Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Геология и разведка месторождений нефти и газа. Методические указания по выполнению практических заданий для магистрантов, обучающихся по направлению

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

12.08.2026

Размер:

715 Кб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 12 / 32 3 > Следующая >>>

Рисунок 2 – Общий вид тригонограммы: ВА – шкала компонента А; СВ – шкала компонентов В; АС – шкала компонентов С

На рисунке 3 показан пример определения точки с координата-

ми А = 50%, В = 20%, С = 30%.

Рисунок 3 – Определение пробы А = 50%,

В= 20%, С = 30%

Впрактике геохимических исследований приходится иметь дело не только с единичными определениями, но и с группами анализов. Они изображаются на диаграмме в форме поля, ограниченного

координатными линиями так, что все анализы этой группы попадают в данное поле.

Указания к выполнению задания

Исходные данные: варианты 1–10 (таблицы 2–11).

Задание.

1 Охарактеризовать три пробы нефти по двум классификациям (классификация по физико-химическим свойствам и технологическая классификация).

2 Нанести на тригонограммы фракционный и компонентный составы этих трех проб нефти.

Порядок выполнения задания.

1 Выбрать из таблиц исходные данные в соответствии с вари-

антом.

2 Охарактеризовать пробы нефти по двум классификациям. 3 Нарисовать тригонограмму со сторонами 10 см для нанесе-

ния фракционного состава проб. Проградуировать каждую сторону (шкалу) с шагом 10%. Дать пояснения, что принимается за координаты. Выписать координаты для каждой пробы. Нанести все три пробы на тригонограмму, сохраняя вспомогательные линии. Обозначить пробы на тригонограмме их номером (1, 2 или 3).

4 Нарисовать вторую тригонограмму такого же размера для нанесения компонентного состава этих проб. Проградуировать каждую сторону (шкалу) с шагом 10%. Дать пояснения, что принимается за координаты. Выписать координаты для каждой пробы. Нанести все три пробы на тригонограмму, сохраняя вспомогательные линии. Обозначить пробы на тригонограмме их номером (1, 2 или 3).

Таблица 2 – Вариант 1

Плотность, г/см3	Вязкость, сСт	Индекс вязкости		Фракционный		Компонентный состав, %					Сера общая, %
				состав, %		Компонентный состав, %
			Тнк, °С	состав, %
			Тнк, °С	< 200 °С	< 300 °С	Газ + бензин	Масла (в расчете на нефть)	Смолы	Асфальтены	Парафин

0,843	14,43	И2	54°	20,0	41,0	20,5	71,0	7,5	1,0	9,55	0,17
0,836	16,12	И1	65°	18,0	40,0	22,4	67,6	8,2	1,8	4,09	0,45
0,735	1,08	И2	35°	35,6	46,0	70,1	29,9	0,0	0,0	1,00	0,04

Таблица 3 – Вариант 2

Плотность, г/см3				Индексвязкости			Фракционный		Компонентный состав, %							общаяСера, %
		Вязкость, сСт			Тнк, °С		°200<С	°300<С	Компонентный состав, %						Парафин
		Вязкость, сСт			Тнк, °С		°200<С	°300<С	бензин+Газ		Масла(в расчетена нефть) Смолы			Асфальтены	Парафин
							состав, %

0,763		1,45		И1	62°		59	84	58,00		35,35		4,0	2,65	4,1	0,68
0,843		14,43		И2	54°		20	41	20,66		70,69		7,36	1,29	9,55	0,17
0,717		1,02		И2	33°		30	55	32,55		61,87		5,58	0,0	3,9	0,12
Таблица 4 – Вариант 3

Плотность, г/см3			Индекс вязкости			Фракционный			Компонентный состав, %
		Вязкость, сСт					состав, %		Компонентный состав, %							Сера общая, %
							состав, %
					Тнк, °С		< 200 °С	< 300 °С	Газ + бензин	Масла (в расчете на нефть)		Смолы		Асфальтены	Парафин

0,91	28,0			И1	99	14,8		31	11,3	70,3		11,0		7,4	0,5	2,02
0,74	1,8			И2	35	60,0		96	34,5	61,0		4,2		0,3	4,5	0,09
0,85	35,0			И2	75	23,0		48	22,0	59,0		14,5		4,5	8,4	1,6
Таблица 5 – Вариант 4

Плотность, г/см3		Вязкость, сСт		Индексвязкости			Фракционный		Компонентный состав, %							общаяСера, %
					Тнк, °С		С<200°	С<300°	Компонентный состав, %						Парафин
					Тнк, °С		С<200°	С<300°	бензин+Газ	Масла(в расчетена нефть)			Смолы	Асфальтены	Парафин
							состав, %

0,819	15,59			И2	73°		23,0	50,0	23,3	74,8			1,6	0,3	9,55	0,17
0,737	1,19			И1	40°		63,8	83,3	68,5	30,6			0,9	0,0	0,72	0,06
0,835	9,004			И2	70°		28,2	50,2	28,2	65,95			4,85	1,0	5,84	0,47

Таблица 6 – Вариант 5

Плотность, г/см3	Вязкость, сСт	Индексвязкости				Фракционный						Компонентный состав, %											общаяСера, %
					Тнк, °С		°200<С		°300<С		бензин+Газ	Компонентный состав, %										Парафин
					Тнк, °С		°200<С		°300<С		бензин+Газ		Масла(в расчетена нефть)			Смолы			Асфальтены			Парафин
							состав, %

0,879	42,26	И1	63°			20		36		20,0				63,0		12,1		4,9				0,0	0,93
0,962	26,00	И1	156°			5		24		5,0				66,0		19,3		9,7				0,0	1,82
0,720	1,02	И2	33°			30		55		32,6				61,4		6,0		0,0				3,9	0,12
Таблица 7 – Вариант 6

Плотность, г/см3	Вязкость, сСт	Индексвязкости				Фракционный					Компонентный состав, %												общаяСера , %
					Тнк, °С		°200<С		°300<С		Компонентный состав, %
					Тнк, °С		°200<С		°300<С	бензин+Газ		Масла(в расчетена нефть)			Смолы		Асфальтены				Парафин
							состав, %

0,899	70,0	И1		78°		19,5		37		19				57	6,0		18,0				5,60		0,47
0,900	16,7	И1		96°		14,5		34		16				66	7,8		10,2				1,84		1,75
0,753	1,7	И2		45°		68,0		90		38				56	5,0		1,0				4,00		0,07
Таблица 8 – Вариант 7

Плотность, г/см3	Вязкость, сСт	Индексвязкости					Фракционный					Компонентный состав, %											общаяСера, %
					Тнк, °С		°200<С		°300<С			Компонентный состав, %										Парафин
					Тнк, °С		°200<С		°300<С		бензин+Газ			Масла(в расчетена нефть)		Смолы				Асфальтены		Парафин
							состав, %

0,97	32	И1			145°		7		18		4,9			82,53		10,02				2,55		1,4	2,90
0,871	41,13	И2			137°		12		47		23,07			61,66		10,37			4,90			5,2	0,55
0,804	4,7	И1			63°		47		70		25,27			74,06		0,67				0,00		6,2	0,10

Таблица 9 – Вариант 8

Плотность, г/см3	Вязкость, сСт	Индексвязкости				Фракционный			Компонентный состав, %									общаяСера, %
					Тнк, °С	°200<С	°300<С	бензин+Газ	Компонентный состав, %								Парафин
					Тнк, °С	°200<С	°300<С	бензин+Газ			Масла(в расчетена нефть)			Смолы	Асфальтены		Парафин
						состав, %

0,970	32,0	И1		145°		7	18	4,90			82,53			10,02	2,55		1,4	2,90
0,871	41,13	И2		137°		12	47	23,07			61,66			10,37	4,90		5,2	0,55
0,804	4,7	И1		63°		47	70	25,27			74,06			0,67	0,00		6,2	0,10
Таблица 10 – Вариант 9

Плотность, г/см3	Вязкость, сСт	Индексвязкости				Фракционный			Компонентный состав, %									общаяСера, %
					Тнк, °С	°200<С	°300<С	бензин+Газ	Компонентный состав, %							Парафин
					Тнк, °С	°200<С	°300<С	бензин+Газ		Масла(в расчетена нефть)				Смолы	Асфальтены	Парафин
						состав, %

0,74	3,8	И2	40°			80	100	66,0		34			0,0		0,0	1,0		0,05
0,97	32,0	И1	140°			7	18	6,6		65,4			18,0		10,0	0,0		2,10
0,87	40,6	И1	75°			12	43	20,6		72			5,0		2,4	4,8		1,00
Таблица 11 – Вариант 10

Плотность, г/см3	Вязкость, сСт	Индексвязкости				Фракционный			Компонентный состав, %									общаяСера, %
					Тнк, °С	°200<С	°300<С	бензин+Газ	Компонентный состав, %								Парафин
					Тнк, °С	°200<С	°300<С	бензин+Газ		Масла(в расчетена нефть)			Смолы		Асфальтены		Парафин
						состав, %

0,724	1,5	И2			32°	62	76	34,5		60,5		4,0			1,0	4,00		0,14
0,888	38,0	И1			81°	16	37	9,0		72,0		15,4			3,6	1,20		1,20
0,841	10,0	И2			58°	22	44	21,6		69,0		8,3			1,1	10,07		0,70

2 Построение структурной карты кровли нефтеносного пласта

2.1 Площадь нефтеносности

Площадь нефтеносности для каждой залежи определяется исходя из принятых отметок ВНК на подсчетных планах, совмещенных со структурными картами по кровле коллекторов соответствующих пластов. Структурные карты по кровле коллекторов составлены в масштабе 1:25 000, исходя из отметок кровли верхнего и подошвы нижнего проницаемых прослоев продуктивных пластов.

Внешние и внутренние контуры нефтеносности проводятся на структурных картах соответственно по кровле и подошве коллекторов, исходя из принятых при подсчете запасов положений водно-не- фтяного контакта (ВНК) по ближайшим скважинам.

2.2 Построение структурных карт

Структурные карты позволяют отобразить границы залежи и гипсометрию поверхности кровли или подошвы пласта. Построение структурных карт по кровле и подошве продуктивного пласта проводится с использованием данных эксплуатационного и поисково-раз- ведочного бурения, а также результатов сейсморазведки и геоинформационных систем (ГИС). Построение структурных карт по кровле (подошве) горизонта производится путем совместной интерполяции отметок кровли (подошвы) по скважинам и отметок кровли (подошвы) отражающего горизонта по данным сейсморазведки и результатам интерпретации геофизических исследований скважин (РИГИС).

Внешний и внутренний контуры нефтегазоносности представляют собой линию пересечения поверхности контакта с кровлей и подошвой пласта. Построение контуров для залежей с горизонтальной поверхностью контакта затруднений не вызывает – линии контакта будут параллельны изогипсам. Установленные таким образом отметки контактов переносятся на карты поверхности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей.

Для построения внешнего (внутреннего) контура нефтегазоносности залежи с наклонным контактом используются структурная карта кровли (подошвы) пласта и карта поверхности соответствующего контакта. Линии внешнего и внутреннего контуров получают

как линию пересечения структурной поверхности кровли (подошвы) продуктивного пласта и поверхности контакта.

Указания к выполнению задания

Исходные данные: варианты с 1 по 36 (таблица 12).

Задание: Построить структурную карту по кровле пласта в масштабе 1:25 000 на формате А4.

Порядок выполнения задания.

1 Определить размеры области построения с учетом необходимого масштаба изображения.

2 Произвести разметку линий сетки координат.

3 Нанести скважины.

4 Построить методом интерполяции в изолиниях с шагом 2 м карту поверхности кровли пласта (таблица 12).

5 Определить глубину залегания ВНК (таблица 13).

6 Нанести изолинии внешнего контура ВНК (пересечение глубины залегания ВНК и кровли пласта) на карту.

7 Нанести изолинии внутреннего контура ВНК (пересечение глубины залегания ВНК и подошвы пласта) на карту.

Таблица 12 – Данные для построения карты

Но-	X, м	Y, м	Тип	Глубина	Глубина подошвы,
мер	X, м	Y, м	Тип	кровли, м	м
мер				кровли, м	м
1	930 780	692 599	Добывающие	–2716,8	–2720,3
2	931 030	692 166	Добывающие	–2716,1	–2718,7
3	931 030	693 032	Добывающие	–2716,5	–2719,9
4	931 030	693 898	Добывающие	–2716,3	–2720,4
5	931 280	692 599	Нагнетательные	–2712,8	–2717,3
6	931 280	693 465	Нагнетательные	–2712,3	–2718,0
7	931 530	692 166	Добывающие	–2716,4	–2720,3
8	931 530	693 032	Добывающие	–2708,5	–2714,8
9	931 530	693 898	Добывающие	–2716,8	–2720,0
10	931 780	692 599	Добывающие	–2712,3	–2717,9
11	931 780	693 465	Добывающие	–2708,8	–2715,6
12	931 780	694 331	Добывающие	–2716,8	–2720,6
13	932 030	692 166	Нагнетательные	–2716,8	–2720,5
14	932 030	693 032	Нагнетательные	–2704,3	–2712,6
15	932 030	693 898	Нагнетательные	–2712,6	–2718,4
16	932 030	694 764	Нагнетательные	–2716,8	–2720,0
17	932 280	691 733	Добывающие	–2716,0	–2719,3

Продолжение таблицы 12

Но-	X, м	Y, м	Тип	Глубина	Глубина подошвы,
мер	X, м	Y, м	Тип	кровли, м	м
мер				кровли, м	м
18	932 280	692 599	Добывающие	–2708,3	–2715,0
19	932 280	693 465	Добывающие	–2708,6	–2715,7
20	932 280	694 331	Добывающие	–2712,1	–2717,1
21	932 530	691 300	Добывающие	–2720,4	–2723,3
22	932 530	692 166	Добывающие	–2712,3	–2717,8
23	932 530	693 032	Добывающие	–2704,1	–2713,4
24	932 530	693 898	Добывающие	–2708,2	–2714,9
25	932 530	694 764	Добывающие	–2724,8	–2728,7
26	932 780	691 733	Нагнетательные	–2712,2	–2717,1
27	932 780	692 599	Нагнетательные	–2704,0	–2711,5
28	932 780	693 465	Нагнетательные	–2705,0	–2714,8
29	932 780	694 331	Нагнетательные	–2712,4	–2716,6
30	933 030	691 300	Добывающие	–2716,5	–2720,1
31	933 030	692 166	Добывающие	–2708,3	–2715,4
32	933 030	693 032	Добывающие	–2700,3	–2711,2
33	933 030	693 898	Добывающие	–2708,4	–2716,1
34	933 280	691 733	Добывающие	–2712,1	–2716,0
35	933 280	692 599	Добывающие	–2704,6	–2714,1
36	933 280	693 465	Добывающие	–2700,5	–2711,6
37	933 280	694 331	Добывающие	–2708,6	–2713,3
38	933 530	692 166	Нагнетательные	–2712,1	–2717,5
39	933 530	693 032	Нагнетательные	–2704,5	–2715,1
40	933 530	693 898	Нагнетательные	–2704,3	–2711,8
41	933 780	691 733	Добывающие	–2716,1	–2720,4
42	933 780	692 599	Добывающие	–2704,4	–2713,6
43	933 780	693 465	Добывающие	–2704,4	–2714,2
44	933 780	694 331	Добывающие	–2708,1	–2712,0
45	934 030	692 166	Добывающие	–2708,1	–2715,5
46	934 030	693 032	Добывающие	–2708,1	–2717,5
47	934 030	693 898	Добывающие	–2708,0	–2712,9
48	934 030	694 764	Добывающие	–2716,7	–2720,2
49	934 280	691 733	Нагнетательные	–2712,2	–2717,5
50	934 280	692 599	Нагнетательные	–2708,1	–2716,6
51	934 280	693 465	Нагнетательные	–2708,9	–2716,1
52	934 280	694 331	Нагнетательные	–2712,5	–2717,1
53	934 530	691 300	Добывающие	–2716,5	–2719,9
54	934 530	692 166	Добывающие	–2708,6	–2716,5
55	934 530	693 032	Добывающие	–2712,2	–2719,7
56	934 530	693 898	Добывающие	–2712,0	–2715,8

Окончание таблицы 12

Но-	X, м	Y, м	Тип	Глубина	Глубина подошвы,
мер	X, м	Y, м	Тип	кровли, м	м
мер				кровли, м	м
57	934 530	694 764	Добывающие	–2724,8	–2727,9
58	934 780	691 733	Добывающие	–2712,3	–2716,7
59	934 780	692 599	Добывающие	–2712,5	–2719,2
60	934 780	693 465	Добывающие	–2712,9	–2718,0
61	934 780	694 331	Добывающие	–2712,0	–2715,6
62	935 030	691 300	Нагнетательные	–2720,9	–2723,6
63	935 030	692 166	Нагнетательные	–2712,2	–2717,4
64	935 030	693 032	Нагнетательные	–2720,7	–2724,4
65	935 030	693 898	Нагнетательные	–2716,7	–2720,3
66	935 280	691 733	Добывающие	–2720,7	–2724,5
67	935 280	692 599	Добывающие	–2720,7	–2724,2
68	935 280	693 465	Добывающие	–2716,3	–2719,0
69	935 280	694 331	Добывающие	–2720,6	–2723,5

Таблица 13 – Данные для проведения расчетов

Глубина ВНК			Варианты
–2708	1	7	13	19	25	31
–2710	2	8	14	20	26	32
–2712	3	9	15	21	27	33
–2714	4	10	16	22	28	34
–2716	5	11	17	23	29	35
–2718	6	12	18	24	30	36
Песчанистость, д. ед.	0,72	0,75	0,78	0,81	0,84	0,87
Пористость, д. ед.	0,21	0,20	0,19	0,18	0,17	0,16
Нефтенасыщенность, д. ед.	0,50	0,55	0,60	0,65	0,70	0,75
Пересчетный коэффициент, д. ед.	0,90	0,87	0,84	0,81	0,78	0,75
Плотность нефти, т/м3	0,83	0,82	0,81	0,80	0,79	0,78

3 Построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин

3.1 Построение карт общих, эффективных и эффективных нефте(газо)насыщенных толщин

Карты эффективных и эффективных насыщенных толщин строят для определения эффективного объема залежей нефти и газа.

Карты эффективных толщин можно построить несколькими способами. При построении карты вручную проводят интерполяцию значений эффективных толщин, выделенных в разрезе скважин, по данным ГИС. Основным способом построения карт эффективных толщин является метод треугольников.

Также распространенным является метод построения карты эффективных толщин путем перемножения карты общих толщин пласта (от кровли до подошвы пласта, для карт эффективных нефтенасыщенных толщин – до ВНК) на карту коэффициента доли коллекторов в разрезе пласта (карту коэффициента песчанистости). Полученная таким образом карта эффективных толщин учитывает внутреннюю неоднородность продуктивного пласта.

Для залежей пластового типа карты эффективных нефтенасыщенных толщин строят раздельно для ЧНЗ и ВНЗ. На карте отмечается положение внешнего и внутреннего контуров нефтеносности. Положение изопахит в пределах внутреннего контура нефтеносности остается без изменений. Далее строятся изопахиты в водонефтяной зоне – внешний контур нефтеносности принимается равным нулю, изопахиты в межконурной зоне проводятся путем интерполяции между значениями изопахит на границе внутреннего контура нефтеносности с учетом скважин, расположенных в водонефтяной зоне.

Для массивных залежей учитывается величина эффективной нефтенасыщенной толщины, связанная с высотой залежи.

3.2 Задание для выполнения лабораторной работы

Построить карту эффективных нефтенасыщенных толщин в масштабе 1:25 000 на формате А4.

Данные для работы предоставлены в таблице 13.

<<< < Предыдущая 12 / 32 3 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]