Глава 1. Экономико-географический очерк территории.

Российский Государственный Геологоразведочный Университет им. Серго Орджоникидзе

Кафедра литологии

Курсовая работа по подсчётам запасов.

Месторождение Белокрыл и Луч.

Пласт D₃src.

Исполнители: студенты группы РМН-12-1

Бронникова Е.О.

Камалов М.

Ялтанский А.

Яковенко А.

Бушев Д.

Чоммыев Ф.

Проверил: проф. Царёв В.В.

Москва 2015г.

Содержание:

Введение......................................................................................................с.3

Глава 1. Экономико-географический очерк территории...................... с. 4

Глава 2. Краткая характеристика геологической изученности.............с. 6

Глава 3. Литолого-стратиграфическая характеристика........................ с. 8

Глава 4. Тектоническое строение...........................................................с. 10

Глава 5. Геофизические исследования скважин и результаты интерпре-

тации..........................................................................................с. 11

5.1. Условия проведения ГИС...................................................с.11

5.2. Результаты интерпретации ГИС.......................................с. 11

5.2.1. Результаты интерпретации залежи в карбонатных

отложениях D₃f₃ (D₃src).............................................................с. 12

5.2.2. Построение структурных карт кровли и подошвы продуктивного горизонта D₃src..............................................................................с. 13

5.2.3. Построение карты эффективных толщин......................с. 13

Глава 6. Нефтегазоносность...................................................................с. 15

Глава 7. Физико-химическая характеристика углеводородов............с. 16

7.1. Нефть..................................................................................с. 16

7.2. Растворённый в нефти газ..................................................с.19

Глава 8. Подсчёт запасов месторождения Белокрыл и Луч по пласту D₃src .....................................................................................................................с.22

8.1. Подсчёт запасов по категории С1и С2.............................с.23 Список приложений:

Приложение №1"Структурная карта кровли пласта D₃src "

Приложение №2 "Структурная карта подошвы пласта D₃src "

Приложение №3 "Карта эффективных толщин"

Приложение №4 "Профили по линиям А-А₁, Б-Б₁"

Приложение №5 "Карта общих толщин"

Приложение №6 "Литолого-стратиграфическая колонка"

Введение

Курсовая работа подводит итог изучения курса "Подсчёта запасов". Целью работы является закрепление практических и теоретических знаний, приобретённых в течение всего курса обучения. В процессе выполнения курсовой работы студенты работают с данными ГИС, строят структурные карты и карты толщин, два геолого-геофизических разреза и подсчитывают запасы месторождения по изучаемому пласту. Объектом изучения является пласт D₃src месторождения Белокрыл и Луч.

Курсовая работа состоит из текстовой и графической частей. Текстовая часть объёмом 24 листа, состоит из 8 глав.

В состав графической части курсовой работы входят 6 приложений:

· 2 структурные карты

· геолого-геофизические разрезы

· 2 карты толщин

· литолого-стратиграфическая колонка

Глава 4. Тектоническое строение.

По результатам обработки сейсмических материалов, была создана структурная модель изучаемого месторождения Белокрыл и Луч. Согласно этой модели структурные планы всех отражающих горизонтов имеют характерные особенности. На всех уровнях отмечается приподнятая субширотная полоса, в пределах которой выделяются отдельные локальные поднятия. Поднятия более явно выражены по нижним отражающим горизонтам D₃fm₁(репер в нижнефаменских отложениях) и D₃dm (подошва карбонатных пород франского яруса). В меньшей степени они проявляются по верхним границам отражающего горизонта D₃ (кровля верхнего девона) и отражающего горизонта P₁as (кровля ассельских отложений). Отмечено существенное сокращение разреза поддоманикового девона (интервал между отражающими горизонтами S и D₃dm) в западном направлении. Дизъюнктивных нарушений не установлено.

Глава 5. Геофизические исследования скважин и результаты интерпретации.

Условия проведения ГИС.

Бурение скважин 201-301 в перспективных на нефть отложениях P₁a-D₃ осуществлялось на воде и глинистых растворах различной минерализации с параметрами: удельный вес 1,16-1,32 г/см³, вязкость 28-95 сек. Удельные электрические сопротивления буровых растворов при проведении ГИС (по БКЗ) составили 0,4-5,6 Омм.

При проводке скважин 302-315 применялись полимерные буровые растворы плотностью 1,09-1,14 г/см³, вязкостью 30-65 сек, водоотдачей 3,5-15 см³/мин. Удельные электрические сопротивления буровых растворов по скважинной резистивиметрии и БКЗ при проведении ГИС составили 0,1-0,25 Омм. Минерализация пластовых вод составляет 207 г/л (D₃src); пластовая температура - 62ºС; удельное сопротивление пластовых вод - 0,027 Омм (D₃src).

Таблица №5.2.2

№ скв.	Абсолютная отметка кроли, м	Абсолютная отметка подошвы, м	hэф, м	hн/н, м	Результаты испытаний
	1868,3	1818,4	10-15	4,8	С интервала (а.о. 1873-1880м) приток нефти деб 10м3/сут
	1872,8	1888,4	10-15	2,2	Получен приток воды
	1866,1	1878,5	10-15	5,2	С интервала (а.о. 1854-1894м) приток нефти деб 63м3/сут
	1876,4	1878,3	<10	1,9	С интервала (а.о. 1876,5-1878,4м) приток нефти деб 35,6м3/сут
	1861,3	1876,7	10-15	7,0	С интервала (а.о. 1858-1873м) приток нефти деб 13,7м3/сут
	1869,5	1887,3	>15	4,6	С интервала (а.о. 1869-1882м) приток нефти деб 7,2м3/сут
	1860,8	1880,2	10-15	10,2	С интервала (а.о. 1868,7-1884,4м) приток нефти деб 67,9м3/сут

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.

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.

Российский Государственный Геологоразведочный Университет им. Серго Орджоникидзе

Кафедра литологии

Курсовая работа по подсчётам запасов.

Месторождение Белокрыл и Луч.

Пласт D₃src.

Исполнители: студенты группы РМН-12-1

Бронникова Е.О.

Камалов М.

Ялтанский А.

Яковенко А.

Бушев Д.

Чоммыев Ф.

Проверил: проф. Царёв В.В.

Москва 2015г.

Содержание:

Введение......................................................................................................с.3

Глава 1. Экономико-географический очерк территории...................... с. 4

Глава 2. Краткая характеристика геологической изученности.............с. 6

Глава 3. Литолого-стратиграфическая характеристика........................ с. 8

Глава 4. Тектоническое строение...........................................................с. 10

Глава 5. Геофизические исследования скважин и результаты интерпре-

тации..........................................................................................с. 11

5.1. Условия проведения ГИС...................................................с.11

5.2. Результаты интерпретации ГИС.......................................с. 11

5.2.1. Результаты интерпретации залежи в карбонатных

отложениях D₃f₃ (D₃src).............................................................с. 12

5.2.2. Построение структурных карт кровли и подошвы продуктивного горизонта D₃src..............................................................................с. 13

5.2.3. Построение карты эффективных толщин......................с. 13

Глава 6. Нефтегазоносность...................................................................с. 15

Глава 7. Физико-химическая характеристика углеводородов............с. 16

7.1. Нефть..................................................................................с. 16

7.2. Растворённый в нефти газ..................................................с.19

Глава 8. Подсчёт запасов месторождения Белокрыл и Луч по пласту D₃src .....................................................................................................................с.22

8.1. Подсчёт запасов по категории С1и С2.............................с.23 Список приложений:

Приложение №1"Структурная карта кровли пласта D₃src "

Приложение №2 "Структурная карта подошвы пласта D₃src "

Приложение №3 "Карта эффективных толщин"

Приложение №4 "Профили по линиям А-А₁, Б-Б₁"

Приложение №5 "Карта общих толщин"

Приложение №6 "Литолого-стратиграфическая колонка"

Введение

Курсовая работа подводит итог изучения курса "Подсчёта запасов". Целью работы является закрепление практических и теоретических знаний, приобретённых в течение всего курса обучения. В процессе выполнения курсовой работы студенты работают с данными ГИС, строят структурные карты и карты толщин, два геолого-геофизических разреза и подсчитывают запасы месторождения по изучаемому пласту. Объектом изучения является пласт D₃src месторождения Белокрыл и Луч.

Курсовая работа состоит из текстовой и графической частей. Текстовая часть объёмом 24 листа, состоит из 8 глав.

В состав графической части курсовой работы входят 6 приложений:

· 2 структурные карты

· геолого-геофизические разрезы

· 2 карты толщин

· литолого-стратиграфическая колонка

Глава 1. Экономико-географический очерк территории.

Изучаемое месторождение Белокрыл и Луч расположено на территории Печорской низменности, на северо-востоке европейской части России. Низменность расположена в бассейне реки Печора, между Уралом и Тиманским кряжем (территория Республики Коми и Ненецкого автономного округа) (рис.№1).

- Месторождение Белокрыл и Луч.

Рис №1. Печорская низменность.

Местность представляет собой всхолмленную равнину с абсолютными отметками от +80 до +130 м над уровнем моря, изрезанную сетью ручьев и речек. В пониженных частях рельефа широко развиты болота глубиной до 2м, затрудняющие проходимость транспортных средств.

Площадь покрыта хвойными лecaми c незначительной примесью лиственных пород. Заболоченные участки бедны растительностью и покрыты мхами, ягодниками. Животный мир довольно представитель­ный.

Гидрографическую сеть образуют реки бассейна р.Печора, Кожва, Луза и их притоки. Основными источниками питания поверхностных водотоков являются грунтовые воды и атмосферные осадки, аккумулирующиеся в пределах заболоченных участков. Реки замерзают в ноябре, болота – в конце декаб­ря. Реки вскрываются в первой половине мая.

По климатическим условиям изучаемый район относится к континентальному, с прохладным коротким летом и длительной умеренно-суровой зимой. Значительная влажность кли­мата связана с наличием озер и болот. Температура воздуха колеб­лет­ся от +25^оС до -53^оС, среднегодовая температура –2,2^оС. Среднегодовое количество осадков со­ставля­ет 525мм. Большая часть осадков приходится на теплый период.

B районе работ действует постоянная автодорога до г.Печоры и п. Ираель. Непосредственно месторождение связано автодорогой с понтонной переправой с железнодорожной станцией п.Каджером. Кроме того, завоз материалов и оборудова­ния производится по зимнику. В п.Каджером располо- жена те­хническая база недропользователя Лузского месторождения-Печорской энергетической компании (ПЭК), оборудованная средствами приемки грузов и терминалом для отгрузки нефти железной дорогой.

В г.Печора базируются нефтегазодобывающие и буровые предприятия, строительные организации, обеспе­чива­ющие обустройство месторождений. Сообщение с центральными районами России осуществляется желез­нодо­рож­ным и авиационным транспортом. Центром энер­гос­наб­жения является Печорская ГРЭС, расположенная в г.Печоре. Ближайший магис­тральный нефтепровод – Усинск – Ухта – Ярославль проходит в 30 км к юго-западу от месторождения. Ближайший центр нефтепереработки г. Ухта находится в 150км по железной дороге.