Разработка месторождения

Коэффициенты пустотности kп нефтенасыщенности kн, а также плотность р и объемный коэффициент 0 получают по лабораторным данным, a kп и kн дополнительно по промыслово-геофизическим материалам.

Площадь F находят по картам (литологическим и мощности нефтенасыщенных пород), эффективную мощность нефтенасыщенной части h - в основном по данным комплекса геофизических исследований скважин с привлечением кернового материала и результатов опробования скважин. По этим же данным определяют положение ВНК, кондиционные значения пустотности и проницаемости.

В результате перемножения рассмотренных выше параметров и коэффициентов получают балансовые запасы нефти. Однако на поверхность извлекается не вся нефть, содержащаяся в залежи. Чтобы получить извлекаемые запасы, нужно балансовые запасы умножить на коэффициент извлечения нефти з, равный отношению извлекаемых запасов к балансовым.

Метод материального баланса. Подсчет запасов нефти методом материального баланса базируется на принципе сохранения материи. Количество нефти, содержащейся в залежи, можно определить путем изучения изменений физических свойств нефти в зависимости от снижения пластового давления в процессе разработки залежи. Добыча нефти, попутного газа и воды из залежи вызывает непрерывное перераспределение этих флюидов вследствие снижения пластового давления. При этом баланс между количеством углеводородов, содержащихся в залежи до начала разработки, и количеством углеводородов, добытых и еще оставшихся в недрах, не нарушается.

Объёмно-статистический метод основан на использовании по истощённому (выработанному) пласту произведения коэффициента нефтеотдачи на коэффициент нефтенасыщения. Это произведение называется коэффициентом использования объёма пор и может быть принято для подсчёта запасов нефти объёмным методом на новых аналогичных по геологическому строению месторождениях, для которых раздельное определение коэффициентов нефтенасыщения и нефтеотдачи затруднительно.

3.3 Запасы нефти и газа

Со времени последнего утверждения в ГКЗ запасов нефти и газа в 1970 году на месторождении Жетыбай пробурено более 300 скважин, получены новые данные, уточняющие строение залежей, их границы, распределение по ним нефтенасыщенной и газо-насыщенной мощности.

В связи с этим для составления проекта разработки рассматриваемых залежей необходимо было произвести переоценку запасов с учетом данных по вновь пробуренных скважинам по состоянию на 1 января 1976 года.

Прежде всего необходимо отметить, что за время после утверждения запасов на месторождении была открыта еще одна нефтяная залежь, связанная с верхней пачкой IV горизонта. Оценка подсчетных параметров этой залежи для определения содержащихся в ней запасов нефти приведены выше, при изложении геологического строения и характеристики залежей IV горизонта.

Увеличение запасов нефти залежи подгоризонта Vб связано с увеличением площади нефтеносности в основном в районе восточной приклинали и юго-восточного крыла, где отметка ВНК, вместо ранее принятой - 1770 м, взята по данным скважины 703, равной - 1779 м. Площадь залежи увеличилась более чем на 407 км² (8,5%), кроме того в том районе рядом скважин (709, 737) вскрыта нефтенасыщенная мощность более 20 м. Так, что частично увеличение запасов осуществлено и за счет некоторого роста средней нефтенасыщенной мощности.

По залежи подгоризонта V в наибольшее увеличение запасов нефти произошло за счет роста средней нефтенасыщенной мощности. Наибольшие изменения имеются в запасах свободного газа.

В основе роста запасов свободного газа по подгоризонту VIIIа+б лежит увеличение на 40% (6,7км2) площади газоносности и среднего значения газонасыщенной мощности на 0,6 м, что составляет 22% от ранее утвержденной.

В целом по месторождению в пределах рассматриваемых горизонтов (IV-XIII), балансовые запасы нефти увеличились на 9,2% (30 млн. т) против утвержденных ГКЗ. Однако следует отметить, что в это число входят запасы нефти залежи IV горизонта (19,3 млн. т), которые в ГКЗ не рассматривались. Таким образом по существу разница состоит 10,7 млн. т или 3,3%.

Сравнительно наиболее благоприятными условиями обладают залежи подгоризонтов Vа и Vб, по которым большая часть запасов нефти связана с нефтяной зоной.

Залежь подгоризонта V в единственная, в которой запасы нефти сосредоточены во всех возможных для нефтегазовых залежей зонах - газонефтяной и водонефтяной, причем в последнем заключена почти половина всех запасов.

За период прошедшей после утверждения запасов нефти и газа (1970-1980 гг.) получен обширный положительный материал, уточняющий представление о геологическом строении залежей и объемах нефти и газа. Так за указанный период на месторождении пробурено 700 скважин, получены новые данные по опробованию скважин. При рассмотрении в 1980 году проекта разработки данного месторождения представленного институтом КазНИПИнефть Центральная комиссия по разработке обязала институт представить в 1981 году проект кондиции в ГКЗ СССР и подсчет балансовых запасов нефти в месторождении Жетыбай. В ЦКЗ Миннефтепрома институтом КазНИПИнефть была выполнена работа по переоценке балансовых запасов нефти и газа. В начале 1981 года КазНИПИнефть совместно с ВНИИ составили проект кондиции.

3.4 Методы подсчета запасов газа

В связи с тем, что условия залегания и разработка газовых месторождений и месторождений нефти с газовой шапкой и растворенным в нефти газом различны, для них применяют различные методы подсчета запасов углеводородов и запасы подсчитывают и учитывают отдельно.

Объемный метод - сущность метода, так же как при подсчете запасов в нефтяных залежах, сводится к определению объема пустотного пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и газовой шапки. Объем газа в залежи в силу физико-химических свойств газа зависит от пластовых давлений и температуры.

Формула подсчета запасов газа объемным методом выглядит следующим образом:

V=Fhkпkгf с0/(z0 сат) (3.3)

где V - начальные запасы газа, приведенные к атмосферному давлению и стандартной температуре; F - площадь газоносности; h - эффективная газонасыщенная мощность пласта, м; kп - коэффициент открытой пористости, доли единицы; kГ - коэффициент газонасыщенности, доли единицы; f - поправка за температуру; с0 - начальное пластовое давление, Па; сат - атмосферное давление, Па; z0- - коэффициент сжимаемости газа.

Площадь газоносности F, газонасыщенная мощность пласта h и коэффициент открытой пористости kn определяют теми же методами, что и при подсчете запасов нефти объемным методом.

Произведение Fhkпkг соответствует объему газа в залежи при ат-мосферном давлении. Объем газа в залежи зависит от пластового дав¬ления о и коэффициента сжимаемости газа z0, которые устанавливают по промысловым с0 и лабораторным zo данным. Поправку на температуру для приведения объема газа к стандартной температуре опре¬деляют по формуле

f=Tст?Тпл =(Т0+tст?T0 +tпл) (3.4)

где Т=293 К; T0 = 273 К; tст = 20°С.

Коэффициент извлечения газа зависит от многих факторов (режима разработки, наличия конденсата, конечного давления в залежи, неоднородности пласта и т.п.) и должен определяться для каждого конкретного случая. В зависимости от условий он колеблется от 65 до 95%.

Точность объемного метода подсчета запасов зависит от количества фактических данных. А так как первые залежи разведуются и разрабатываются небольшим числом скважин (в сопоставлении с их числом на нефтяных залежах), то в зависимости от степени разведанности подсчитанные запасы газа относятся к низким категориям (С), С2). В процессе эксплуатации объемный метод корректируется методом подсчета запасов газа по падению давления.

Метод подсчета запасов свободного газа по падению давления основан на данных изменения пластовых давлений в результате отбора газа за время между двумя наблюдениями, т.е. на использовании постоянной во времени зависимости между отбором газа и падением пластового давления. При отсутствии подошвенных и краевых вод

Vоп=Vдоб (с2 б2)/(с1 б1-с2 б2) (3.5)

где Vоп - запасы газа в пласте, м3; Vдоб - объем газа, добытый в период между наблюдениями, м3; с1и с2 - пластовые давления соответственно на дату первого и второго замеров, Па; б1, б2 - коэффициенты отклонения от закона Бойля-Мариотта при замеренных давлениях.

Данный метод подсчета запасов газа не требует знаний площади, мощности и пористости газоносного пласта, в то же время требует тщательных замеров спл и Vдоб в процессе эксплуатации. В то же время недоучет объема залежи, а в особенности разбитости залежи на отдельные несообщаемые блоки, а также активности краевых вод может привести к большим погрешностям.

Методы подсчета запасов газа, растворенного в нефти, основаны на определении насыщенности нефти газом на дату расчета.

Для подсчета запасов попутного газа, растворенного в пластовой нефти при начальном давлении, находят лабораторным путем объем газа, растворенного в 1 м³ (в 1 г) нефти, приведенный к поверхностным условиям:

V= Qr (3.6)

где Q - количество извлекаемой нефти, т; r - средний газовый фактор (т.е. количество газа, растворенного в нефти при текущем пластовом давлении).

При подсчете запасов попутного газа необходимо иметь среднее пластовое давление в залежи нефти, остаточные извлекаемые запасы на дату подсчета и величины растворимости данного газа в данной нефти на дату расчета при определенном пластовом давлении.

Заключение

Основная цель курсовой работы закрепить и развить знания о предмете «Нефтепромысловая геология», на примере реального нефтегазового месторождения.

Месторождение Жетыбай расположено в Мангистауской области, в 80 км юго-восточнее г. Актау. Структура выявлена в период проведения региональных геолого-геофизических работ 1952-1956 гг. В последующие годы (1956-1960 гг.) проведены сейсморазведочные работы и структурное бурение, детализировавшие строение выявленного поднятия. Поисковое бурение начато в 1959 г. Месторождение открыто в 1961 г. Первооткрывательница - скважина 6.

Нефти всех горизонтов легкие и средние по плотности 830-870 кг/м3, смолистые 4,53-15,5%, высокопарафинистые 17,2-25%, малосернистые 0,2-0,28%. Содержание асфальтенов колеблется от 0,9 до 3,4%. Выход фракций до 300°С от 25 до 42%.

В ходе этой курсовой работы были приведены основные геолого-геофизические характеристики газонефтяного месторождения Каражанбас. Были представлены все этапы и стадии геологоразведочных работ.

Были подробно рассмотрены методы определения объема запаса нефти и газа (объемный метод, объёмно-статистический метод и метод материального баланса - для нефти, и объемный метод, метод подсчета запасов свободного газа по падению давления и методы подсчета запасов газа, растворенного в нефти - для газов).

Список литературы

1. Э.А. Бакиров. Геология нефти и газа. Москва: Недра, 1990 г.

2. Дунюшкин И.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды: учеб. пособие/ И.И. Дунюшкин, И.Т. Мищенко, Е.И. Елисеева. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ», 2004. - 448 с.

3. Мамедов А.И., Айдарбаев А.С. Оптимальное проектирование разработки месторождения // Нефть и газ Казахстана. 1998. №4. С. 42-50.

4. Месторождения нефти и газа Казахстана: Справ. / Э.С. Воцалевский, Б.М. Куандыков, З.Е. Булекбаев и др.; Под ред. А.А. Абдулина и др. - Алматы: РГП ПХВ «ИАЦ геологии и мин. ресурсов РК», 1998. - 327 с.

5. И.Г. Пермяков, Н.Ш. Хайрединов, Е.Н. Шевкунов. Нефтегазо-промысловая геология и геофизика. Москва: Недра, 1986 г.

Размещено на Allbest.ru