Приложение В. Табличные приложения

Таблица 1 – Стандартные исследования керна из разведочных скважин

Индекс пласта (часть пласта), насыщение, зона Пористость, (Кп), % Проницаемость (Кпр), мкм2 Водоудерживающая способность (Квс), % Количество скважин по видам анализов
Эффективная толщина (hэф) Количество анализов, шт. Значение Эффективная толщина (hэф) Количество анализов, шт. Значение Эффективная толщина (hэф) Количество анализов, шт. Значение Кп Кпр Квс
минимальное максимальное среднее минимальное максимальное среднее минимальное максимальное среднее      
                                     
                                     
                                     

Таблица 2 – Результаты гидродинамических исследований скважин

Номер скважины Дата исследо- вания Интервал перфорации, м Толщина пласта, м Дебит нефти/газа Обводненность, % Рплзаб МПа Коэффициент продуктивности, м3/сут∙МПа∙м Удельный коэффициент продуктивности, м3/сут∙МПа∙м Гидропроводность, мкм2 см мПа∙с Проницаемость, ∙ 10-3 мкм2 Вид исследования
  Пласт 1
                       
                       
                       
Средние значения                    
  Пласт 2
                       
                       
Средние значения                    



Таблица 3 – Свойства пластовой нефти ____ пласта____ месторождения

Наименование параметра Численные значения
диапазон значений принятые значения
Пластовое давление, МПа    
Пластовая температура, °С    
Давление насыщения, МПа    
Газосодержание, м3    
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1= МПа; t1=...°С Р2= МПа; t2=...°С Р3= МПа; t3=...°С Р4= МПа; t4=...°С    
Плотность в условиях пласта, кг/м3    
Вязкость в условиях пласта, мПа с    
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4    
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°C: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании    
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании    

Таблица 4 – Физико-химическая характеристика дегазированной нефти
_________ месторождения ________ отложения, залежь _______ (горизонт, пласт)
(средние значения по результатам анализа дегазированных глубинных и поверхностных проб)

Наименование параметра Кол-во исследованных Диапазон значений Среднее значение
скважин проб
Плотность при 200С, кг/м3        
Вязкость, мПа.с        
при 20ОС        
при 50ОС        
Молярная масса, г/ моль        
Температура застывания, °С        
Массовое содержание, %        
серы        
смол силикагелевых        
асфальтенов        
парафинов        
воды        
механических примесей        
Содержание микрокомпонентов, г/т        
ванадий        
никель        
Температура плавления парафина, °С        
Температура начала кипения, °С        
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих ), %        
до 100°С        
до 150°С        
до 200°С        
до 250°С        
до 300°С        
Шифр технологической классификации (по ГОСТ, ОСТ …………...)        

Таблица 5 – Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

Наименование параметра     Пласт (горизонт)
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях   пластовая нефть  
выделившийся газ нефть   выделившийся газ нефть  
Молярная концентрация компонентов, %          
- сероводород          
- двуокись углерода          
- азот+редкие          
в т.ч. гелий          
- метан          
- этан          
- пропан          
- изобутан          
- норм, бутан          
- изопентан          
- норм. пентан          
- гексаны          
- гептаны          
- октаны          
- остаток С9+          
Молекулярная масса          
Плотность          
- газа, кг/м3          
- газа относительная          
(по воздуху), доли ед.          
- нефти, кг/м3          

Таблица 6 – Свойства газа и конденсата_____ пласта _______ месторождения

Наименование параметра Численные значения (средние)
1. Газ газовой шапки  
Давление пластовое, МПа  
Температура пластовая, °К  
Давление начала конденсации, МПа  
Давление максимальной конденсации, МПа  
Давление псевдокритическое, МПа  
Давление приведенное  
Температура псевдокритическая, °К  
Температура приведенная  
Коэффициент сверхсжимаемости (z)  
Объемный коэффициент  
Плотность в условиях пласта, кг/м3  
Вязкость в условиях пласта, мПа.с  
Теплоемкость, Дж/0С  
Коэффициент Джоуля-Томсона, °С/атм  
Содержание конденсата, г/м3  
сырого (нестабильного), КГФ  
стабильного (дебутанизированного)  
2. Стабильный (дебутанизированный) конденсат  
Плотность (станд. условия), кг/м3  
Вязкость (станд. условия), мПа.с  
Молекулярная масса, г/моль  
Температура выкипания 90% объемного конденсата, °С  

Таблица 7 – Компонентный состав газа и конденсата ____пласта__ месторождения

Наименование параметра Газ Конденсат Состав пластового газа
сепарации дегазации дебутаниза-ции дебутанизиро- ванный (стабильный) сырой
Молярная концентрация, %:            
- сероводород            
- двуокись углерода            
- азот + редкие,            
в том числе гелий            
- метан            
- этан            
- пропан            
-изобутан            
- норм.бутан            
-изопентан            
- норм, пентан            
- гексаны            
- гептаны            
- октаны            
- остаток С9+            
Молекулярная масса, г/моль            
Давление (Р), МПа            
Температура (t), oС            
Плотность, кг/м3, - в станд. условиях (0.1МПа, 20oС) - в рабочих условиях (при Р, t)            
Выход на 1000 кг пластового газа, кг            

Таблица 8 – Свойства и состав пластовых вод
пласта _____________ месторождения ____________________
(по результатам анализа вод _________ водоносного комплекса)

Наименование параметра Пласт (горизонт)…..
Диапазон изменения Средние значения
Газосодержание, м33    
Плотность воды, кг/м3  
- в стандартных условиях    
- в условиях пласта    
Вязкость в условиях пласта, мПа.с    
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа × 10-4    
Объемный коэффициент, доли ед.    
Химический состав вод, (мг/л)/мг-экв/л)    
Na+ + K+    
Ca+2    
Mg+2    
Cl -    
HCO3-    
CO3-2    
SO4-2    
NH4 +    
Br -    
J -    
В +3    
Li +    
Sr +2    
Rb +    
Cs +    
Общая минерализация, г/л    
Водородный показатель, рН    
Жесткость общая,(мг-экв/л)    
Химический тип воды, преимущественный ( по В.А.Сулину)  
Количество исследованных проб (скважин)    

Таблица 9 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Параметры Объекты разработки
n
Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м        
Тип залежи        
Тип коллектора        
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2        
Средняя общая толщина, м        
Средняя газонасыщенная толщина, м        
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м        
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м        
Коэффициент пористости, доли ед.        
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.        
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.        
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.        
Проницаемость, 10-3 мкм2        
Коэффициент песчанистости, доли ед.        
Расчлененность        
Начальная пластовая температура, оС        
Начальное пластовое давление, МПа        
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с        
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3        
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3        
Абсолютная отметка ГНК, м        
Абсолютная отметка ВНК, м        
Объемный коэффициент нефти, доли ед.        
Содержание серы в нефти, %        
Содержание парафина в нефти, %        
Давление насыщения нефти газом, МПа        
Газовый фактор, м3        
Содержание сероводорода, %        
Вязкость воды в пластовых условиях, т/м3        
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3        
Сжимаемость, 1/МПа × 10-4        
нефти        
воды        
породы        
Коэффициент вытеснения, доли ед.        

Таблица 10 – Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта

Параметр Показатели Зоны пласта Пласт в целом
ЧНЗ ВНЗ ГНЗ  
Общая толщина, м Среднее значение        
Коэффициент вариации, доли ед.        
Интервал изменения от        
до        
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м Среднее значение        
Коэффициент вариации, доли ед.        
Интервал изменения от        
до        
Эффективная газонасыщенная толщина, м Среднее значение        
Коэффициент вариации, доли ед.        
Интервал изменения от        
до        
Эффективная водонасыщенная толщина, м Среднее значение        
Коэффициент вариации, доли ед.        
Интервал изменения от        
до        
Коэффициент песчанистости, доли ед. Среднее значение        
Коэффициент вариации, доли ед.        
Интервал изменения от        
до        
Коэффициент расчлененности, доли ед. Среднее значение        
Коэффициент вариации, доли ед.        
Интервал изменения от        
До        

Таблица 11 – Характеристики вытеснения нефти рабочим агентом (водой, газом)

Наименование Проницаемость, мкм2 Содержание связанной воды, доли ед. Коэффициент начальной нефтена- сышенности, доли ед. Вытесняющий рабочий агент (вода, газ и т.п.) Коэффициент остаточной нефтенасыщен-ности при вытеснении нефти рабочим агентом, доли ед. Коэффициент вытеснения, доли ед. Значения относительных проницаемостей, доли ед.
для рабочего агента при коэффициенте остаточной нефтенасы- щенности для нефти при коэффициенте начальной водонасы-щенности
Количество определений при каждом значении проницаемости, шт.                
Среднее значение                  
Интервал изменения                

Таблица 12 – Характеристика вытеснения газа водой (нефтью)

Наименование Проницаемость, мкм2 Содержание связанной воды (нефти), доли ед.   Коэффициент начальной нефтенасыщен- ности, доли ед.   Вытесняющий рабочий агент (вода, нефть) Коэффициент остаточной газонасыщен- ности при вы- теснении газа водой (нефтью) Коэффициент вытеснения, доли ед.   Значения относительных проницаемостей, доли ед.
для рабочего агента при коэффициенте остаточной газонасышен-ности для газа при коэффициенте начальной водонасышен-ности (нефте-насыщенности)
Количество определений при каждом значении проницаемости, шт.                
Среднее значение значение.                
Интервал изменения                

Таблица 13 – Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа

Пласт Зона Категория запасов Площадь нефтенос- ности, тыс.м2 Средняя эффективная нефтенасы- щенная толщина, м Объем нефтенасы- щенных пород, тыс.м3 Коэффи- циент порис- тости, доли ед. Коэффи- циент нефтена- сыщен-ности, доли ед. Перес-четный коэффи- циент, доли ед. Плот- ность нефти, г/см3 Начальные геологичес-кие запасы нефти, тыс. т Газовый фактор, м3 Начальные геологические запасы растворенного газа, млн. м3
                         
                         
                         

Таблица 14 – Сводная таблица подсчетных параметров, запасов свободного газа и газоконденсата

Пласт Зона Категория запасов Площадь газонос- ности, тыс.м2 Средняя эффективная газонасыщен-ная толщина, м Объем газонасы-щенных пород, тыс. м3 Коэффи- циент порис- тости, д.ед. Коэффи- циент газона- сыщен-ности, д. ед. Началь- ное пластовое давление, МПа Пластовое давление на дату подсчета, МПа Поправка на темпера-туру Поправка на откло- нение от закона Бойля- Мариотта Начальные геологические запасы свободного газа (газоконденсата), млн. м3
                         
                         
                         

Таблица 15 – Теплофизические свойства пород и пластовых жидкостей

Наименование параметров Горные породы Пластовые жидкости
коллекторы вмещающие нефть вода
  Число исследованных образцов Средняя плотность, кг/м3 Коэффициент температуропроводности, м2/час Коэффициент теплопроводности, ккал/м·час·град Удельная теплоемкость, ккал/кг·град        

Таблица 16 – Состояние запасов нефти на 1.01….г.

Объекты, месторождение в целом Начальные запасы нефти, тыс. т Текущие запасы нефти, тыс. т
утвержденные ГКЗ Роснедра На государственном балансе
геологические извлекаемые КИН С1 2 , доли ед. геологические извлекаемые КИН С1 2,, доли ед. геологические извлекаемые Текущий КИН, доли ед.
А+В+С1 С2 А+В+С1 С2 А+В+С1 С2 А+В+С1 С2 А+В+С1 С2 А+В+С1 С2
                               
                               

Таблица 17 – Состояние запасов нефти при КИН, принятом в проектном технологическом документе

Объекты, месторождение в целом Начальные геологические запасы нефти, числящиеся на государственном балансе, тыс. т Принятые ЦКР Роснедра Изменение НИЗ, Приложение В. Табличные приложения - student2.ru тыс. т Текущие запасы нефти, тыс. т
КИН Начальные извлекаемые запасы (НИЗ), тыс. т Геологические Извлекаемые КИН
А+В+С1 С2 А+В+С1 А+В+С1 С2 А+В+С1 С2 А+В+С1 С2 А+В+С1 С2
                         
                         

Таблица 18 – Обоснование изменения КИН

Месторождение, залежь, пласт На государственном балансе ПСС Предлагаемые проектным документом Увеличение КИН Причины изменения КИН
КИН К выт. К охв. КИН К выт. К охв. ПСС
                       
                       
Всего по месторождению                    

Таблица 19 – Состояние запасов свободного газа, газа газовых шапок на 1.01….г.

Объект Утвержденные ГКЗ Роснедра На государственном балансе
Начальные геологические запасы, млн. м3 Начальные геологические запасы, млн. м3 Текущие геологические запасы, млн. м3
АВС1 С2 АВС1 С2 АВС1 С2
Свободный газ
             
             
             
Всего по месторождению            
Газ газовых шапок
             
             
             
Всего по месторождению            

Таблица 20 – Состояние запасов конденсата на 1.01….г.

Наши рекомендации