газа по продуктивным пластам Т1 (турнейский ярус) и О4 (визейский ярус) Горного месторождения в составе Подольской группы месторождений и утверждены ГКЗ СССР (протокол № 8167 от 17 ноября 1978г.).

В 1984 году эксплутационной скважиной 64 выявлена залежь нефти пласта Т21. ПО «Оренбургнефть» по этой залежи произведен оперативный подсчет запасов, которые были приняты на баланс предприятия.

В 1990 г. выполнен пересчет запасов нефти и газа по продуктивным пластам Т1 и Т21. Запасы утверждены ГКЗ РФ в 1992 году (протокол № 57дсп от 11.06.1992 г.).

С 2001 по 2007 год были выполнены оперативные пересчеты по пластам Т1 и Т21 и оперативные подсчеты по новым промышленным объектам Т22 и Т3.

В 2008 г. выполнен новый «Пересчет запасов нефти и газа и ТЭО КИН Горного месторождения Оренбургской области». Отчет выполнен в лаборатории промысловой геологии отдела РИТ и МПС института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть». В его основу легли все данные, вновь полученные в результате: сейсморазведки, бурения и опробования новых скважин, анализа керна и исследования проб нефти, комплекс проведенных геофизических и гидродинамических исследований скважин. Было уточнено положение границ ранее выявленных залежей нефти.

Построена 3D геологическая и гидродинамическая модели месторождения. Перечет запасов нефти Горного нефтяного месторождения (в отличие от ранее выполненных) проводился по модели, что дает больше информации о геологическом строении залежей, необходимой для решения практических задач по разработке месторождения.

По объему извлекаемых запасов нефти Горное многопластовое месторождение относится к категории средних.

По степени геолого-геофизической изученности подсчитанные запасы УВ отнесены к категориям В, С1 и С2. Общая оценка начальных геологических / извлекаемых запасов нефти горного месторождения составила:

 

категория В - 16373 / 9776 тыс.т;

категория С1 - 545 / 324 тыс.т;

категория С2 - 9176 / 4108 тыс.т.

 

Следует отметить, что запасы нефти и газа окского надгоризонта целиком находятся за пределами лицензионного участка. В пределах лицензионного участка начальные геологические / извлекаемые запасы нефти составили:

категория В - 15112 / 9022 тыс.т;

категория С1 - 545 / 324 тыс.т.,

категория С2 - 761 / 455 тыс.т.

 

Незначительная доля запасов нефти и газа турнейского яруса попала за пределы Горного ЛУ - 1261 тыс.т категории В по всем пластам Южного купола, или 7 % от общих геологических запасов турнейского яруса.

Начальные запасы растворенного газа по месторождению - 841 млн.м3, при небольшом газосодержании 26 - 36 м3/т.

В целом, после уточнения модели месторождения, по геологическим запасам Горное месторождение характеризуется следующими особенностями:

 

 

запасы нефти утверждены по 1 пласту окского надгоризонта и 4 пластам турнейского яруса;

основной объем геологических запасов - 68 % содержится в карбонатных коллекторах турнейского яруса, 32 % запасов приходится на карбонатный пласт О4;

большая часть НГЗ (41 %) сосредоточена в коллекторах пласта Т1, на пласт О4 приходится 32 %, на пласт Т22 -14 %, по остальным пластам запасы распределены равномерно ~ 6 %;

залежи нефти приурочены к 2 куполам - Северному и Южному;

геологические/извлекаемые запасы нефти категорий В+С1+С2 по поднятиям распределены почти равномерно - Северная залежь содержит 52 % запасов месторождения, Южная - 48 %;

на водонефтяные зоны месторождения приходится основной объем НГЗ - 67 %;

продуктивный разрез месторождения сильно расчленен, запасы распределены по проницаемым пропласткам средней толщиной 1,8 м (интервал изменения от 0,4 - 11,3 м);

разведанность геологических запасов нефти месторождения высокая, на турнейском ярусе категорией С2 оценивается незначительная доля запасов - 4 %; залежи окского надгоризонта малоизученны - 100 % запасов оценены категорией С2. В целом по месторождению категорией С2 оцениваются 35 % запасов;

средняя плотность запасов нефти, в целом, небольшая - 5,2 тыс.т/га.

Коэффициенты извлечения нефти по подсчетным объектам обоснованы в ТЭО КИН (2008 г.). Для карбонатных отложений турнейского яруса принят коэффициент нефтеизвлечения 0,597 д.ед. Для карбонатных отложений окского надгоризонта КИН принят на уровне 0,434 д. ед.

 

2. раздел

 

.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения

 

Горное нефтяное месторождение открыто в 1970 году в результате поисково-разведочных работ на Подольской площади, изученной в 1969 - 1970 гг. сейсморазведкой МОВ и введенной в поисково-разведочное бурение в 1974 г. В 1976 г. нефтеносность месторождения подтверждена бурением поисковой скважины 3.

Первый проектный документ - «Технологическая схема разработки укрупненного Подольского месторождения» выполнен институтом «Гипровостокнефть» в 1976 г. (на основании выполненного в том же году оперативного подсчета запасов нефти пласта Т1 турнейского яруса), проект утвержден в ЦКР (протокол № 466 от 5.03.76 г.). На основании этого документа Горное месторождение было введено в пробную эксплуатацию.

В 1978 году на основании поисково-разведочного и эксплуатационного бурения институтом «Гипровостокнефть» выполнен «Подсчет запасов нефти и газа Подольской группы нефтяных месторождений Оренбургской области» (протокол ГКЗ СССР № 8167 от 17.11.1978 г.). Данным подсчетом впервые на баланс поставлены запасы пласта О4 окского надгоризонта и переоценены запасы пласта Т1 турнейского яруса.

В 1978 году на основании выпо

Похожие работы

<< < 1 2 3 4 5 6 > >>