- •Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
- •Реферат.
- •Введение
- •Геологическая часть
- •1.1. Общие сведения о месторождении
- •Обзорная карта-схема территории месторождения
- •1.2. Орогидрография
- •1.3 Стратиграфия
- •Девонская система
- •Каменноугольная система
- •Пермская система
- •1.4 Тектоника
- •1.5 Нефтегазоводоносность
- •Характеристика толщины пластов
- •Статистические показатели характеристик неоднородности пластов
- •1.6 Коллекторские свойства пласта
- •Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пласт д1
- •Геолого-физическая характеристика пласта д1
- •1.7 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды
- •1.7.1 Свойства и состав нефти и газа
- •Свойства пластовой нефти и воды
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
- •Физико-химические свойства и фракционный состав газа
- •1.7.2 Свойства и состав воды
- •Содержание микрокомпонентов в водах продуктивных пластов
- •Содержание ионов и примесей в пластовой воде
- •1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемном методом
- •Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту
- •2 Технологическая часть
- •2.1 Основные решения проектных документов.
- •2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации
- •Показатели разработки пласта
- •2.2.1 Анализ обводнености пласта в первой стадии разработки
- •Эффективность геолого-технических мероприятий
- •2.3 Характеристика системы воздействия на пласт
- •2.3.1. Анализ изменения энергетического состояния залежи.
- •2.4. Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа.
- •2.4.1. Характеристика фонда скважин
- •Характеристика фонда скважин (1.01.2013 г.)
- •2.4.2. Анализ отборов нефти, жидкости и дебитов скважин.
- •2.4.3 Анализ обводнения залежи.
- •2.5. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки.
- •Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
- •2.6 Определение эффективности разработки нефтяной залежи расчетными методами.
- •2.6.1 Анализ степени выработки и подсчета кин с помощью карты остаточных, эффективных нефтенасыщенных толщин.
- •Определение остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по скважинам исследуемого пласта.
- •Подсчет объемов зон дренирования по залежи пласта.
- •2.8. Рекомендуемые мероприятия
Содержание ионов и примесей в пластовой воде
Содержание ионов, моль/м3, примесей, г/см3 |
Количество исследований |
Диапазон изменения, моль/м3 |
Среднее значение, моль/м3 | |
скважин |
проб | |||
Пласт Д1 | ||||
CI- |
3 |
4 |
4700,37-4850,38 |
4751,37 |
SO4-- |
3 |
4 |
2,19-4,30 |
2,83 |
HCO3- |
3 |
4 |
0,50-1,00 |
0,77 |
Ca++ |
3 |
4 |
816,63-836,67 |
827,90 |
Mg++ |
3 |
4 |
146,91-162,11 |
154,51 |
Na++ K+ |
3 |
4 |
2733,28-2909,26 |
2793,78 |
Примеси |
- |
- |
- |
- |
рН |
- |
- |
- |
- |
1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемном методом
Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода
Qбал = F * h * m * ρ * λ * (1.1)
Qбал – это балансовые запасы, тыс.т
F – площадь нефтеносности – 10351.9 тыс. м2
h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 6.4 м
m – коэффициент пористости – 0.18 доли ед.
λ – коэффициент нефтенасыщенности – 0.91доли ед.
ρ – плотность нефти в поверхностных условиях – 0.826 т/м3
– пересчетный коэффициент – 0.913доли. ед
= где В объемный коэффициент
Определяем начальные балансовые запасы нефти
Qбал = 10351.9х 6.4 х 0.18х 0.91х 0.826х 0.913= 8184 тыс.т.
Определяем извлекаемые запасы нефти
Qизвл = Qбал х К где (1.2)
К – коэффициент нефтеизвлечения. Для данного месторождения принят 0.56 доли ед.
Qизв = 8184 х 0.56= 4583тыс.т.
Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2013г. составят
Qбал. ост = Qбал – Qдоб (1.3)
Qдоб – добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату–4295.7 тыс.т.
Qост. бал.= 8184-4295.7 =3888.28 тыс.т.
Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2013г. составляют
Qизвл.ост. = Qизвл – Qдоб (1.4)
Qизвл.ост = 4583 –4295.7 = 287.33 тыс.т
Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа
V бал.нач. = Qбал.нач х Г = 8184 х 36= 294.62млн.м3 (1.5)
Г – газовый фактор по пласту – 36м3.
Vнач.изв = Qизв. нач х Г (1.6)
Vнач.изв = 4583х 36= 164.99 млн.м3
Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2013
Vбал.ост.газа = Qбал.ост.неф х Г (1.7)
Vбал.ост.газа = 3888.28х 36= 139.98млн. м3
Qизвл.ост.газа= Qизв.ост.неф х Г (1.8)
Qизвл.ост.газа =287.33х 36=10.34млн.м3
Таблица 1.8