Характеристика Приобского месторождения, методы его разработки
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
µрно для газов нефтяных залежей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.
Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.
Нефть пласта АС10 средней вязкости , с содержанием фракций до 350_С больше 55%, нефти пластов АС11 и АС12 вязкие, с содержанием фракций до 350_С от 45% до 54,9%.
Технологический шифр нефтей пласта АС10 - II Т1П2, пластов АС11 и АС12- II Т2П2.
Оценка параметров, обусловленных индивидуальными характеристиками нефтей и газов, выполнена в соответствии с наиболее вероятными условиями сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождении.
Условия сепарации следующие:
ступень - давление 0,785 Мпа, температура 10_С;
ступень - давление 0,687 Мпа, температура 30_С;
ступень - давление 0,491 Мпа, температура 40_С;
ступень - давление 0,103 Мпа, температура 40_С.
Сопоставление средних значений пористости и проницаемости коллекторов пластов АС10-АС12 по керну и ГИС
Таблица 1.2
ПластГИСКернКол-во СкважинКпо, %Кпр, мДКол-во СкважинКол-во ОбразцовКпо, %Кпр, мДАС1002117.76.251617.42.1АС101-25818.721.22129719.313.9АС1101216.59.4331518.116.8АС1114718.751.82332920.131.9АС112-41918.15.791618.58.1АС1226418.24.73474417.63.4АС123-47318.14.13142717.51.8
1.8 Оценка запасов нефти
Оценка запасов нефти Приобского месторождения выполнена в целом по пластам без дифференциации по залежам. В связи с отсутствием пластовых вод в литологически ограниченных залежах, запасы рассчитывались по чисто нефтяным зонам.
Балансовые запасы нефти Приобского месторождения оценивались объемным методом.
Основой для расчета моделей пластов являлись результаты интерпретации ГИС. При этом в качестве граничных значений коллектор-неколлектор были приняты следующие оценки параметров пластов: Коп 0.145, проницаемость 0.4 мД. Из коллекторов и, следовательно, подсчета запасов исключались зоны пластов, в которых значения указанных параметров были меньше кондиционных.
При подсчете запасов использовался метод перемножения карт трех основных подсчетных параметров: эффективной нефтенасыщенной толщины, коэффициентов открытой пористости и нефтенасыщенности. Эффективный нефтенасыщенный объем рассчитывался отдельно по категориям запасов.
Выделение категорий запасов выполнено в соответствии с Классификацией запасов месторождений ... (1983 г.) . В зависимости от изученности залежей Приобского месторождения запасы нефти и растворенного газа в них подсчитаны по категориям В, С1, С2. Запасы категории В выделены в пределах последних скважин эксплуатационных рядов на левобережном разбуренном участке месторождения. Запасы категории С1 выделялись на участках, изученных разведочными скважинами, в которых были получены промышленные притоки нефти или имелась положительная информация по ГИС. Запасы в неизученных бурением зонах залежей классифицировались по категории С2. Граница между категориями С1 и С2 проводилась на расстоянии двойного шага эксплуатационной сетки (500х500 м), как это и предусмотрено Классификацией ....
Оценка запасов завершалась перемножением полученных объемов нефтенасыщенных коллекторов по каждому пласту и в пределах выделенных категорий на плотность дегазированной при ступенчатой сепарации нефти и пересчетный коэффициент. Следует отметить, что они несколько отличаются от принятых ранее. Связано это, во-первых с исключением из расчетов скважин, расположенных далеко за пределами лицензионного участка, а, во-вторых с изменениями индексации пластов в отдельных разведочных скважинах в результате новой корреляции продуктивных отложений.
Принятые подсчетные параметры и полученные результаты подсчета запасов нефти и приведены ниже.
1.8.1 Запасы нефти
По состоянию на 01.01.98 г на балансе ВГФ запасы нефти числятся в объеме :
Категория С1 балансовые 1991281 тыс.т.
Извлекаемые 613380 тыс.т.
КИН 0.308
Категория С2 балансовые 571506 тыс.т.
Извлекаемые 63718 тыс.т.
КИН 0.111
Категория С1+С2 балансовые 256287 тыс.т.
Извлекаемые 677098 тыс.т.
КИН 0.264
Запасы нефти по пластам
Таблица 1.3
ПластКатегория ВС1Категория С2ВсегобалансовыеИзвлКИНбалансовыеИзвлекаем.КИНБалансовыеИзвлекаем.КИНАС10278503747970,2697485880590,11353361828560,234АС117038402720210,3863162455190,187354642775400,377АС129903082643600,267404680444680,1113949883088280,221АС71540318790,1226034456720,097574775510,1АС932273230,132273230,1Итого1991281 613380 0,308 571506 63718 0,11 2562787 677098 0,264
По разбуренному участку левобережной части Приобского месторождения была проведена Партией подсчета запасов АО Юганскнефтегаз.
В разбуренной части сосредоточено 109438 тыс.т. балансовых и 31131 тыс.т. извлекаемых запасов нефти при КИН 0,284.
По разбуренной части по пластам запасы распределены следующим образом:
Пласт АС10 балансовые 50%
Извлекаемые 46%
Пласт АС11 балансовые 15%
Извлекаемые 21%
Пласт АС12 балансовые 35%
Извлекаемые 33%
На рассматриваемой территории основной объем запасов сосредоточен в пластах АС10 и АС12. Данный участок содержит 5,5 % запасов м/р . 19,5% запасов пласта АС10; 2,4%--АС11; 3,9%--АС12.
Приобское м/р (левобережная часть)
Запасы нефти по зоне эксплуатации
Таблица 1.4
ПластКатегория запасовЗапасы нефти ,тыс.т.КИН доли ед.балансовыеизвлекаемыеАС10В49370129860,263С1493712990,263ВС154307142850,263АС11В1504459940,398С112045990,398ВС11654865930,398АС12В3507593210,266С135089320,266ВС138583102530,266ВсегоВ99489283010,284С1994928300,284ВС1109438311310,284*) По части территории категории С1 ,из которой осуществляется добыча нефти
2. Способы добычи, применяем?/p>