Добавить материал и получить бесплатное свидетельство о публикации в СМИ
Эл. №ФС77-60625 от 20.01.2015
Свидетельство о публикации

Автоматическая выдача свидетельства о публикации в официальном СМИ сразу после добавления материала на сайт - Бесплатно

Добавить свой материал

За каждый опубликованный материал Вы получите бесплатное свидетельство о публикации от проекта «Инфоурок»

(Свидетельство о регистрации СМИ: Эл №ФС77-60625 от 20.01.2015)

Инфоурок / Биология / Рабочие программы / Рабочая программа "Тематическое планирование по спецкурсу: биология абитуриенту"
ВНИМАНИЮ ВСЕХ УЧИТЕЛЕЙ: согласно Федеральному закону № 313-ФЗ все педагоги должны пройти обучение навыкам оказания первой помощи.

Дистанционный курс "Оказание первой помощи детям и взрослым" от проекта "Инфоурок" даёт Вам возможность привести свои знания в соответствие с требованиями закона и получить удостоверение о повышении квалификации установленного образца (180 часов). Начало обучения новой группы: 28 июня.

Подать заявку на курс
  • Биология

Рабочая программа "Тематическое планирование по спецкурсу: биология абитуриенту"

библиотека
материалов

Содержание


Введение 4

  1. Геологическое строение месторождени 5

    1. Сратиграфия 5

    2. Тектоника 7

    3. Морфология 8

    4. Свойства и состав воды 8

  1. Стадии геологоразведочных работ 10

2.1 Региональный этап 10

2.2 Поисковый этап 12

2.3 Разведочный этап 14

  1. Подсчет запасов 16

3.1 Методы подсчета запасов 16

3.1.1 Объемный метод 16

      1. Метод материального баланса 18

3.1.3 Статистический метод 20

Заключение 21

Список используемой литературы 24

Приложения 22




Введение


Нефтегазопромысловая геология — прикладная наука: это отрасль геологии, занимающаяся детальным изучением месторождений и залежей нефти, газа и газоконденсата в начальном (естественном) состоянии и в процессе разработки для определения их народнохозяйственного значения и рационального использования недр. Из этого определения видно, что нефтегазопромысловая геология подходит к изучению месторождений и залежей углеводородов (УВ) с двух точек зрения.

Во-первых, залежи УВ изучаются в статическом состоянии как природные геологические объекты. Целями такого изучения являются технико-экономические обоснование ценности залежи, получение необходимой геолого-промысловой информации для проектирования разработки и геологического обоснования системы и показателей будущей разработки.

Во-вторых, залежи УВ изучаются в динамическом состоянии, так как в них при эксплуатации происходят процессы движения нефти, газа и воды к забоям добывающих и от забоев нагнетательных скважин.

В данной курсовой работе будет расматриваться геологическо-геофизическое строение месторождение нефтянного меаторождения Нуралы. В частности расмотрим такие пункты как: геологическое строение месторождения, геологические стадии разработки местрождения (поэтапно), методы подсчета запасов.

Целью данной курсовой работы является, ознакомление с основами оценивания месторождения, прогнозированием запасов углеводородов, со стадийностью разработки месторождения.


  1. Геологическое строение месторождения


Месторождение Нуралы административно относится к Жездинскому району Карагандинской области Республики Казахстан. Месторождение расположено в юго-восточной части Торгайской низменности (рисунок 1)(см. в приложениях).

В непосредственной близости от месторождения Нуралы (в 5-7 км к северо-западу) расположены месторождения Кумколь, Восточный Кумколь.

В орографическом отношении район представляет собой слабовсхолменную равнину с редкими массивами бугристых песков, осложненную чинками и покрытую типичной для полупустынь ксерофильной растительностью (саксаул, кустарники баялыч, чингиль и т.п.). Абсолютные отметки рельефа составляют 110-130 м над уровнем моря. Относительные превышения 5-10 м. По характеру сейсмичности район месторождения относится к асейсмичным территориям.

Климат района резко-континентальный, с большими сезонными и суточными колебаниями температуры воздуха, дефицитом его влажности и малым количеством осадков. Максимальная температура летом плюс 30-350 С, минимальная зимой - минус 30-350 С. Осадки выпадают неравномерно, главным образом, в зимне-весенний период. Их среднегодовое количество не превышает 150 мм.

Для района месторождения характерны постоянные ветры юго-восточного направления, в зимнее время - метели и бураны.

Водные артерии отсутствуют, имеются лишь небольшие овраги и промоины временных водотоков и солончаки.

Ближайшая река Белеуты, пересыхающая в летний период, протекает в 85 км к северу от месторождения. Обеспечение буровых технической водой производится из специальных гидрогеологических скважин, дающих высокие дебиты воды с минерализацией 0.6-0.9 г/л из отложений сенон-турона с глубины 50-130 м. бная эксплуатация нефтяное месторождение

Месторождение Нуралы было открыто в 1996 г. получением притока газа с конденсатом в скважине №3 Нуралы из отложений дощанской свиты средней юры.

Согласно Проекту пробной эксплуатации на месторождении было пробурено 6 новых скважин (№№11, 12, 13, 14, 116, 133) и проведена переинтерпретация материалов сейсмики 3Д с учетом информации по вновь пробуренным скважинам.

В результате этих работ получены новые материалы, позволяющие уточнить геологическую модель месторождения Нуралы.




1.1 Сратиграфия


В строении района и месторождения участвуют метаморфизованные образования домезозойского фундамента и комплекс осадочных отложений юры, мела, палеогена и неоген-четвертичных, вскрытых на максимальную глубину 3351 м

Породы фундамента сложены серо-зелеными, массивными, гидрослюдисто-каолиновыми глинами, постепенно переходящими вниз по разрезу в сильно дислоцированные и метаморфизованные глины кварц-биотит-плагиоклазового состава.

Отложения мезозой - кайнозоя со значительным угловым и стратиграфическим несогласием залегают на палеозойском складчатом фундаменте. В разрезе осадочной толщи пород принимают участие отложения, начиная от юры и до четвертичных включительно.

На месторождении Нуралы юрская система представлена нижним (J1), средним (J2) и верхним (J3) отделами.

Нижний ритмокомплекс в составе сазымбайской и айболинской свит (нижний отдел) развит за пределами площади месторождения.

Средний отдел в составе дощанской (нижний-средний отделы) и карагансайской свит развит непосредственно на месторождении и на прилегающих к нему бортовых частях Акшабулакской грабен-синклинали.

Дощанская свита (J1-2ds), вскрытая всеми скважинами, представлена песчаниками темно-серыми, разнозернистыми, плохо отсортированными, гравелистыми, а также сильно алевритистыми песчаниками и песчанистыми алевролитами с гравием с прослоями темно-серых аргиллитов. Толщина горизонта от 45 м до 111 м. Коллекторы свиты выделены в продуктивный горизонт Б.

Карагансайская свита (J2kr) представлена темно-серыми аргиллитами, прослоями сильно глинистыми алевролитами, в верхней части переходящими в тонко рассланцованные, обогащенные битумом. Толщина среднего ритмокомплекса в составе обоих свит изменяется от 147 м до 474 м.

Верхний отдел юры представляют две свиты: кумкольская и акшабулакская.

Кумкольская свита (J3km) подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю.

Нижняя подсвита (J3km1) в районе месторождения представлена темно-серыми аргиллитоподобными глинами толщиной от 22 м до 65 м.

Средняя подсвита (J3km2), толщиной от 39 м до 143 м, распространена по всей площади месторождения и представлена двумя горизонтами: нижним и верхним.

Нижний горизонт (J3km21) сложен серыми песчаниками, разнозернистыми, переходящими в гравелитистые песчаники и гравелиты на глинистом цементе. Горизонт содержит прослой темно-серой глины и в кровле представлен песчаником с базальным карбонатным цементом, который является репером.

Верхний горизонт (J3km22) представлен темно-серыми озерными глинами, в разной мере алевритистыми, широко распространенными на территории Арыскумского прогиба.

Верхняя подсвита кумкольской свиты (J3km3) представлена серыми глинами, глинистыми алевролитами, мелкозернистыми песчаниками, слабо-цементированными глинистым цементом и песками, содержит тонкие прослои песчаника с базальным карбонатным цементом.

Общая толщина кумкольской свиты в полном стратиграфическом объеме изменяется от 105 м до 357 м.

Акшабулакская свита (J3a). Верхняя подсвита представлена пестроцветными глинистыми алевролитами и глинами с отдельными прослоями мелко - и тонкозернистого песчаника и алевролита.

Нижняя подсвита. Представлена зеленовато-серого цвета алевролитами с маломощными прослоями мелкозернистых песков и алевролитов.

Общая толщина акшабулакской свиты составляет от 113 м до 257 м.

Меловая система представлена нижним (К1) и верхним (К2) отделами.

Нижний отдел в районе месторождения расчленяется на даульскую свиту неокома, толщу апта - нижнего альба, карачетаускую свиту альба и кызылкиинскую свиту верхнего альб - сеномана.

Даульская свита (К1nc1) расчленяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижнедаульская подсвита (K1nc1) по литологическому составу пород делится на два горизонта: нижний (арыскумский) и верхний.

Арыскумский горизонт (K1nc1ar) распространен повсеместно. Горизонт представлен в полном стратиграфическом объеме и в юго-западной части разделяется на две толщи. Верхняя толща представлена коричневыми алевритистыми глинами и слоем глинистого алевролита. Нижняя толща сложена ритмичным переслаиванием глинистых алевролитов и алевритистых глин. Песчаники мелкозернистые и средне-мелкозернистые, алевритистые, с примесью мелкого гравия, переходят в несцементированные пески. Общая толщина горизонта в пределах площади изменяется от 78 до 117 м.




1.2 Тектоника.


По результатам поисковых сейсморазведочных работ МОГТ 1985-1989 гг. была выявлена моноклинально-блоковая структура Нуралы. Месторождение Нуралы находится в северо-западной части Акшабулакской грабен-синклинали, расположенной в центральной части Южно-Тургайской впадины.

Зона примыкания Акшабулакской грабен-синклинали к Ащисайской горст-антиклинали в районе месторождения осложнена тектоническими разломами второго порядка, которые создают локальные тектонические блоки, к одному из которых приурочено месторождение Нуралы.

Структура Нуралы представляет собой вытянутую в юго-восточном направлении ловушку, разделенную на блоки разрывными нарушениями.

К западному и центральному блоку приурочены продуктивные горизонты дощанской свиты среднеюрских отложений. Центральный блок с запада, востока и севера ограничивается разрывными нарушениями . Размеры центрального блока по замкнутой изогипсе минус 2125 м составляют 4.4 х 1.9 км. По новым данным скважины №№1, 11 расположены в пределах западного блока, ограниченного со всех сторон тектоническими разломами.

Западный блок находится на более высоком гипсометрическом уровне по сравнению с центральным блоком. Размеры поднятия по замкнутой изогипсе минус 2074 м составляют 3.5 х 1.1 км, при амплитуде 25 м.


    1. Морфология



Характерной особенностью залежей является их сложное строение, обу-словленное невыдержанностью коллекторов по площади, наличием в разрезе продуктивных и водоносных песчаных линз. По типу ловушек залежи линзовидные, литологически экранированные, а также стратиграфически и тектонически экранированные.

Глубина залегания продуктивных горизонтов 1730-2050 м. Залежи в юрских отложениях образованы терригенными породами, коллекторы поровые. Нефтенасыщенная толщина коллекторов 2,6—24,2 м, открытая пористость 21—27,6%, проницаемость 0,0031-2,2 м км2.

В строении арыскумской свиты принимают участие гравелиты, песчаники и глинистые алевролиты. Нефгегазонасыщенная толщина 1,4 м. Коллекторы порового типа с открытой пористостью 13—20% и проницаемостью 0,0005—0,62 мкм2. Начальные дебиты нефти в юрских горизонтах (Ю-I, Ю-II, Ю-0) 110,9—149 м3/сут на 7-мм диафрагме при газовом факторе 165--189.9 м3/т. Пластовое давление 17,1—19,6 МПа, температура 81-90° С.

Нефть легкая, плотностью 810—838 кг/м3, содержит 12,1—25,6% па-рафина, небольшое количество серы, смол и асфальтенов. Выход светлых фракций до 300° С от 44 до 58%.

Свободный газ залежей горизонтов Ю-II и Ю-I тяжелый, содержит 37,5-41,8% метана, доля тяжелых углеводородов очень высокая - до 40-51%, сероводород отсутствует.

Продуктивность неокомского горизонта М-II-2 установлена лишь в скв.2. Дебит нефти 34,3 м3/сут на диафрагме 5 мм. Газовый фактор 99 м3/т.

ВНК условно принят на отметке —1640м.

В нефтегазовой залежи горизонта М-II-1 дебит нефти составил 79 м3/сут. Максимальный дебит газа в скв. 2 достигал 118 тыс. м3/сут.

Нефть неокомских отложений легкая, плотностью 800-845 кг/м3, содержит, %: парафин 1.5-21, серу до 0,52, смолы и асфальтены 6-6,5, Содержание светлых фракций до 300° С от 41 до 55%.

Свободный газ по составу тяжелый, этансодержащий, доля тяжелых углеводородов в нем достигает 14-18%, метана 70-83%. Присутствуют сероводород (1,4%), азот (6,3%) и в незначительном количестве углекислый газ.

Попутные газы залежей тяжелые, содержат, %: метан 49,4—63,83, тяжелые углеводороды 30,2—45, азот 2—3,42 и незначительное количество углекислого газа и гелия.

Пластовые воды хлоридно-кальциевого типа, плотностью 1,03— 1,06 г/см3 и минерализацией 63,3—99,4 г/л.




1.4 Свойства и состав воды.


Физико-химические свойства вод месторождения Нуралы представлены анализами воды со скважины №133. Результаты проведенных исследований предоставлены Недропользователем и приведены в таблице 1.1 (см. в приложениях).

Исследования были проведены по определению основных составляющих компонентов, определено количество общего железа и бария, а также плотность вод и рН. Рассчитана суммарная минерализация.

Отличительной особенностью данных вод является довольно высокое содержание ионов бария 581.4-1550 мг/л. Также практически во всех химсоставах присутствует карбонат-ион. Учитывая, что концентрация водородных ионов во всех проанализированных пробах воды не превышает 7.42, т.е. воды характеризуются как нейтральные, карбонаты должны отсутствовать, так как соотношения форм карбонатного равновесия (содержание карбонатов, гидрокарбонатов и угольной кислоты в составе воды) определяет показатель рН. Возможно, содержание вышеуказанных компонентов в данных водах связано с тем, что скважина находилась в освоении и в составе пластовых вод присутствует примесь технологической жидкости.

Воды, анализы которых датируются 31.05.08 и 12.06.08, имеют минерализацию 37 г/л при плотности 1.023 и 1.02775 г/см3 соответственно. По степени минерализации воды относятся к сильносоленым. Для данной минерализации эти воды имеют низкую общую жесткость, которая составляет 36 и 47 мг-экв/л. Коэффициент метаморфизации составляет 0,95 и 0,94, что говорит о возможном изменении солевого состава и соответственно и типа воды. Содержание железа незначительно и составляет 0.2 и 1.0 соответственно.

Остальные два анализа характеризуют воду как слабый рассол с суммарным содержанием солей 52 и 58 г/л. Вода жесткая (255.5 и 252.7 мг-экв/л), железистая (6,73 и 43,17 мг/л). Коэффициент метаморфизации равен 0,72 и 0,75.

Тип воды во всех случаях - хлоркальциевый. Температура проанализированных вод составляет 24.4-26.7оС.

2 Стадии геологоразведочных работ

Геологоразведочный процесс на нефть и газ, продолжающийся от начала поисков месторождений до их открытия и подготовки к разработке, отличается рядом особенностей.

Этот процесс многоступенчатый, предполагающий последовательное проведение взаимообусловленных этапов и стадий с присущими им конечными целями и задачами, очень сложный вследствие применения многочисленных разнообразных методов и исследований (от аэрокосмической съемки до различных геолого-технологических операций в скважинах) , призванных обосновать на обширных территориях изучаемых регионов наиболее перспективные районы поисков, а в их пределах — конкретные объекты для постановки бурения с целью открытия месторождений промышленной значимости.

Поиски и разведка месторождений нефти и газа в указанных направлениях требуют все более широкого применения современных методов геолого-геофизических исследований и обработки получаемой информации, а также бурения все более глубоких скважин с усложненными конструкциями, что естественно, удорожает проводимые работы.

Повышение геолого-экономической эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ зависит от решения как общих задач, касающихся всего рассматриваемого процесса, так и частных задач каждого из его этапов и стадий.

Одним из генеральных направлений при этом является интенсификация поисков и разведки нефти и газа за счет широкого использования достижений научно-технического прогресса. Именно это позволит получать всестороннюю и максимально достоверную информацию меньшим объемом геолого-геофизических и буровых работ. Помимо этого следует также остановиться на путях повышения геолого-экономической эффективности отдельных этапов и стадий нефтегазопоискового и разведочного процесса.

Геологоразведочные работы на нефть и газ подразделяются на три этапа - региональный, поисковый и разведочный. На каждом из них выделяется по две стадии. В пределах одной территории возможно совмещение во времени различных этапов и стадий.




2.1 Региональный этап

  

На этом этапе проводятся региональные геолого-геофизические работы. В соответствии с задачами региональный этап разделяется на две стадии: прогнозирования нефтегазоносности и оценки зон нефтегазонакопления.

 

2.1.1 Стадия прогнозирования нефтегазоносности ,Основным объектом исследований на этой стадии служат нефтегазоносные провинции и их части.

 В процессе исследований решаются следующие задачи:

- выявление литолого-стратиграфических комплексов, структурных этажей, ярусов;

- выявление фациальных зон, определение основных этапов геотектонического развития; тектоническое районирование;

- выделение нефтегазоперспективных комплексов и зон;

 нефтегазогеологическое районирование;

- качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности;

- выбор основных направлений и первоочередных объектов дальнейших исследований.

Для решения перечисленных задач комплексом региональных задач на этой стадии предусматривается:

- дешифрирование материалов аэрофото- и космических съемок регионального и локального уровней генерализации; геологическая, структурно-морфологическая, геохимическая, гидрогеологическая мелкомасштабные съемки и другие исследования;

- аэромагнитная, гравиметрическая съемки масштабов 1:1 000 000, 1:200000; электроразведка в различных модификациях;

- сейсморазведочные работы ГСЗ, КМПВ, МОГТ по системе опорных профильных пересечений;

- бурение опорных и параметрических скважин в узлах опорных профильных пересечений в различных структурно-фациальных условиях.

 

Стадия оценки зон нефтегазонакопления

 

На этой стадии основными объектами исследования являются нефтегазоперспективные зоны и зоны нефтегазонакопления, в пределах которых решаются следующие задачи:

- выявление субрегиональных и зональных структурных соотношений между различными нефтегазоперспективными и литолого-стратиграфическими комплексами; установление  основных закономерностей распространения и изменения свойств пород-коллекторов продуктивных горизонтов и пластов, а также и флюидоупоров; уточнение нефтегазогеологического районирования;

- выделение наиболее крупных ловушек;

- количественная оценка перспектив нефтегазоносности;

- выбор площадей и установление очередности проведения на них поисковых работ.

Типовой комплекс работ на этой стадии аналогичен рассмотренному выше. Но выполняется по более плотной сети наблюдений с укрупнением масштабов исследований до 1:50 000. Значительная роль отводится сейсморазведке, специальным исследованиям по прогнозированию геологического разреза и оконтуриванию аномалий типа залежь (АТЗ), а также бурению параметрических скважин.

2.2 Поисковый этап

 

Поисковые работы направлены на обеспечение необходимых условий для прироста разведанных запасов нефти и газа. Он разделяется на стадию выявления и подготовки объектов для поискового бурения и стадию поиска месторождений (залежей) нефти и газа.

 

Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения

 На этой стадии создается фонд перспективных локальных объектов и оцениваются их ресурсы для выбора и определения очередности их ввода в глубокое бурение.

Стадия подразделяется на подстадии: выявление объектов; подготовка к поисковому бурению.

На подстадии выявления объектов работы ведутся на отдельных площадях в пределах нефтегазоперспективных зон и зон нефтегазонакопления с целью:

- выявления условий залегания и других геолого-геофизических свойств нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов;

- выделения перспективных ловушек;

- количественной оценки ресурсов в выявленных ловушках;

- выбора, объектов и определения очередности их подготовки к поисковому бурению.

Типовой комплекс на этой подстадии включает:

- дешифрирование материалов аэрофото- и космических съемок локального и детального уровней генерализации;

- структурно-геологическую и структурно-геоморфологическую съемки масштабов 1:100 000 и 1:50 000;

- гравиразведку, магниторазведку и электроразведку различных модификаций в тех же масштабах;

- сейсморазведку;

- специализированные работы и исследования по прогнозированию геологического разреза и прямым поискам для выявления объектов – АТЗ.

По этим материалам составляются геологические профили, временные, сейсмогеологические, геоэлектрические и другие разрезы; геолого-геофизические разрезы скважин с выделением продуктивных, маркирующих и опорных горизонтов; структурные схемы по целевым горизонтам с выделением первоочередных объектов для постановки детальных работ; информационная карта по учету выявленных нефтегазоперспективных структур и АТЗ.

Выявленные ловушки служат объектами работ на подстадии подготовки объектов для поискового бурения, проводимых с целью:

- детализации выявленных перспективных ловушек, позволяющей прогнозировать пространственное положение предполагаемых залежей;

- выбора мест заложения поисковых скважин на подготовленных объектах;

- оценки ресурсов на объектах, подготовленных для глубокого бурения;

- выбора объектов и определения очередности их ввода в поисковое бурение.

Для подготовки объектов к поисковому бурению типовой комплекс включает:

- детальную сейсморазведку в масштабах 1:50 000 и 1:25 000 с бурением параметрических скважин до первой жесткой границы;

- детальную электроразведку, высокоточную гравиразведку в тех же масштабах;

- специализированные работы и исследования по прогнозированию геологического разреза и прямым поискам для подготовки АТЗ;

- структурное бурение;

- в исключительных случаях – бурение глубоких параметрических скважин.

На основе этих исследований составляются структурные карты по изученным целевым горизонтам в масштабе съемки с нанесением на них рекомендуемых точек заложения скважин; карты АТЗ, совмещенные со структурными картами по продуктивным или близким к ним горизонтам с указанием значений параметров АТЗ, нанесением контуров предполагаемых залежей и рекомендуемых точек заложения скважин; вертикальные разрезы объектов АТЗ с выделением предполагаемых залежей; прогнозные геолого-геофизические разрезы, характеризующие литологический состав и толщины отложений; схемы распространения параметров, использованных для оценки ресурсов.

 

2.2.2 Стадия поиска месторождений (залежей). Объектами работ на этой стадии являются ловушки, подготовленные для поискового бурения. В соответствии с «Инструкцией по применению Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» основанием для постановки поискового бурения служит наличие подготовленной к нему структуры (ловушки) и подсчитанных перспективных ресурсов категории Сз.

Поисковое бурение может проводиться на разведанных и даже разрабатываемых месторождениях с целью поиска залежей в не вскрытых ранее горизонтах и пластах, продуктивных на других месторождениях.

Задачи на этой стадии сводятся к:

- выявлению в разрезе нефтегазоносных  нефтегазоперспективных комплексов залежей нефти и газа;

- определению геолого-геофизических свойств (параметров) горизонтов и пластов;

- выделению, опробованию и испытанию нефтегазонасыщенных пластов и горизонтов, получению промышленных притоков нефти и газа, установлению свойств флюидов и фильтрационно-емкостных характеристик пластов; подсчету запасов открытых залежей;

- выбору объектов для проведения детализационных и оценочных буровых работ.

Типовым комплексом на стадии поиска месторождений (залежей) предусматриваются:

- бурение, опробование и испытание поисковых скважин;

- геохимические, гидрогеологические и гидродинамические и другие виды исследований скважин в процессе бурения, опробования и испытания;

- геофизические исследования скважин;

- отбор керна, шлама, проб воды, нефтигаза и их лабораторное изучение;

- детализационная скважинная и наземная (морская) сейсморазведка;

- специализированные работы и исследования по прогнозироованию геологического разреза и положения контуров залежей.

Стадия поиска месторождений (залежей), а вместе с ней и поисковый этап завершается или получением первого промышленного притока нефти и газа, или обоснованием бесперспективности изучаемого объекта. Однако в районах с развитой добычей нефти и газа, а также на некрупных объектах на поисковом этапе наряду с задачами поиска могут совместно решаться задачи стадии оценки месторождений (залежей) следующего, разведочного, этапа.

 



2.3 Разведочный этап

 

Этот этап подразделяется на две стадии: оценки месторождений (залежей) и подготовки их к разработке.

 

2.3.1 Стадия оценки месторождений (залежей). Объектами работ на этой стадии служат открытые месторождения и выявленные залежи. В процессе проведения работ решаются следующие задачи:

- установление основных характеристик месторождений (залежей) для определения их промышленной значимости;

- определение фазового состояния УВ залежей;

- изучение физико-химических свойств нефтей, газов, конденсатов в пластовых и поверхностных условиях, определение их товарных качеств;

- установление типа коллекторов и их фильтрационно-емкостных характеристик;

- установление типа залежей;

- определение эффективных толщин, значений пустотности, нефтегазонасыщенности отложений;

- установление коэффициентов продуктивности скважин;

- подсчет запасов;

- разделение месторождений (залежей) на промышленные и непромышленные;

- выбор объектов и этажей разведки, выделение базисных залежей и определение очередности проведения на них опытно-промышленной эксплуатации и подготовки к разработке.

Решение этих задач должен обеспечить следующий комплекс работ:

- бурение, опробование и испытание разведочных скважин с применением с применением методов интенсификации притоков;

- геохимические, гидрогеологические и гидродинамические и другие виды исследований скважин в процессе бурения, опробования и испытания;

- геофизические исследования скважин;

- отбор керна, шлама, проб воды, нефти, газа и их лабораторное изучение;

- детализационная скважинная и наземная (морская) сейсморазведка;

- опытно-промышленная эксплуатация скважин (в районах с развитой добычей при наличии транспорта).

 

2.3.2 Стадия подготовки месторождений (залежей) к разработке

 

На этой стадии объектами работ служат месторождения и залежи, имеющие промышленное значение. Типовой комплекс включает те же работы, что и на предыдущей стадии, а также повторную интерпретацию геолого-геофизических материалов с учетом данных по пробуренным скважинам и проведение детализационных геолого-геофизических работ на площади (сейсморазведка, структурное бурение) и в скважинах (ВСП, СК, электроразведка и т. д.). В ряде случаев предусматривается бурение опережающих добывающих скважин, задачей которых является изучение добывных возможностей залежей и эффективности применения различных систем и технологий воздействия на залежь.

Таким образом, на разведочном этапе решается общая задача подготовки промышленных месторождений (залежей) к разработке. Производятся определение, геометризация и оценка достоверности значений геолого-промысловых и подсчетных параметров с целью подготовки исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти и проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Разведочный этап завершается подсчетом запасов нефти и газа по категориям С1 и частично С2 и оценкой экономической эффективности проведенных работ.

















3 Подсчет запасов


3.1 Методы подсчета запасов


3.1.1 Объемный метод .Объемный метод основан на определении объема порового пространства пород-коллекторов, насыщенного нефтью. Подсчет запасов нефти производится по каждому подсчетному объекту отдельно. В качестве последнего принимается продуктивный пласт, имеющий непроницаемые кровлю и подошву и содержащий одну залежь с единым ВНК (ГВК). Если в процессе разработки в первоначальном объекте подсчета будет выделено несколько объектов разработки, то им должны соответствовать при пересчете запасов новые подсчетные объекты. Когда в пределах подсчетного объекта выделяется несколько категорий запасов, то запасы следует подсчитывать по каждой категории в отдельности. Запасы подсчетного объекта в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Формула подсчета извлекаемых запасов нефти объемным методом имеет следующий вид:

Запасы нефти объемным методом рассчитываются по формуле


hello_html_21ec7d99.gif (3.1)


Где, hello_html_m7991975b.gif - извлекаемые запасы нефти, т;

hello_html_m5b9b30f8.gif- площадь нефтеносности, га;

h - эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, м;

hello_html_m5cb22620.gif - коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;

hello_html_342c4ea8.gif- коэффициент извлечения нефти, доли единицы;

hello_html_m29eb0601.gif - плотность разгазированной (товарной) нефти, т/м3;

hello_html_m1050a0b2.gif - пересчетный коэффициент;

hello_html_m7c646430.gif - коэффициент извлечения нефти.


В залежах, разбуренных сеткой добывающих скважин и приуроченных к пластам с сильной литолого-фациальной изменчивостью, рекомендуется выделять зоны высоко- и низкопродуктивных пород. Подсчет запасов по этим зонам следует вести раздельно, так как они отличаются коэффициентами извлечения нефти. Средняя эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта h определяется по соответствующим картам внутри контура запасов каждой категории и вычисляется как средняя взвешенная по площади:

hello_html_47c9a685.gif (3.2)

Где hello_html_47e172a.gif — среднее значение мощности двумя соседними изопахитами; hello_html_4877d45f.gif — площадь между двумя соседними изопахитами.

Для определения объема порового пространства объем нефтенасыщенной части пласта-коллектора hello_html_m4f1fdd1a.gif умножают на среднее значение коэффициента открытой пористости hello_html_342c4ea8.gif.

Существует несколько вариантов расчета средних значений открытой пористости по залежам в зависимости от того, каким образом определен параметр—по керну или по промыслово-геофизическим данным.

Когда открытая пористость определена по промыслово-геофизическим данным, предварительно вычисляют среднее значение этого параметра по скважинам путем взвешивания открытой пористости каждого проницаемого прослоя внутри пласта по мощности прослоя:


hello_html_m519b0950.gif (3.3)


Средняя открытая пористость по залежи зависит от равномености скважин и особенностей строения продуктивного пласта. При равномерном расположении скважин среднее значение по залежи определяется как средняя арифметическая величина из средних значений по скважинам. В случае неравномерного расположения скважин составляется карта значений открытой пористости и среднее значение определяется взвешиванием по площади. Если в продуктивном пласте наблюдается закономерное соответствие высоким значениям эффективной мощности высоких значений открытой пористости и наоборот, то составляется карта произведений hello_html_m1fa41152.gif

Среднее значение открытой пористости залежи вычисляется путем взвешивания этого параметра по объему коллекторов залежиhello_html_61a01c7d.gif


hello_html_46cb036a.gif (3.4)


Для того чтобы определить объем нефти, содержащейся в залежи в пластовых условиях, нужно объем порового пространства умножить на коэффициент нефтенасыщенности hello_html_m5cb22620.gif. При расчете средних значений коэффициента нефтенасыщенности применяют те же способы, что и при вычислении средних значений открытой пористости.

Нефтенасыщенность переходной зоны определяется как средняя арифметическая величина между нефтенасыщенностью в зоне предельного насыщения и на границе залежи.

Для определения количества нефти, содержащейся в залежи, полученный объем hello_html_m219eabab.gif нужно умножить на плотность нефти рн, величина которой берется равной средней арифметической по скважинам.

Для приведения объема пластовой нефти к объему сепарированной нефти в формулу подсчета запасов вводится пересчетный коэффициент hello_html_m1050a0b2.gif.

В результате перемножения рассмотренных выше параметров и коэффициентов получают величину балансовых запасов нефти. Однако на поверхность извлекается не вся нефть, содержащаяся в залежи. Чтобы получить величину извлекаемых запасов, нужно балансовые запасы умножить на коэффициент извлечения нефти tj, равный отношению извлекаемых запасов к балансовым. Величина коэффициента извлечения нефти зависит от вязкости нефти, проницаемости, плотности сетки скважин, неоднородности коллекторов и других параметров. Для залежей, выходящих из разведки с запасами до 50 млн. т, при определении коэффициента извлечения нефти пользуются Временным методическим руководством. При больших запасах коэффициент извлечения рассчитывают на основе технико-экономического обоснования (ТЭО).

Объемный метод подсчета запасов нефти является основным. Он применим для подсчета запасов нефти в недрах при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов.



3.1.2 Метод материального баланса. Он основан на изучении изменений физического состояния нефти и газа и их фазового соотношения в пласте в зависимости от изменения пластового давления в процессе разработки.

На принципе материального баланса основана целая группа методов подсчета запасов нефти и газа залежей, рассматриваемых в качестве динамических моделей. Последним обстоятельством определяется выбор подсчетного объекта. Таким объектом должна быть вся залежь как единая гидродинамическая система, либо изолированные друг от друга поля и блоки. Это требование накладывает определенные ограничения на применимость различных способов, основанных на принципе материального баланса. Они наиболее достоверны в тех случаях, когда дренируется весь объем залежи.

При подсчете запасов нефти методами, основанными на принципе материального баланса, предъявляется ряд требований к изученности залежей. На залежи обосновывается и рассчитывается режим работы, определяется степень разбуренности и эксплуатационные характеристики, обосновывается расчетный вариант, выбирается объект и устанавливаются даты подсчета по вариантам, определяются данные за период с начала разработки на каждую дату подсчета.

Различия методов, основанных на принципе материального баланса, обусловлены режимами работы залежей. Для каждого режима характерно проявление тех видов энергии пласта, которые в соответствии с особенностями строения залежи и насыщающих его флюидов определяют продвижение нефти и газа к забоям скважин.

За основу вывода уравнения материального баланса принимается одно из двух следующих положений:

1. постоянство суммы добытых и оставшихся в недрах углеводородов (сохранения материи);

2. постоянство объема пор, первоначально занятых нефтью и газом.


Формула для подсчета запасов нефти имеет следующий общий вид:


hello_html_a86674b.gif (3.5)


Где, Q – балансовые запасы нефти, т;

Qн – накопленная добыча нефти, т;

b1 – двухфазный объемный коэффициент совместно пластовой нефти и газа, учитывающий изменение единицы объема нефти при контактном методе ее использования путем снижения давления от p0 до p;

b0 – однофазный пластовый коэффициент пластовой нефти на начало разработки;

rp – средний газовый фактор за период добычи Qн объемов нефти, отнесенный к стандартным условиям;

r0 – число объемов газа, растворенного в одном объеме нефти при среднем начальном пластовом давлении;

hello_html_m2fa2cb1c.gifобъемный коэффициент пластового газа при давлении p на дату расчета,

hello_html_50a56fc3.gifобъемный коэффициент пластового газа при давлении p0 на начальную дату;

δ – отношение объема газовой шапки (в пластовых условиях) к объему нефти с растворенным в ней газом;

W – количество вошедшей в пласт воды в объемных единицах за период падения давления от p0 до p (при стандартных условиях);

ω – количество добытой воды в объемных единицах за период падения давления от p0 до p (при стандартных условиях).

Точность материального баланса в значительной мере зависит от качества и регулярности наблюдений за отборами нефти, газа и воды, а также за изменением пластового давления.

К недостаткам метода материального баланса относятся следующие недостатки:

1) не учитываются изменения свойств флюидов и породы в пласте;

2) не рассматриваются динамические эффекты движения флюидов внутри системы.

Подсчет запасов нефти методом материального баланса в настоящее время применяется редко, т.к. удовлетворительную точность дает лишь на месторождениях с неэффективными режимами. При водо- и газонапорном режимах (когда пластовое давление практически не снижается) метод вообще не применим, при упруго-водонапорных точность его крайне низкая. Для эффективного использования метода необходимо существенное повышение точности определения и расширения круга параметров, входящих в формулу подсчета. В настоящем состоянии метод материального баланса может успешно использоваться только для подсчета остаточных запасов нефти сильно истощенных залежей со смешанными режимами.


3.1.3 Статистический метод ,Статистический метод заключается в изучении кривых падения дебита в скважинах. Построение этих кривых основано на обобщении статистического материала за предшествующее время и на экстраполяции полученных закономерностей на будущее до значений минимального предельнои допустимого дебита. По кривым графическим либо расчётным путём определяют извлекаемые запасы залежи.

Основным недостатком метода является то, что построение кривыхведётся на основе прошлого, и для расчёта добычи в будущем приходится экстраполировать кривые, перенося тем самым автоматически на будущее дефекты прошлой эксплуатации. Кроме того, при экстраполяции кривых обычно не учитываются методы рационализации эксплуатации скважин в настоящем или будущем по сравнению с прошлым.

Применение данного метода возможно после достаточно длительной разработки. Статистический метод даёт гораздо более достоверные результаты при подсчёте запасов нефти, чем метод материального баланса, поскольку необходимые для расчёта показатели разработки достаточно легко, точно и регулярно определяются в процессе эксплуатации. Кроме того, применение статистического метода не ограничивается режимом работы залежи. Он применим при любом воздействии на пласт.













Заключение

Подводя итог, можно судить, что значение нефтегазопромысловой геологии состоит в обобщении и анализе всесторонней информации о месторождениях и залежах нефти и газа как объектах народнохозяйственной деятельности с целью геологического обоснования наиболее эффективных способов организации этой деятельности, обеспечения рационального использования и охраны недр и окружающей среды.

Современные геофизические метод дают возможность без труда, с точность производить измерения в любых условиях. Благодаря этим методам, на данный момент, иследованны большинство крупнейших месторождений мира, что доказывает необходимость изучения и развитие геофизики, как прикладной так и научной.

Результатом проведенной работы можно считать полученные знания о методике изучения месторождения, о работах проводимых при разработке месторожления, способы подсчета , а так же прогнозирования запасов углеводородов.



Приложения





image004

Рисунок 1 Газонефтяное месторождение Нуралы (по Т. И. Бадоеву и др., 1990 г.).

Структурные карты по кровле продуктивных горизонтов: а — Ю-I-2, б — М-II-1; в — геологический профиль по линии II; г - разрез продуктивной части отложений. 1 выход фундамента на поверхность продуктивных горизонтов; 2 — зоны литологического замещения коллекторов; контуры: 3 — нефтеносности, 4 — газоносности









Таблица 1.1 Физико-химические свойства воды со скважины №133.



Показатели

Скв. №133

Скв. №133

Скв. №133

Скв. №133

Интервал перфорации, м

2274-2278.5

2274-2278.5

-

2210-2220

Дата исследования

31.05.2008

04.06.2008

05.06.2008

12.06.2008

Плотность, г/см3

1.023

1.031

1.037

1.02775

Концентрация водородных ионов, рН

7.23

5.94

6.3

7.42

Содержание кальция, мг/л

601.2

4749.45

4809.6

740

Содержание магния, мг/л

72.9

224.93

154

120

Содержание суммы натрия и калия, мг/л

13804.6

15102.23

17411.57

13302.83

Содержание хлоридов, мг/л

22507

32242.3

35736.67

21924.50

Содержание сульфатов, мг/л

-

-

-

184.03

Содержание карбонатов, мг/л

Отс.

71.25

1

82.50

Содержание гидрокарбонатов, мг/л

91.5

175.6

116.9

195.20

Суммарная минерализация, мг/л

37077.2

52565.76

58229.8

37365.10

Содержание общего железа, мг/л

0.2

6.73

43.17

1.0

Содержание бария, мг/л

581.4

1550.05

916.7

812.95

Общая жесткость, мг-экв/л

36

255.5

252.7

47

Тип воды по Сулину

Cl-Ca

Cl-Ca

Cl-Ca

Cl-Ca



















Список используемой литературы:

  1. http://oilloot.ru/

  2. http://neftsearch.ru/

  3. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. «Нефтегазопромысловая геология»

  4. Абрикосов И.Х., Гудман И.С. «Нефтепромысловая геология»

  5. Бакиров А.А. «Геология нефти и газа»

  6. Бакиров А.А. «Геология и геохимия нефти и газа»












Подайте заявку сейчас на любой интересующий Вас курс переподготовки, чтобы получить диплом со скидкой 50% уже осенью 2017 года.


Выберите специальность, которую Вы хотите получить:

Обучение проходит дистанционно на сайте проекта "Инфоурок".
По итогам обучения слушателям выдаются печатные дипломы установленного образца.

ПЕРЕЙТИ В КАТАЛОГ КУРСОВ

Автор
Дата добавления 08.01.2016
Раздел Биология
Подраздел Рабочие программы
Просмотров229
Номер материала ДВ-315947
Получить свидетельство о публикации
Похожие материалы

Включите уведомления прямо сейчас и мы сразу сообщим Вам о важных новостях. Не волнуйтесь, мы будем отправлять только самое главное.
Специальное предложение
Вверх