ФНГ / РЭНГМ / Курсовая работа по дисциплине: «Промысловая геология» на тему: «Подсчет запасов нефти Акташскойплощади»
(автор - student, добавлено - 28-01-2013, 12:47)
СКАЧАТЬ:
Глава 1. Литология и стратиграфия А) Стратиграфия: Система: Девонская (D) Отдел: Верхний (D3) Ярус: Франский (fr) Горизонт: Кыновский, Пашийский Б) Литология: В результате детальной корреляции одиннадцати скважин Акташской площади выделено 8 пластов коллекторов. (Приложение 1). Пласт – коллектор «Д» представлен кондиционными коллекторами: песчаником (скв.5), глинистым песчаником в скв(7, 9)алевролитом (скв.10)., глинистыми коллекторами: глинистым алевролитом (скв.2). Выделена зона слияния с пластом коллектора «г» (скв.7, 5).Максимальная толщина песчаника достигает до 8 м (скв. 5),. Глинистый песчаник до 8м(скв.7), минимальной – 1м (скв. 9). В скважинах 1, 3, 4, 6, 8, 11 по пласту «д» нет информации. Пласт – коллектор “г” представлен кондиционными коллекторами: песчаником (скв.1, 3, 4) максимальная толщина песчаника достигает до 8 м (скв. 1), минимальной – 1м (скв. 4); глинистыми песчаниками(скв. 2, 5, 6, 7 ,8, 9, 10, 11) максимальная толщина достигает до 14 м (скв. 5), минимальной – 4м (скв. 9, 10). Пласт – коллектор “в” представлен кондиционными коллекторами: глинистым песчаником (скв.2, 3, 4 ,5), выделена зона слияния с пластом коллектора «г» (скв.3) максимальная толщина достигает до 3 м(скв.3), минимальная до 1м (скв.2) ;глинистыми коллекторами: глинистым алевролитом(скв.1, 7, 9, 10),макимальной толщина до 1,5м, минимальной до 1 м.В скважинах 6,8,11 коллекторами не являются. Пласт – коллектор “б3” представлен кондиционными коллекторами: глинистыми песчаниками (скв.1, 2, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11), , в скважине 2, пласт коллектора б3 неоднозначен по литологии; в верхней части представлен песчаником, в нижней части алевролитом; максимальной толщиной до 4м(скв.2, 11), минимальной 1м(скв.7);песчаниками (скв.3,4) максимальная толщина – 3м, минимальная толщина -1,5м. В скважинах (5, 6, 8, 9, 10) есть зона слияния с пластом коллектора «а+б1+б2». Пласт – коллектор “б2” представлен кондиционными коллекторами: гл.песчаниками (скв1, 2, 5, 6, 7, 8, 9,10, 11) максимальная толщина – 2,5 м(скв.6,9,10),а минимальная -1,5 (скв.2,11); песчаниками (скв.3, 4) максимальная толщина – 2м(скв.4), минимальная толщина- 1,5м(скв.3); Выявлена зона слияния с пластом “б1”(скв.6),“б2” (скв.4) и зона слияния с пластами “б1+б2“(скв.8,9,10,11). Пласт – коллектор “б1” представлен кондиционными коллекторами: глинистыми песчаниками (скв1,2,5,6,8,9,10,11) с толщиной до-2м(скв.6,8);также пласт “б1” представлен глинистыми коллекторами: глинистыми алевролитами (скв.3) толщиной- 2м.. Выявлена зона слияние с пластом “а”(скв.2), “б2”(скв.1) и слияние с пластами “а”+“б2”+“б3” (скв.5,6,8,9,10,11). В скважинах 4 и 7 не являются коллекторами. Пласт – коллектор “а” представлен кондиционными коллекторами: глинистыми песчаниками (скв1,2,5,8,9,10,11) с толщиной – 2м.,алевролитом(скв.6) толщина 1 м;также пластпредставлен глинистыми коллекторами: глинистый алевролит(скв.4,7) толщиной- 2м. Выявлены зоны слияния с пластами: “б1”(скв.2), “б1+б2+б3”(скв.5,8,9,10,11). Пласт – коллектор “Д0” представлен: кондиционными коллекторами: песчаниками(скв.2,3,4,5,6,7,8,9,10,11) максимальная толщина до - 6м, минимальная до – 3 (скв.2); в скважине 1 пласт “Д0” неоднороден по литологии: в верхней части – глинистый алевролит, в нижней – глинистый песчаник; в скважине 3 выделен глинистый прослой толщиной – 2 м. Подсчетный объект В качестве подсчетного объекта выделен пласты коллектора Д0 ”. Он представлен : В скв.2,3,4,5,6,7,8,9,10,11 пласт коллектор представлен песчаником. В скв.1 пласт неоднороден по литологии: в верхней части – глинистый алевролит, в нижней – глинистый песчаник; Выявлен глинистый прослои:(скв.3).В скважинах 1,2,4,5,6,7,8,9,10,11 глинистые прослои отсутствует. а) αсп меняется от 0,7 (скв.8) до 1 (скв.2,4,5,6,7,9,10,11) (Приложение 5). б) Карта общей толщины h0 (Приложение 7). Общая толщина меняется от 2,8м (скв.2) до 6,6м (скв.3). Наблюдается закономерное уменьшение общей толщины от 6,3м до 3,2м по линии скважин 7-11 в юго-восточном направлении. в) Карта эффективной толщины hэф (Приложение 7). Эффективная толщина меняется от 2,8м (скв.2) до 6,6м. (скв.3). Зона относительно низких значений оконтуриваетсяизопахитой3м., а относительно высоких – 6м. д) Карта надстилающей покрышки hн (Приложение 7). Толщина надстилающей покрышки меняется от 8,8м (скв4.) до 11,6м (скв.10,11). Низкие значения установлены в скв.4. Это зоны возможных перетоков в нижележащий пласт – коллектор. г) Карта подстилающей покрышки hпп(Приложение 7). Толщина подстилающей покрышки меняется от 0,8м (скв.1) до 5м (скв.11). Низкие значения установлены в скв.1. Это зоны возможных перетоков в нижележащий пласт – коллектор. д) Карта открытой пористости Коп(Приложение 8). Значения Коп меняются от 0,194 (скв.8) до 0,266 (скв.2,4,5,6,7,9,10,11). Наблюдается увеличение Коп в юго-восточном направлении по линии скважин 8-11 и северо-восточном направлении по линии скважин 3-7. ВНК предполагается горизонтальный с абсолютной отметкой – 1527м. Подсчетный объект находится нефтяной зоне пласта. Глава 2. Тектоника По кровле пласта – коллектора (Приложение 6) выявлена антиклинальная складка, по замкнутой стратоизогипсе -1504м. Высота складки 4,6м. Длина складки 0,5км, ширина складки 0,35км. Максимальная абсолютная отметка кровли -1508,64м (в скв.10). Минимальная -1501,69м(в скв.5). Ядро складки расположено в районе скв.10 и оконтуриваетсястратоизогипсой -1508м. Тип складки: 1. по соотношению длины и ширины: мульда; 2. по форме замка и характеру крыльев: изоклинальная. Структура подошвы (Приложение 6) наследуется от кровли и представляет собой мульду, косую изоклинальную антиклинальную складку, оконтуриваемуюпо замкнутой стратоизогипсе -1508м. Высота складки 4,64м. Длина складки 0,75км, ширина складки 0,66км. Максимальная абсолютная отметка подошвы -1503,85м (в скв.7). Минимальная абсолютная отметка подошвы -1512,64м (в скв.10). Ядро складки также расположено в северо-восточном районе в скв.10 и оконтуриваетсястратоизогипсой -1512м. Следует отметить, что наблюдается соответствие пласта кровли и подошвы в районе скв.4,5,6,7,8,9,10,11, из чего следует, что скважины рекомендуются для методов увеличения нефтеотдачи. Глава 3. Нефтегазоносность А) Карта нефтенасыщенностиКн(Приложение 9). ЗначенияКн меняются от 0,675 (скв.7) до 0,84 (скв.4). Линия низких значенийКноконтуривается изолинией 0,7. Б) Карта эффективной нефтенасыщенной толщины hэн(Приложение 7). Значения hэн меняются от от 2,8м (скв.2) до 6,6м (скв.3). Зона относительно низких значений оконтуриваетсяизопахитой 3м, а относительно высоких – 6м. В) Схема обоснования ВНК (Приложение 2). 1) Нефтеносные пласты Д0, а,б1, б2,б3. 2) ВНКз пересекает пласт – коллектор “в”; 3) полностью водоносные пласты г, д. ВНК предполагается горизонтальный с абсолютной отметкой – 1527м. Подсчетный объект находится нефтяной зоне пласта. Глава4. Обоснование подсчетных объектов А) площадь нефтеносности F составляет: кондиционных коллекторов - 970833 м2; Б) hэнобоснована как средневзвешенная по площади, так как: 1. не выявлены статистические связи с пористостью и нефтенасыщенностью; 2. наблюдается большой разброс значений; 3. неравномерная сетка скважин; 4. выявлены неодинаковые по площади зоны относительно высоких и относительно низких значений параметра hэн. В) Копобоснована как средневзвешенная по площади: 1. не выявлены статистические связи с эффективной нефтенасыщенной толщиной и нефтенасыщенностью); 2. наблюдается большой разброс значений; 3. неравномерная сетка скважин; 4. выявлены неодинаковые по площади зоны относительно высоких и относительно низких значений параметра Коп. Г) Кнобоснована как средневзвешенная по площади: 1. не выявлены статистические связи с пористостью и эффективной нефтенасыщенной толщиной); 2. наблюдается большой разброс значений; 3. неравномерная сетка скважин; 4. выявлены неодинаковые по площади зоны относительно высоких и относительно низких значений параметра Кн. Д) плотность нефти в пластовых условиях принята ρстθ=0,85 т/м3; Е) проектируется коэффициент нефтеизвлечения η=0,4 в кондиционных коллек торах на Ромашкинском месторождении, а для глинистых коллекторов η=0,2. Глава5. Подсчет запасов нефти Подсчет запасов был подсчитан объемным методом по формуле: Qб(кк)=F*hн*Коп*Кн*ρ*θ где: F – площадь нефтеносности; hэн – средневзвешенное значение hн по площади; Коп – средневзвешенное значение Коп по площади; Кн – средневзвешенное значениеКн по площади; ρ*θ – плотность нефти в пластовых условиях. Для подсчета Qб найдем средневзвешанные значения (hн)S, (Коп)S, (Кн)S 1) Найдем значения (hэн)S для кондиционных коллекторов: (hэн)S=4,34м; 2) Найдем значение (Коп)S для кондиционных коллекторов: (Коп)S=0,26 3) Найдем значение (Кн)Sдля кондиционных коллекторов: (Кн)S=0,79 Площадь нефтеносности кондиционных коллекторовFкк=970833м2. Отсюда: Qб=970833*4,34*0,26*0,79*0,85=735620,16т. Подсчет извлекаемых запасов нефти в кондиционных коллекторах (Qизвл) найдем по формуле: Qизвл=Qб*η где: Qб – балансовые запасы нефти; η – коэффициент нефтеизвлечения. Qизвл=735620,16*0,4=294248,06т. Запасы в кондиционных коллекторах отнесены к категории А, так как находятся длительное время в разработке. Глава6. Графические приложения 1. Схема детальной корреляции разрезов скважин; 2. Схема обоснования ВНК; 3. Геологический разрез; 4. Схема расположения скважин; 5. Карта αсп; 6. Структурные карты по кровле и подошве подсчетного объекта; 7. Карты изопахит: общей, эффективной нефтенасыщенной, эффективной, кондиционных коллекторов, подстилающей и надстилающей покрышки; 8. Карта открытой пористости; 9. Карта нефтенасыщенности; 10. Корреляционные зависимости между подсчетными параметрами; 11. Подсчетный план с таблицей данных подсчетных параметров по скважинам, структурой запасов и средними подсчетными параметрами по подсчетномуобъекту в целом. |
|