Геологическая часть (стр. 3 )

1.7 Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность

Физико-литологические характеристики пород продуктивного пласта Д-I франского яруса (Д3f) Островского месторождения оценивались по данным изучения керна, материалам промыслово-геофизических (ГИС) и гидродинамических исследований (ГДИ) скважин [1].

Открытая пористость (Кп) керна определялась на очищенных от органики и солей образцах путям насыщения их неполярным керосином или моделью пластовой воды по Преображенскому. Всего было выполнено 119 определений пористости, в том числе 56 определений по керну из эффективных нефтенасыщенных интервалов учтённых при расчёте средний значений. Следует отметить, что большой объем определений пористости проводился на образцах, отобранных с одних и тех же отметок. Поэтому, в данной работе значения пористости таких образцов усреднялись, чтобы в каждой точке отбора керн был охарактеризован одним значением пористости. Это помогло избежать завышения степени освещенности исследованиями керна толщин продуктивных пластов. В дальнейшем, количество учтенных образцов подсчитывалось по точкам отбора керна и при статистических расчетах для таких точек отбора использовались осредненные значения.

Проницаемость (Кпр) керна определялась методом нестационарной фильтрации газа в направлении параллельном напластованию. Общий объем исследований проницаемости составил 50 образцов, 47 образцов керна представляли эффективную часть пласта и были учтены при расчете средних значений.

Остаточная водонасыщенность пород оценивалась по содержанию связанной воды, созданной в образцах керна методом центрифугирования. Всего было выполнено 47 определений, по которым и рассчитывались средние значения.

Оценка емкостных свойств пласта Д-I франского яруса (Д3f) по данным ГИС производилась по результатам обработки материалов радиоактивного каротажа. Начальная нефтенасыщенность (Кн) пласта определялась по материалам ГИС методом удельных электрических сопротивлений (УЭС).

Фильтрационные свойства пласта Д-I франского яруса (Д3f) дополнительно оценивались по результатам комплекса гидродинамических исследований (ГДИ) скв. 62 и 72.

Гидродинамические исследования пласта Д-I франского яруса (Д3f) на Островском месторождении проводились ЦНИЛ ОКН методом индикаторных диаграмм (ИД), кривых  восстановления  давления (КВД) и методом прослеживания давления на скважинах №62, 72  и 74 в период их освоения. Современные исследования проводились Мастер» на скважине № 72 методом КВУ в 2011 г.

В табл. 1.4 приведены результаты обработки гидродинамических исследований по Островскому месторождению.

Таблица 1.4

Результаты обработки гидродинамических исследований

скважин Островского месторождения

Пласт	№скв.	Интервал перфорации,  м	Гидропровод-ность, (нефть/вода) мкм2 см/мПа∙с	Доля воды объемная, %	Проницаемость,  мкм2
по КВУ	по КВД
Д-I франского яруса (Д3f)	62	2687-2704	98,1/0	0	-	0,257
72	2760-2767	115,18/0	0	-	0,341
72	2760-2767	42,0	89,8	0,044	-
74	2714-2720	-	0	-	-
Среднее значение проницаемости:	0,044	0,300

Приведенные данные показывают, что оценки проницаемости по корреляционной зависимости и результатам ГДИ (по КВД) достаточно близки к среднеарифметическому значению проницаемости по керну.

Средние значения пористости и нефтенасыщенности пласта Д-I франского яруса (Д3f) в настоящей работе рекомендуется принять по данным ГИС – 19,0% и 95,0,%.

В качестве фильтрационной характеристики продуктивного пласта в настоящей работе рекомендуется среднеарифметическое значение проницаемости, рассчитанное по керновым данным, равное 0,383 мкм2.

1.8 Сводная геолого-физическая характеристика пласта

Сводная геолого-физическая характеристика Островского месторождения приведена в табл. 1.5 [1].

Таблица 1.5

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта  Д-I франского яруса (Д3f) Островского месторождения

Параметры	Единицы измерения	пласт Д-I франского яруса (Д3f)
Категория		В
Средняя глубина залегания кровли,	м	2690
Тип залежи		пластовая сводовая
Тип коллектора		терригенный
Площадь нефтегазоносности	тыс. м2	2435.4
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина	м	7.1
Коэффициент пористости	доли ед.	0.2
Коэффициент нефтенасыщенности пласта	доли ед.	0.93
Проницаемость	мкм2	0.359
Коэффициент песчанистости	д. ед.	0.86
Расчлененность, ед.	доли ед.	3.4
Начальная пластовая температура	0С	69
Начальное пластовое давление	МПа	27.2
Вязкость нефти в пластовых условиях	мПаЧс	3.2
Вязкость нефти в поверхностных условиях	мПаЧс	22.19
Плотность нефти в пластовых условиях	т/м3	0.802
Плотность нефти в поверхностных условиях	т/м3	0.866
Абсолютная отметка ВНК	м	-2529.7

Продолжение таблицы 1.5

Параметры	Единицы измерения	пласт Д-I франского яруса (Д3f)
Объемный коэффициент нефти	доли ед.	1.16
Пересчетный коэффициент нефти	доли ед.	0.862
Содержание серы в нефти	%	1.46
Содержание парафина в нефти	%	4.6
Давление насыщения нефти	МПа	7.49
Газосодержание нефти	м3/т	47.8
Содержание сероводорода (в пластовой нефти)	моль %	отс.
Вязкость воды в пластовых условиях	мПаЧс	0.9
Плотность воды в пластовых условиях,	т/м3	1.1632
Плотность воды в поверхностных условиях	т/м3	1.1937
Сжимаемость нефти	1/МПа·10-4	11.29
Сжимаемость воды	1/МПа·10-4	2.24
Сжимаемость породы,	1/МПа·10-4	5.123
Коэффициент продуктивности	м3/сут/МПа	62.2
Коэффициент вытеснения нефти водой	доли ед.	0.707

1.9 Подсчёт запасов нефти и газа объёмным методом

Объёмный метод подсчёта запасов нефти широко распространён и может быть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разведанности.

Ниже представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на состояние 01 января 2016 г.

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа пласта Д1 Островского месторождения, представлена в табл. 1.6.

Таблица 1.6

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа пласта Д1 Островского месторождения

Параметры	Обозначения	Пласт Д1
Категория запасов		А+В+С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	2435,4
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	7,1
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,2
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,93
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,862

Продолжение таблицы 1.6

Параметры	Обозначения	Пласт Д1
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	22,19
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	,190
Газовый фактор, м3/т	g	47,8
Накопленная добыча нефти из пласта Д1, тыс. т. на 01.01.2016г.	904

Подсчёт балансовых запасов нефти

Для подсчета балансовых запасов нефти объемным методом применяется следующая формула:

Qбал = F ∙ h ∙ m ∙ β ∙ с ∙ θ,  (1.1)

где Qбал – балансовые запасы нефти, тыс. т.

F - площадь нефтеносности, тыс. мІ

h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м

m - коэффициент эффективной пористости нефтесодержащих пород, доли единиц.

β - коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц.

с - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/мі

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

Qбал =2435,4·7,10·0,20·0,930·22,190·0,862=61518,56 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 61518,56 · 0,190= 11688,53 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.

Для подсчета остаточных запасов нефти на 01 января 2016 года, необходимо знать, сколько добыто нефти из пласта в период с 1975 года по 2016 год.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =904,00 тыс. т

Qост. бал. = 61518,56 - 904,0= 60614,56 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 11688,53 - 904,0=10784,53 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 61518,56 · 47,80·=2940587,00 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 11688,53·47,80= 558711,80 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =904,00·47,80= 43211,20 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 60614,56 · 47,80 = 2897376,00 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 10784,53 · 47,80 = 515500,50 тыс. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2016 года представлены в табл. 1.7.

Таблица 1.7

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
61518,56	11688,53	60614,56	10784,53	2940587,0	558711,80	2897376,0	515500,50

ВЫВОДЫ

В административном отношении Островское месторождение расположено на территории Кинель-Черкасского района Самарской области, в 32 км к северо-западу от районного центра Кинель-Черкассы и в 60 км к северо-востоку от областного центра г. Самары.

Осадочный чехол Островского месторождения представлен породами девонского, каменноугольного, пермского, неогенового и четвертичного возраста. Общая вскрытая толщина осадочного чехла изменяется от 2780 м (скв. 73) до 2903 м (скв. 65). Максимальная вскрытая часть пород кристаллического фундамента - 82м.

На Островском поднятии нефтенасыщение по данным ГИС отмечается в пластах Д-I франского яруса (Д3f), ДI/ пашийского и СII, СIII радаевского горизонтов.

Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта Д1 Островского месторождения объёмным методом.