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, % | Рпл/Рзаб 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 /т | ||
| 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, м3/м3 | ||
| 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/т | ||||
| 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/т | 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 /С2 , доли ед. | геологические | извлекаемые | КИН С1 /С2,, 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,  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.