Содержание ионов и примесей в пластовой воде пласта б2
Содержание ионов, моль/м3 и примесей, г/м3 |
Количество исследованных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
|||
скв. |
проб |
|||||
Cl- |
5 |
6 |
4068,15-4470,07 |
4289,17 |
||
SO42- |
5 |
6 |
1,35-8,09 |
4,06 |
||
HCO3- |
5 |
6 |
2,13-4,61 |
3,68 |
||
Ca2+ |
5 |
6 |
185,0-215,0 |
204,09 |
||
Мg2+ |
5 |
6 |
65,03-104,90 |
92,90 |
||
Na+ + K+ |
5 |
6 |
3492,61-3918,83 |
3704,79 |
||
Примеси: |
- |
- |
- |
- |
||
PH |
1 |
1 |
5 |
5 |
||
1.8. Подсчет запасов нефти и газа.
В разделе приводятся необходимые для подсчета параметры, и по ним рассчитываются балансовые, извлекаемые и остаточные запасы нефти и растворенного газа.
Пример расчета балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа по месторождению (пласту) на 01.01.20… года.
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 – 23790 тыс. м2
h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 11,8м
m – коэффициент пористости – 0,12 доли ед.
λ – коэффициент нефтенасыщенности – 0,89 доли ед.
ρ – плотность нефти в поверхностных условиях – 0,864 т/м3
– пересчетный коэффициент – 0,962 доли. ед
=
где В объемный
коэффициент
(Пример расчета приведен в приложении П3)
ВЫВОДЫ
В выводах должны быть собраны все геологические сведения об анализируемом пласте, которые в той или иной мере влияют на разработку месторождения (конкретные данные брать из общей таблицы - геолого- физические характеристики продуктивных пластов).
НАЧАЛО – Месторождение расположено……
- Тип нефтяной залежи: пластовый, массивный, с наличием газовой шапки, большого или малого наличия водонефтяных зон, тектонически- экранированный и т. д.
(массивная залежь, пластовая с широкой водонефтяной зоной будут способствовать наличию обводненности залежи уже в первой стадии разработки).
- литологический состав залежи: терригенный, сложенный в основном песками, песчаниками и карбонатный, состоящий из плотных непроницаемых пород, таких как известняки, доломиты.
(знание литологического состава необходимо для правильного проведения геолого-технологических мероприятий. Например, для карбонатных пород необходимы очистки призабойных зон соляной кислотой. Для терригенных пород соляной и плавиковой, то есть глинокислотные обработки).
- типы пород-коллекторов: поровый, кавернозный, трещиноватый и различные их сочетания
(обуславливают скорость течения жидкости по пласту и способствуют быстрой обводненности скважин)
- коллекторские свойства пластов: наиболее важными являются пористость, проницаемость, нефтенасыщенность.
(пористость определяет запасы нефти и газа в залежи. Проницаемость способствует пропусканию жидкости под действием перепада давления. Нефтенасыщенность это содержание в породах нефти, газа и воды. Нефтенасыщенность меньше 0,7, способствует появлению воды в продукции скважин с начала эксплуатации. Знание проницаемости необходимо для проведения ГТМ и является важным фактором от которого зависит коэффициент нефтеотдачи пластов - КИН).
- физико-химические свойства нефти, газа, воды.
Важными характеристиками являются: вязкость нефти, на которую затрачивается основная часть энергии при движении жидкостей по пласту, наличие парафина, асфальтенов, смол, которые носят общее название АСПО (асфальтосмолистопарафиновые отложения), способствующие осаждению их в призабойной зоне, на оборудовании и трубопроводах.
(учет этих параметров, при разработке месторождений, необходим для своевременного проведения ГТМ, способствующих достижению проектного КИН).
-приводятся подсчитанные запасы нефти – балансовые, извлекаемые и утвержденный КИН по залежи, а также остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти и газа на текущую дату.