Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным
Курсовой проект - Геодезия и Геология
Другие курсовые по предмету Геодезия и Геология
?ициент - 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 - 4,05,0 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 Гипровостокн?/p>