Дипломная работа 5В070600 «Геология и разведка месторождений нефти и газа»

Таблица 5 – Химический состав и физические свойства пластовых вод месторождения С.Балгимбаев

6. 
   Подсчет запасов нефти и газа
   

Промышленная оценка запасов углеводородов производится по категории В+С₁.

Степень изученности месторождения и анализ фактического геолого-геофизического материала позволил разработать и обосновать геологическую модель залежи, подсчётные параметры и коэффициент нефтеизвлечения.

Категория запасов нефти установлена в результате опробования продуктивных пластов – коллекторов, а также лабораторными исследованиями керна и пластовых флюидов, достоверностью установленных положений газоводяного ( ГВК) иводонефтяного контактов(ВНК).

Балансовые запасы нефти определены объемным методом по формуле:

Извлекаемые запасы определяются по формуле:

Q_бал - балансовые запасы нефти, тыс. т;

F - площадь нефтеносности, тыс.м²

h - средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина, м;

m - коэффициент открытой пористости, доли единиц;

f - коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц;

γ - удельный вес нефти в поверхностных условиях, т/м³;

Ө- пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти в поверхностных условиях, доли единиц;

К_н,- коэффициент нефтеизвлечения, доли единиц.
Подсчитанные запасы нефти по категориям В+С₁ составили соответственно:

Балансовые запасы нефти– 18,855 млн. т ;

Извлекаемые запасы нефти - 5,565 млн. т ;
В таблице №6 приведены данные для подсчета запасов нефти и запасы растворенного в нефти газа.

Таблица 6– Подсчет запасов нефти и газа по категории В+С ₁ по месторождению С.Балгимбаев

2 МЕТОДИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Г-2 (забой 1240м), которая после прохождения нижнемеловых нефтяных гори зонтов, вскрыла газовую шапку залежи в среднеюрских отложениях.

Стадия разведки наступает после получения промышленных притоков нефти и газа в поисковых скважинах и завершения поискового этапа.

При проектировании разведочных работ необходимо определить минимальное количество разведочных скважинах, обосновать в соответствии с геологическими условиями наиболее рациональное размещение их на структуре, наметить очередность заложения, наконец разрабатывать комплекс геологических, геофизических, гидродинамических исследований в разведоч- ных скважинах с целью детального изучения залежи, получения необходимых геолого-промысловых данных для подсчета запасов нефти и газа и составления технологической схемы проекта разработки.

Обоснованием для постановки разведочных работ на месторождении С.Балгимбаев послужило:

1.Наличие благоприятных структурных условий по продуктивному горизонту V₃ и получение промышленных притоков из меловых и юрских отложений;

2.Наличие признаков нефти и газа при проведении поисковых работ;

3.Открытие в аналогичных условиях месторождений Жанаталап, Камышитовый, Гран и многих других;

4.Значительная мощность региональных нефтеносных отложений мела, юры, триаса.

В соответствии со стадийностью планируемых работ перед разведочным бурением ставятся следующие задачи:

• 
  изучение литолого-стратиграфических, фациальных, гидрогеологических и структурных условий залежи нефти и газа;
  
• 
  изучение основных физических параметров, коллекторских свойств продуктивных горизонтов;
  
• 
  обеспечить прирост запасов по промышленным категориям В+ С₁ ;
  
• 
  получение исходных данных для проектирования разработки и эксплуатации продуктивных горизонтов.
  

В условиях значительной изменчивости литологического состава продуктивных горизонтов профильные разрезы, проведенные вкрест простирания пластов, дают наиболее правильную картину геологического строения залежей.

Если разведочная скважина оказалось в пределах внутреннего контура, то мощность нефтяного горизонта даст представление о минимальных размерах залежи. Если скважина расположена между внутренним и внешним контурам, то она определит положение водонефтяного контакта и тем самым позволит установить примерную ширину нефтяной залежи в соответствии с чем и будут определены расстояния между разведочными скважинами.
Местоположение скважин на профиле I-I
Скважина №30 – разведочная, глубокая, независимая, закладывается на геологическом профиле I-I, с целью прослеживания залежи нефти на южном склоне структуры.

Проектная глубина – 1450 м

Проектный горизонт – триас
Скважина № 31 – разведочная, глубокая, зависимая, закладывается на профиле I-I, на расстоянии 200 м к югу от скважины 30, с целью прослежи вания выявленных продуктивных горизонтов нефти и газа в отложениях мела и юры на южном склоне структуруы

Проектная глубина – 1500м

Проектный горизонт –нижний триас
Местоположение скважин на профиле II-II

Скважина №32 – разведочная, глубокая, зависимая, закладывается на профиле II-II на восточном крыле структуры, с целью определения отметки водонефтяного контакта (ВНК) и глубины залегания тектонического нарушения.

Проектная глубина – 1500 м.

Проектный горизонт –нижний триас

Скважина № 33– разведочная, зависимая, поисковая, закладывается на профиле II-II на расстоянии 300м на юг от скважины 25 с целью прослеживания возможных продуктивных горизонтов в отложениях мела и юры , также границы водонефтяного контакта (ВНК).

Проектная глубина – 1600 м.

Проектный горизонт – кунгурский ярус нижней перми.

Скважина № 34– разведочная, зависимая, закладывается на профиле II-II на западном крыле структуры с целью прослеживания границ залежи нефти и газа в меловых и юрских отложениях и определения отметки водонефтяного контакта (ВНК).

Проектная глубина – 1250 м

Проектный горизонт – триас

Скважина № 35– разведочная, зависимая, закладывается на западном крыле структуры с целью прослеживания возможных продуктивных горизонтов в отложениях мела и юры ,а также определения границы залежи и отметки водонефтяного контакта (ВНК).

Проектная глубина – 1300 м.

Проектный горизонт – триас

Скважина № 36– разведочная, зависимая, поисковая, закладывается на западном крыле структуры с целью прослеживания продуктивных горизонтов в отложениях мела и юры ,а также границ распространения залежи и определения отметки водонефтяного контакта (ВНК).

Проектная глубина – 1400 м

Проектный горизонт – триас

По результатам интерпретации сейсмических материалов 3Д в пермотриасовой толще на Северном крыле выделена литологическая ловушка в среднетриасовых отложениях. Согласно утвержденному «Проекту доразведки месторождения С.Балгимбаев» на месторождении со вскрытием пермотриасовых горизонтов пробурены 3 разведочные скважины: №300 пробурена в 2013г, №301 – в 2014г, а также скважина №302 – в 2016г. Бурение скважин осуществлялось с проведением полного комплекса ГИС и отбором керна.

В скважине №300 по ГИС были выделены нефтенасыщенные коллектора в интервалах 1098-1102м; 1104-1106м; 1111-1114м; 1116-1122м, которые были опробованы в 2013г, но был получен приток пластовой воды.

В 2014г в скважине №301 при опробовании интервала 1099-1103м получен приток нефти с дебитом 3,1 м3/сут, при опробовании интервалов 1116-1122м, 1128-1130м, 1133-1138м и 1157-1159м, 1177-1180м получены притоки пластовой воды с пленкой нефти.

Скважина №302 пробурена до глубины 1200м и вскрыла отложения мела, юры, пермотриаса, вскрыв соль на глубине 1140м. Результаты ГИС показали полное отсутствие продуктивных горизонтов, в связи с чем скважина без проведения опробования была переведена в консервацию.

Учитывая отсутствие положительных результатов разведочного бурения на пермотриасовые горизонты, в рамках настоящего отчета рекомендуется программу доизучения месторождения сфокусировать на меловых и юрских горизонтах, и на мероприятиях по контролю за процессом разработки. Также, ввиду наличия потенциала по увеличению извлекаемых запасов, возможно и приращение геологических запасов в целом, в связи с чем, в 2020-2021гг рекомендуется выполнить пересчет запасов нефти всего месторождения.

Скважины для пробной эксплуатации выбирались с таким расчетом, чтобы получить максимально возможное количество необходимой информации по всей площади продуктивных горизонтов и пластов, причем опробование скважин производилось снизу вверх.

По основным объектам разработки (апт-неокомский и II неокомский горизонт) были определены гидропотенциалы отдельных скважин и определены их приемистость.

Исследование скважин на продуктивность проводилось методами «пробных откачек» на 3 – 4 режимах работы скважины. Изменение режимов осуществлялось сменой штуцера.

В процессе пробной эксплуатации был проведен комплекс гидродинамических исследований.

Пробная эксплуатация апт-неокомского горизонта была проведена в 21 скважине, из 18 скважин была получена нефть.

Минимальные среднесуточные дебитом по скважинам при 3мм штуцере колебались от 6,3 м³/сут до 34,5 м³/сут. максимальная среднесуточные дебиты при 10 мм штуцере колебались от 68 м³ до 162 м³. депрессии на пласт составляли от 4,6 ат до 6,9 ат.

Газовые факторы по скважинами колебались от 4-7 м³/м³ в контурных скважинах до 30-35 м³-м³ в сводовых и присводовых скважинах.

Замеренные пластовые давления в зависимости от положения скважин на структуре изменялись от 76-80 ат. На контуре до 64,5 ат. в соде.

Коэффициенты продуктивность вычисленные по данным исследования от 0,3 м³/сут. ат. до 35,3 м³/сут. ат.

Среднее число суток пребывания скважин в пробной эксплуатации составляло 9,5 дней.

Пробная эксплуатация II неокомского горизонта проведена в 9 скважинах. Скважины работами на 3-х и 4-х режимах со штуцерами диаметром 2, 3, 4, 5, 7, 10 и 14 мм. Минимальные суточные дебитом при штуцере 3 мм колебались от 5,4 м³ до 24 м³. максимальные среднесуточные дебиты по скважинам колебались при диаметрах штуцера 10 мм от 58,6 м³ до 117 м³.

При этом депрессии на пласт составляли 13,6-19,9 ат. газовые факторы по скважинам колебались от 13,2 м³/м до 39 м/м^3.

Коэффициент продуктивности колеблись от 0,87 м³/сут. ат. до 6 м³/сут ат.

Скважинами находились в пробной эксплуатации от 7 до 14 суток, среднее число суток пребывания в пробной эксплуатации составило 10.

Открытая пористость по керну менялась в пределах 24,2% до 32,6%. Проницаемость по керну на газ колеблется от 10,6 до 1557 м Дарси. Эффективная нефтенасыщенная мощность горизонта составила 1,2-8 м., а общая эффективная мощность 1,2 – 9,8 м.

При исследованным образцам керна пористость составляется от 23% до 31,1%. Проницаемость коллектора на газ изменяется от 12,1 мд. до 1026,8 мд.

Депрессии на пласт при опробовании скважин составляли от 1,5 до 11,7 ат.. Газовые факторы по скважинами изменялись от 20 м³/м³ до 58,4 м³/м³.

Пластовое давление горизонта находилось в пределах 100,2 ат на своде и 104,7 ат на контуре. Коэффициенты продуктивности составляли от 2,6 м³/сут. ат. до 27,5 м³/сут. ат. Скважины находилось в пробной эксплуатации от 14 до 22 суток, в среднем 17 суток на скважину. Запасы нефти и газа и конденсата.

От правильного установления величины конечного коэффициента нефтеотдачи зависят степень выработности запасов нефти разрабатываемых объектов.

Известно, что величина коэффициента нефтеотдачи зависит, главным образом, по режима работы горизонтов, проницаемости, нефти содержащих коллекторов, вязкости нефти в пластовых условиях и многих других второстепенных факторов.

Для повешения нефтеизвлечения, принятое и осуществленное внутриконтурное заводнение на основном поле положительно повлияло на разработку объектов I и II объекты и все блоки на южных Мартышах вырабатываются равномерно. Закачка воды позволило поддерживать пластовое давление в горизонтах основного полч на уровне первоначального, за счет чего большинство скважин основного поля работают в полуфантанном режиме. Степень охвата пластов воздействует и распределение остаточных запасов нефти, сморите в приложениях карта суммарных отборов жидкости, карты объединения и карты, остаточных нефтенасыщенных толщин.

Коэффициент нефтеотдачи по II – неокомскому горизонту по проекту – 46,6; текущий – 45,8.

По II неокомскому горизонту – балансовые запасы – 2181 тыс.т; извлекаемые запасы – 351 тыс. т.

Добыто нефти с начала разработки по апт – неокомскому горизонту – 2856,7 тыс.т. по II неокомскому горизонту – 1839,5 т.т. и другие показатели в таблице «Текущее состояние заводняемых горизонтов месторождение С.Балгимбаев» на 1 января 1986г.

II – неокомский горизонт находятся в сводах: южного крыла, северо-восточного поля и 1 блока центрального поля северо-западного крыла.

Для южного крыла абсолютную глубину ВНК принимаем по показаниям электрокаротажа – 706,3м.

По данным электрокаротажа на северо-восточном поле и блоке центрального поля северо-западного крыла абсолютную глубину ВНК можно принять равной глубине ВНК южного крыла, т.е. минус 706,3м.
2.3.2 Отбор керна и шлама
Отбор образцов пород колонковыми снарядами “Недра” предусматривается для определения стратиграфических границ, изучения коллекторных свойств пород и выяснения перспектив нефтегазоносности.

Интервалы отбора керна приурочиваются и стратиграфическим границам и интервалам возможно продуктивных горизонтов. В случае появления признаков нефти и газа в керне в дальнейшем углубления скважины продолжать со сплошным отбором керна до полного исчезновения этих признаков.

В соответствии с ''Едиными правилами ведения геологоразведочных работ на нефть и газ'' отбор керна в количестве до 5 % от общей глубины предусматривается произвести в разведочных скважинах в возможно продуктивных интервалах.

В случае отсутствие керна из какого либо интервала или его выноса в недостаточном количестве для производства соответствующих лабораторных исследований проходка с отбором керна будет продолжаться. Длина рейса с отбором керна не более 10м.

В процессе бурения скважин в целях точной привязки интервалов отбора керна к предполагаемым продуктивным горизонтам, перед их вскрытием производится контрольный замер бурового инструмента.Обязателен отбор призабойного керна. Линейный вынос керна должен быть не менее 60 %.Кроме того предусматривается отбор образцов пород боковым грунтоносом в количестве не менее 40 образцов против предполагаемых продуктивных горизонтов.

Образцы пород, поднятые при бурении скважин, являются первичным фактическим документом, характеризующим разрез скважины.

Проектные интервалы отбора керна указаны в геолого-техническом наряде и они могут быть скорректированы в процессе бурения, по указанию геологической службы в зависимости от отклонения фактического разреза от проектного и других факторов.

В последующих скважинах отбор керна должен производиться с учетом максимального освещения продуктивных горизонтов и интервалы отбора керна в этих скважинах должны быть определены, исходя из фактических данных скважины 1.Проходку с отбором керна в первоочередной независимой скважине №1 предусматривается производить в пермотриасовых отложениях:

1. 
   в неперспективной части- через 150-200м. проходки;
   
2. 
   в перспективной части- составляет 45-50м. или 11,25%.
   

Описание керна, боковых грунтов и шлама производится непосредственно на скважине участковым геологом, одновременно отбираются образцы пород для лабораторного исследования. Керн с признаками нефтегазопроявлений парафинируется, герметично упаковывается и направляется на соответствующий лабораторный анализ. Остальной керновый материал после описания укладывается в специальные ящики и отправляется в кернохранилище.