- •Пояснительная записка
- •Федеральное агенство по образованию
- •«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
- •Задание по дипломному проектированию
- •1.Геолого-геофизическая характеристика мало-балыкского
- •1.2.Сейсморазведочные работы.
- •1.3 Поисково-разведочное бурение.
- •1.4. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
- •Меловая система.
- •Верхний мел.
- •Палеогеновая система.
- •Четвертичная система.
- •1.5. Тектоническое строение
- •1.6. Гидрогеологическая характеристика месторождения
- •1.7. Нефтеносность залежей Мало-Балыкского месторождения.
- •Краткие сведения о залежах Мало-Балыкского месторождения
- •2. Специальная глава
- •2.1.2 Емкостно-фильтрационные свойства пластов по керну.
- •Характеристики коллекторских свойств и нефтенасыщенности пластов ач2
- •Статические ряды распределения проницаемости пласта ач2
- •2.1.3 Физико-химические свойства и состав нефти, газа и воды
- •Свойства нефти
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
- •2.2 Доразведка пластов ачимовской толщи мало-балыкского нефтяного месторождения
- •2.2.1 Цели и задачи проектируемых работ
- •Проектные глубины проектных разведочных скважин
- •2.2.2 Обоснование количества проектных скважин
- •2.2.3 Обоснование подсчетных параметров
- •Обоснование категорий запасов
- •Геолого-физическая характеристика пласта ач (в пределах границ запасов категории с2 с1)
- •2.2.4 Пересчет запасов нефти, газа и содержащихся в них компонентов
- •3.1 Геофизические исследования скважин и изучение разреза
- •Рекомендуемый комплекс геофизических исследований проектных разведочных скважин Мало-Балыкского месторождения
- •3.2 Технологии бурения
- •Фактические параметры промывочной жидкости
- •3.3 Вскрытие продуктивных пластов
- •3.4 Вызов притока
- •3.5 Характеристика бурового раствора
- •Проектные параметры бурового раствора
- •3.6 Требования к конструкциям скважин, технологиям и производству буровых работ
- •3.7 Обоснование проектной конструкции скважин
- •Геологическое исследование скважин
- •3.8 Отбор керна и шлама
- •3.9 Лабораторные исследования керна
- •3.10 Опробование, испытание и исследование скважин
- •4. Безопасность экологического проекта
- •4.1 Охрана труда
- •4.1.1. Характеристика условий труда на рабочем месте обеспечивающих соблюдение требований пб-08-37-93 «Правил безопасности при геологоразведочных работах»
- •Нормы освещения
- •Вредные вещества в бурении (гост 12.1.005-88)
- •4.1.2. Обеспечение безопасности труда
- •4.2 Охрана окружающей среды и рациональное природопользование
- •4.3 Безопасность производства в чрезвычайных ситуациях
- •5. Оценка экономической эффективности проекта доразведки
- •5.1. Расчет затрат на реализацию проекта
- •5.2 Расчет необходимых капитальных вложений
- •5.3 Расчет эксплуатационных затрат
- •5.4 Расчет показателей экономической эффективности внедрения проекта
- •Рис 5.1
- •Диаграмм «Паук»
- •Рис 5.2
- •Список использованной литературы:
2.1.2 Емкостно-фильтрационные свойства пластов по керну.
Всего проанализировано 412 образцов по 27 скважинам. Анализ проводился по открытой пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности.
Всего по пластам ачимовской группы было проанализировано 42 скважины. Охарактеризованность пластов исследованиями по пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности приведены в табл. 2.3.
Таблица 2.3
Характеристики коллекторских свойств и нефтенасыщенности пластов ач2
Пласт |
Наименование |
Проницаемость, мД |
Пористость, % |
Начальная нефтенас-ть % |
Остаточная водонас-ть, % | ||||||
ГИС |
керн |
ГДИ |
ГИС |
керн |
|
| |||||
АЧ2 |
Количество скважин, шт. |
684 |
40 |
184 |
684 |
40 |
684 |
40 | |||
Колич. Определений, шт. |
12078 |
1510 |
280 |
12969 |
1659 |
12782 |
1372 | ||||
Среднее значение |
6.0 |
1.9 |
2.6 |
16.0 |
16.6 |
62.0 |
55.6 | ||||
Минимальное значение |
0.1 |
0.1 |
0.3 |
1.0 |
0.4 |
28.0 |
27.7 | ||||
Максимальное значение |
83 |
41 |
16.2 |
21.0 |
22.1 |
83.0 |
99 | ||||
Коэффициент вариации, ед. |
2.6 |
1.4 |
0.8 |
0.4 |
0.4 |
0.4 |
0.3 |
Открытая пористость определена в 210 образцах 12 скважин. Значение изменяется от 2% до 22%.
Рис. 2.1. иллюстрирует распределение пористости по образцам керна и материалам ГИС. Среднее значения параметра по керну равно 17%.
Рис.2.1. Полигоны распределения пористости пласта АЧ2
Проницаемость определена по 209 образцам. Значение проницаемости лежат в интервале от 0.1 до 69 мД. Гистограмма рис 2.2. иллюстрирует частоту распределения данного параметра. Для пласта АЧ1 доля низко проницаемых образцов (менее 1 мД) равно 23 %. 49 % образцов имеет диапазон значений от 1 до 5 мД. В диапазоне от 5 до 20 мД располагается 22 % образцов.
Рис. 2.2. Полигоны распределения проницаемости пласта АЧ2
Остаточная водонасыщенность исследована методом центрифугирования в 200 образцах 12 скважин. Порометрическая характеристика рис. 2.3. на примере скв. 3978 иллюстрирует зависимость остаточной водонасыщенности от капиллярного давления.
Рис. 2.3. Полигоны распределения остаточной водонасыщенности пласта АЧ2
Таблица 2.4
Статические ряды распределения проницаемости пласта ач2
Пласт |
Г И С |
КЕРН | |||||
Интервал изменения мД |
Количество образцов |
% |
Интервал изменения мД |
Количество образцов |
% | ||
АЧ2 |
0-1 |
1110 |
9 |
0-1 |
1872 |
43 | |
1-5 |
7087 |
59 |
1-5 |
877 |
47 | ||
5-20 |
2793 |
24 |
5-20 |
185 |
10 | ||
20-50 |
780 |
6 |
20-50 |
13 |
1 | ||
50-100 |
247 |
2 |
50-100 |
0 |
0 | ||
›100 |
0 |
0 |
›100 |
0 |
0 | ||
Всего |
0-83 |
12078 |
100 |
0-41 |
|
100 |
Показатели, полученные центрифугированием, меняются в пределах от 26% до 97% при среднем значении 50%. Гистограммы распределения остаточной водонасыщенности пластов ачимовской группы приведены на рис. 2.3.
Открытая пористость пласта Ач2 определена в лабораторных условиях по 40 скважинам и 1659 анализам керна. Значения открытой пористости в образцах керна изменяются от 4 % до 22 %. Среднее значение параметра равно 17 %. Ряды распределения открытой пористости приведены на рис. 2.2.1
Проницаемость определена по 40 скважинам и 1510 образцам керна. Минимальное значение проницаемости равно 0.1 мД. Максимальное значение достигает 41 мД. Ряды распределения проницаемости представлены в таблице 2.4. и на рисунке 2.2. 89% всех образцов имеют проницаемость менее 5 мД и только в 10% случаев проницаемость принимает значение 5-20 мД.
Остаточная водонасыщенность исследована в 1372 образцах керна. Значение данного параметра изменяется в пределах от 28% до 99% при среднем показателе 55.6%.
Определение фильтрационно-емкостных свойств
по результатам комплексной интерпретации данных ГИС.
По пластам Ачимовской группы было проанализировано 730 скважин с данными ГИС. Общее количество обработанных пропластков равно 23507. В табл. 2.3. приведена оценка коллекторских свойств по ГИС.
Открытая пористость. Всего проанализировано 1042 пропластка в 725 скважинах. Пределы изменений данного параметра составляют 13-21 %. Среднее значение пористости равно 16 %. Распределение пористости по ГИС практически отличается от данных керна. По данным ГИС практически отсутствует значение меньше 12 %. Удельный вес образцов керна с максимальной пористостью также несколько выше – 22 % против 10 % для ГИС.
Проницаемость. По данному параметру проанализировано 960 пропластков. Значение проницаемости изменяется в пределах 0.4 – 7.1 мД. Средняя проницаемость равна 5.3 мД. Показатели распределения по керну и ГИС близки в диапазоне 5 – 100 мД. В исследованиях керна больший процент образцов имеет значение менее 1 мД – 23 % против 5 % для ГИС.
Начальная нефтенасыщенность определена в 1050 пропластках для 725 скважин. Значение изменяется в пределах 28 – 85 %. Средняя величина, равна 66 % является наивысшей для пластов ачимовской толщи.
Открытая пористость для пласта Ач2 проанализирована в 12969 пропластках для 684 скважин. Значения лежат в интервале от 1 до 21 %. Средний показатель равен 16 %, что несколько ниже 16,6 % для керна. Показатель распределения по керну и ГИС для данного параметра имеют существенные расхождения.
Проницаемость. Показатели по проницаемости определены в 12078 пропластках по 684 скважинам. Значение параметра лежат в диапазоне 0.1 – 83 мД. Средняя величина равна 6.0 мД против 1.9 для керна. Гистограммы рядов распределения по керну и ГИС имеют похожий вид. Основное отличие заключается в том, что гораздо больше количество образцов керна имеют проницаемость менее 1 мД.
Начальная нефтенасыщенность . Нефтенасыщенность пород определялась в 12782 пропластках. Диапазон значений параметра лежит в пределах 28 – 83 % при среднем показателе 62 %.
Коэфициент проницаемости определен по 184 скважинам. При расчете данного параметра не было разделения на пачки, поэтому значения имеют привязку для всех трех пластов. Кроме того, приведенные значения даны как средневзвешенные по пласту. Всего было выполнено 280 расчетов.
Рис.2.4 Полигоны распределения нефтенасыщенности пласта АЧ2
Значение проницаемости вирируется от 0.3 до 16.2 мД. Среднее значение параметра равно 2.6 мД.
Геологические показатели. Среднее значение общей толщены значительно увеличилось во всех трех пачках группы. Наибольшее увеличение в абсолютном исчислении произошло в пласте АЧ2 с 44 до 64 метров. Эффективная толщена в пласте уменьшелась с 25 до 18 метров в пласте АЧ2. Нефтенасыщенная толщена в пласте АЧ2 средний показатель упал с 22 до 18 метров.
По характеристикам неоднородности во всех трех пластах очень значительно изменились показатели песчанистости. Изменения произошли, в основном, так же, как и в пластах группы АС4-7 за счет учета зон глинизации. Коэффициент расчлененности незначительно увеличился во всех трех пластах. Средняя толщена песчаного прослоя в пластах АЧ2 не претерпела существенных изменений. Характер ВНК в пласте АЧ2 изменения более существенны за счет скважины 94р и скважин восточной границы лицензионного участка.
Фильтрационно-емкостные показатели.
Открытая пористость во всех трех пластах принята в значении 16 %, что несколько ниже показателей «Техсхемы». Проницаемость в пласте АЧ1 уменьшилась с 12 до 6 мД. Для пласта АЧ2 этот показатель, напротив, увеличился с 4 до 6 мД, так же как и в АЧ3 (с 1 до 5 мД). Начальная нефтенасыщенность в пласте АЧ1 увеличилась с 64 до 66%, в АЧ2 осталась на уровне 62%, в АЧ3 средняя величина снизилась с 58 до 56%.