Характеристика свойств нефти
Таблица 7
| Горизонт | Число проб | Плотность нефти, г/см3 | Вязкость, МПа с | Содержание, % вес. | Выход легких фракций при нагреве до 300 °С. % вес. | Давление насыщения, МПа | Газонасыщение пластовой нефти, м3/т | |||||||
| Отобранных на поверхности | Глубинных | на поверхности | в пластовых условиях | на поверхности | в пластовых условиях | Асфальтенов | смол | парафина | серы | масел | ||||
Состав пластового газа
Таблица 8
| Горизонт | Число проб | Удельный вес газа по воздуху | Содержание, % объемн. | |||||||||
| метана | этана | пропана | бутана | изобутана | пентана + высшие | Сероводорода | гелия | Углекислого газа | азота | |||
Глава 8. Краткая история и текущее состояние разработки залежей.
Составляются, если залежь введена в разработку. Глава служит основой для подсчета остаточных извлекаемых запасов нефти и запасов свободного газа. В этой главе дается краткая история проектирования разработки промышленного освоения месторождения. Приводятся основные положения утвержденного проектного документа на разработку, показывается порядок ее реализации. Отмечаются основные изменения, внесенные в процессе его внедрения. Постадийно описывается динамика основных годовых показателей разработки изучаемого объекта с начала разработки:
· годовой добычи нефти (газа);
· действующего фонда эксплуатационных и нагнетательных скважин;
· годового отбора жидкости;
· обводнения продукции;
· соотношения объемов закачиваемой и отбираемой жидкости;
· пластового давления;
· газового фактора;
· среднего дебита на одну скважину по нефти, газу.
Выявляется зависимость динамики добычи нефти от геолого-физических факторов, от принятой системы разработки и от других основных показателей - от фонда скважин, объемов закачки воды, темпов обводнения продукции, отбора жидкости и др.
Названные показатели разработки объекта по годам в тексте диплома сводятся в таблицу, в которой добыча нефти и отбор жидкости показываются как в тысячах тонн, так и в процентах к начальным извлекаемым запасам.
По газовым залежам исследуются падение и восстановление давления во времени по скважинам и по залежи в целом; характер изменения пластового давления в зависимости от отбора газа; факторы, фиксирующие внедрение краевых вод в залежь и начало внедрения.
Сравниваются значения текущей и проектной нефте-, газоотдачи, и исходя из состояния разработки объекта (уровень текущей добычи), состояния фонда скважин, обводненности продукции и др., делается предварительный вывод о возможности достижения проектной нефте-газоотдачи.
Графические приложения к главе:
· карта текущего состояния разработки, график разработки объекта, отражающий динамику основных показателей разработки (приложение 10); таблица, отражающая текущую накопленную добычу по пластам месторождения при различной обводненности (таблица 9)
· карты изобар на разные даты.
Глава 9. Подсчет запасов нефти (газа) и сопутствующих компонентов.
В зависимости от флюида, насыщающего залежь, степени ее изученности и режима работы студент-дипломник должен выбрать и обосновать метод подсчета геологических запасов залежей нефти, газа и конденсата, а также других сопутствующих компонентов.
Запасы залежи нефти могут быть подсчитаны объемным методом,- извлекаемые запасы выявленной залежи могут быть подсчитаны различными вариантами статистического метода (метод материального баланса не является обязательным для студентов-дипломников); запасы газовой залежи - объемным методом, методом падения
Текущая накопленная добыча по пластам месторождения
При различной обводненности
Таблица 9
| Пласт | Запасы, тыс.т | КИН утвержденный | Текущая накопленная добыча на ____ 200_г. | ||||||||||
| Геологи-ческие | Извлекае-мые | Всего | При разной обводненности | ||||||||||
| тыс.т | КИН | <5% | 5-50% | 50-90% | >90% | ||||||||
| тыс.т | % | тыс.т | % | тыс.т | % | тыс.т | % | ||||||
| Поднятие 1 | |||||||||||||
| А01 | 0,370 | 1174,2 | 0,492 | 159,2 | 13,6 | 815,5 | 69,4 | 188,2 | 16,0 | 11,3 | 1,0 | ||
| А0 | 0,419 | 1286,9 | 0,401 | 92,8 | 7,2 | 631,0 | 49,0 | 490,1 | 38,1 | 73,0 | 5,7 | ||
| А2 | 0,275 | 0,070 | |||||||||||
| А3 | 0,425 | 0,391 | 14,9 | 52,1 | 27,7 | 5,3 | |||||||
| А4 | 0,475 | 1956,7 | 0,468 | 119,1 | 6,1 | 573,5 | 29,3 | 717,9 | 36,7 | 546,2 | 27,9 | ||
| Поднятие 2 | |||||||||||||
| А4 | 0,476 | 0,462 | 105,5 | 6,0 | 467,5 | 26,0 | 874,7 | 50,0 | 316,1 | 18,0 |
пластового давления.
Независимо от выбранного метода, прежде чем приступить к подсчету, необходимо на основании установленной ранее степени изученности залежи обосновать категории запасов и составить подсчетный план (Приложение 11).Категории запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов устанавливаются действующей Временной классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов (утверждена приказом МПР России от 07.02.2001г.№126) или Классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов (утверждена приказом МПР России от 01.11.2005г.№0298). Переход на новую классификацию запасов и ресурсов нефти и горючих газов, согласно постановлению, необходимо выполнить с 2009г.
При подсчете запасов объемным методом на залежи может быть выделено несколько категорий запасов, при подсчете другими методами - только одна.
Границы категорий запасов проводятся на подсчетном плане, составляющемся на основе карты по кровле (поверхности) продуктивного пласта.
На подсчетном плане должны быть показаны:
· положение устьев скважин и точек пересечения ими кровли проницаемой части пласта;
· внешний и внутренний контуры нефтегазоносности;
· зоны отсутствия коллекторов;
· границы категорий запасов;
· скважины: разведочные; добывающие; законсервированные; нагнетательные; наблюдательные; давшие безводную нефть, газ, нефть с газом; нефть с водой; газ с водой; воду; находящиеся в опробовании, неопробованные с указанием нефте-, газо-, водонасыщенности пластов - коллекторов по промыслово-геофизическим данным; вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами; ликвидированные;
· испытанные скважины с указанием в специальных таблицах на подсчетном плане интервалов глубин и отметок кровли и подошвы проницаемых прослоев пласта и интервалов перфорации, начальных и текущих дебитов нефти, свободного газа и воды, диаметров штуцера, депрессий, добычи и процента воды, количества учтенных при подсчете запасов определений пористости и проницаемости, индексов совместно опробованных пластов (дебиты должны указываться рабочие и при одинаковых штуцерах);
· добывающие скважины с указанием даты вступления в эксплуатацию, начальных и текущих дебитов и пластовых давлений; добытого количества нефти, газа и воды; даты начала обводнения и текущего процента обводнения (в случае большого числа скважин эти данные сводятся в отдельную таблицу).
Ниже даются рекомендации к обоснованию параметров подсчета запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих, компонентов различными методами.