Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа

3) исходные данные, используемые студентами в данной работе для подсчета запасов нефти и растворенного газа на Гондыревском месторождении.

Глава 1. Общие сведения о районе месторождения

Гондыревское месторождение открыто в 1956 году. В административном отношении месторождение расположено в Куединском районе Пермского края, в 200 км к юго-западу от областного центра г. Перми и в 16 км от районного центра пос. Куеда. Ближайшими населенными пунктами являются села Большой и Верхний Гондырь, Шагирт и другие. Связь с г. Пермь осуществляется по автотрассе Чернушка – Пермь и далее по автомобильной дороге к с. Б. Гондырь, пос. Куеда. Ближайшая железнодорожная станция – Чернушка Горьковской железной дороги.

В геоморфологическом отношении район месторождения характеризуется незначительным расчленением рельефа, преобладанием невысоких слабовсхолмленных водоразделов, слаборазвитой овражной сетью. Основной водной артерией является р. Буй с ее притоками, протекающая в центральной части описываемого района. Пойма сплошь покрыта лесом и кустарником, местами заболочена.

Климат района умеренно-континентальный, среднегодовая температура воздуха колеблется в пределах 0…+1,5 °С. Максимальное количество осадков за год 550 мм, снежный покров достигает 1 м. Средняя глубина промерзания почвы 65–70 см.

Основную часть населения составляют русские, а также удмурты, татары, башкиры. Основное занятие населения – сельское хозяйство, лишь небольшая часть населения занята на лесоразработках и в нефтяной промышленности.

Основными полезными ископаемыми района являются нефть и газ, из остальных можно отметить глины, галечник, гравий, песчаники, имеющие местное значение.

31

elib.pstu.ru

Гондыревское месторождение находится на территории Чернушинского нефтегазодобывающего управления, относящегося к системе ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь». Ближайшими месторождениями являются Красноярско-Куединское и ШагиртскоГожанское.

Глава 2. Геологическое строение месторождения

2.1. Стратиграфия

Описывается вскрытый и отображенный на каротажных диаграммах стратиграфический разрез (прил. 2–8). При описании необходимо использовать стратиграфическую схему 1989 года. Описание представленной части разреза проводится снизу вверх по стандартной методике – с самых крупных стратиграфических подразделений до самых мелких. Литологическое описание и толщины горизонтов приводятся с учетом всех скважин (минимальное, максимальное и среднее по скважинам). Указывается присутствие в разрезе отражающих горизонтов (региональных и локальных реперов).

2.2. Тектоника

Приводится тектоническая приуроченность разведанного месторождения к структурам I, II и III порядков. Дается характеристика локальных структур по поверхностям отражающих горизонтов IIп и IIк (прил. 15, 16), присутствующих в разрезе (с указанием типа складки, ее ориентации, размеров по последней замкнутой (или предполагаемой замкнутой) изогипсе, углов падения крыльев, амплитуды). Амплитуда структуры должна быть больше амплитуды залежи (см. положение ВНК на структурных картах и геологические профили).

В конце главы делаются выводы о соотношении структурных планов отражающих горизонтов.

32

elib.pstu.ru

Глава 3. Геолого-разведочные работы

В этой главе приводится информация о пробуренных разведочных скважинах и методах проведенных в них исследований в следующем порядке:

1. Количество пробуренных разведочных скважин и их расположение относительно контуров нефтеносности в каждом продуктивном пласте указывается в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Местоположение скважин относительно контуров нефтеносности

Примечание: н – нефтенасыщенный коллектор; н/в – нефтеводяной; в – водонасыщенный; з/з – зона замещения пласта-коллектора.

2. Указывается назначение каждой пробуренной разведочной скважины (для каждого из пластов раздельно).

Например, в пласте tl2б скважины 62, 369, 404, 417 были заложены и пробурены с целью изучения геологического строения, оценки нефтегазоносности отложений визейского яруса, оконтуривания открытых залежей нефти и получения подсчетных параметров. Скважины 62, 369 и 404 попали в контур нефтеносности, и в результате опробования в колонне были получены притоки безводной нефти из следующих интервалов пласта tl2б: …….. (указать интервалы). Скважина 417 по результатам ГИС вскрыла зону замещения пласта-коллектора плотными породами и тем самым уточнила один из подсчетных параметров – площадь залежи.

33

elib.pstu.ru

Скважины 384 и 442 были заложены и пробурены с целью уточнения положения водонефтяных контактов и получения подсчетных параметров. Скважины попали в межконтурную область залежи.

Во всех разведочных скважинах был отобран керн и проведен комплекс ГИС. Коллекторские свойства пород-коллекторов определялись по керну и ГИС.

Физико-химические параметры пластовых флюидов изучены по отборам пластовых проб нефти методами однократного

идифференциального дегазирования.

Вразведочный период были проведены гидродинамические исследования через колонну в скважинах, вскрывших перфорацией продуктивные отложения визейского яруса. Исследования фонтанных скважин проводились методами установившихся отборов и восстановления давления. При механическом способе эксплуатации регистрировались кривые восстановления уровней (КВУ).

3.Результаты испытаний пластов в скважинах приводятся

втабл. 3.2.

Таблица 3.2

Результаты испытания пластов

34

elib.pstu.ru

В качестве выводов по главе приводятся сведения о проведенных на площади разведочных работах: приуроченность открытых залежей к НГК, количество залежей, подготовленных к подсчету запасов, полученные данные и параметры для подсчета запасов и составления геологической модели месторождения.

Глава 4. Геофизические исследования скважин, методика и результаты интерпретации полученных данных

Геофизические исследования скважин (ГИС) месторождения были проведены в достаточно полном объеме следующим комплексом методов: …….. (перечислить методы ГИС).

Сведения о выполненном комплексе ГИС приведены в табл. 4.1.

Таблица 4.1

Результаты ГИС

Примечание: + метод проведен; – не проведен.

Промыслово-геофизические исследования в скважинах проводились согласно требованиям «Технической инструкции по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах».

35

elib.pstu.ru

В целом материалы геофизических исследований хорошего качества и позволяют решать основные задачи изучения продуктивных пластов: выделить коллекторы, определить их толщины, пористость и нефтенасыщенность.

4.1. Выделение коллекторов и определение эффективных толщин

Выделение коллекторов и определение эффективных толщин осуществлялось по качественным признакам и количественным критериям геофизических параметров.

При выделении коллекторов в терригенном разрезе учитывались следующие качественные признаки кривых ГИС:

−сужение диаметра скважины по кавернограмме по сравнению с номинальным и образование глинистой корочки;

−наибольшее отклонение кривой ПС от линии глин;

−минимальная активность по кривой ГК.

Кроме качественных признаков при выделении коллекторов учитывались количественные критерии – предельные значения фильтрационно-емкостных величин: коэффициенты пористости Kп, проницаемости Kпр и остаточной водонасыщенности Kо.в. Кондиционные (предельные) значения этих параметров могут быть определены как по керну, так и по ГИС, либо взяты

сместорождения-аналога.

Вданном курсовом проекте предельное значение Kп принято равным 7 % по близлежащим месторождениям-аналогам. Методика расчета линии кондиционных значений по методу ГК приведена ниже: …….. (привести методику).

На основании данных о граничном значении коэффициента

пористости по керну и разностного параметра ∆Ing пропластки, значения пористости которых меньше критических, в эффективные толщины не включались.

36

elib.pstu.ru

Результаты выделения эффективных толщин по каротажу во всех пластах разведочных скважин приведены в табл. 4.2.

4.2. Определение пористости проницаемых пропластков

Наиболее распространенными методами определения пористости в терригенных породах являются методы определения Kп по относительным показаниям ПС (метод двух опорных горизонтов) и ГК (по двойному разностному параметру).

4.3. Определение характера насыщения коллекторов

По данным геофизических исследований скважин возможна лишь прогнозная оценка характера насыщения пластов. Фактически оценка характера насыщения пластов осуществляется на основе испытаний в открытом стволе или в колонне.

Для определения нефтенасыщенности коллекторов используются методы электрометрии. Последовательно определяя параметр пористости Рп и сопротивление водонасыщенного прослоя, определяют параметр насыщения Рн и коэффициент остаточной водонасыщенности Kо.в. Наконец, определяется искомый для подсчета запасов коэффициент нефтенасыщения по уравне-

нию Kн = 1 – Kо.в.

37

elib.pstu.ru

Глава 5. Нефтегазоносность

В этой главе указывается дата открытия месторождения, перечисляются промышленно-нефтеносные комплексы (прил. 17, 18), указываются все пробуренные скважины и проведенные в них исследования – отбор керна (необходимый минимум в процентах), комплекс ГИС (методы) и испытание и опробование пластов.

Проведенные исследования достаточны для выделения коллекторов, определения их параметров и обоснования модели залежи.

Далее описываются нефтегазовый комплекс и залежи (снизу вверх по разрезу), приуроченные к нему, по нижеприведенной схеме (вместо точек и звездочек вставить необходимую информацию).

Визейский терригенный НГК

Залежи нефти с промышленными запасами в пределах комплекса выявлены на ***, ***, ***, ***, *** месторождениях, расположенных в непосредственной близости от Гондыревского. Промышленное значение на месторождении имеют нефтяные залежи пластов……..

Пласт ……..:

–тип, размеры залежи, общая толщина пласта;

–литологический тип коллектора, его эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины (изменение по скважинам; изменение по площади залежи);

–литология и мощность флюидоупора;

–обоснование гипсометрического положения ВНК с указанием интервалов испытания и (или) интервалов исследования ГИС;

–коэффициент пористости (рассчитывается в подразде-

ле 8.2.2);

38

elib.pstu.ru

– коэффициенты проницаемости коллекторов (для тульских и бобриковских пластов принять равными 0,9 мкм2

и2,6 мкм2 соответственно);

–характеристика неоднородности пластов (коэффициенты песчанистости, расчлененности, наличие замещений, выклиниваний).

В выводах по главе приводится оценка фильтрационноемкостных свойств коллектора, его неоднородности.

Глава 6. Состав и свойства нефти и газа

Исследования флюидов на месторождении проведены в период разведочного бурения. Пробы пластовой и сепарированной нефти отбирали в каждой разведочной скважине.

Далее в виде таблиц (табл. 6.1, 6.2) приводятся свойства и состав нефтей и растворенного газа по пластам. Информацию можно взять в каталоге физико-химических свойств [6].

39

elib.pstu.ru

40