Автор работы: Пользователь скрыл имя, 24 Декабря 2014 в 14:38, курсовая работа
Гидрографическая сеть представлена реками Эмба и Атжаксы, которые относятся к бассейну Каспийского моря. Эти реки по условиям режима с резко выраженным преобладанием стока в весенний период. Река Атжаксы, протекающая с севера на юг, делит все месторождение на два приводораздельных склона с небольшим уклоном. Являясь притоком реки Эмба, река Атжаксы не имеет постоянного водотока, в летний период пересыхает. Ее бассейн, представленный балками и оврагами, наполняется водой лишь в весеннее время и на формирование грунтовых вод существенного влияния не оказывает. Река Эмба протекает в 2-14 км к юго-западу от месторождения.
Следовательно, подсчет запасов нефти методом материального баланса базируется на принципе сохранения материи применительно к залежам УВ.
3.2 Статистический метод (метод кривых) подсчета запасов нефти
Статистический метод заключается в изучении кривых падения дебита в скважинах. По кривым графическим либо расчётным путём определяют извлекаемые запасы залежи.
Основным недостатком метода является то, что построение кривых ведётся на основе прошлого, и для расчёта добычи в будущем приходится выправлять 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.
3.3 Объемный метод подсчета запасов нефти
Этот метод является основным и основан на определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти или их части. Он применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов.
Если внутри продуктивного пласта (горизонта) выделено два или более проницаемых пропластков (пластов), отличающихся друг от друга коллекторскими свойствами, то запасы подсчитываются по каждому их них в отдельности.
Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы подсчитываются по каждой категории в отдельности.
Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.
Для подсчета запасов нефти применяют формулу:
где - балансовые запасы нефти, тыс. т;
F – площадь нефтеносности, тыс. м2;
- средневзвешенная нефтенасыщенн
– коэффициент открытой пористости, доли ед.;
- коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;
q - пересчетный коэффициент, доли ед.;
– плотность нефти в поверхностных условиях, доли ед.;
- извлекаемые запасы нефти, тыс. т;
h - коэффициент нефтеотдачи, доли ед.;
b – объемный коэффициент пластовой нефти, доли ед.
Площадь нефтеносности контролируется внешним контуром нефтеносности и границами распространения проницаемых прослоев.
Контуры распространения запасов отдельных категорий переносят с подсчетных планов на карты эффективных и нефтенасыщенных толщин, на основе которых рассчитывают и. Подсчетные планы составляют на основе структурной карты по кровле проницаемой части продуктивного пласта.
Эффективная нефтенасыщенная то
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина определяется внутри контура запасов каждой категории и вычисляется как средневзвешенная по площади.
Для определения объема порового пространства объем нефтенасыщенной части пласта-коллектора и h н умножают на среднее значение коэффициента открытой пористости .
Для определения объема нефти, содержащейся в залежи в пластовых условиях, необходимо объем порового пространства умножить на коэффициент нефтенасыщенности k н .
Для определения количества нефти, содержащейся в залежи, полученный объем умножаем на плотность нефти r н.
В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значение пересчетного коэффициента q (q = 1 / b), учитывающего усадку нефти.
В результате перемножения рассмотренных параметров и коэффициентов получают балансовые запасы нефти.
Для получения извлекаемых запасов нефти необходимо балансовые запасы умножить на коэффициент нефтеотдачи h, равный отношению извлекаемых запасов к балансовым.
Достоверность используемых запасов газа предопределяет точность прогнозируемых показателей разработки. Достоверность запасов газа зависит от стадии изученности залежи. На ранней стадии изученности месторождения запасы определяют объемным методом по данным ограниченного числа разведочных скважин. В большинстве случаев по этим запасам составляют технико-экономическое обоснование (ТЭО) целесообразности разработки залежи или «Технологическую схему разработки» месторождения на 1–3 года. За это время бурят дополнительное число разведочных и эксплуатационных скважин, позволяющих доразведовать залежь и подготовить необходимый объем информации для проектирования разработки залежи. Однако существующие методы подсчета запасов газа, газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений даже по истечении периода опытно-промышленной эксплуатации не позволяют с нужной точностью определить извлекаемые запасы газа. К наиболее часто встречаемым факторам, влияющим на точность определения запасов газа, относятся: неоднородность залежи по разрезу и по площади; анизотропия пластов, наличие литологических экранов, положение контакта газ – вода или газ – нефть при наличии нефтяной оторочки, конфигурация контура газоносности, эффективная газонасыщенная толщина, насыщенность пористой среды газом, водой, нефтью; порог подвижности флюидов и т.д.
В принципе достаточно высокую точность оценки запасов газа существующими методами можно гарантировать только для высокопористого, однородного высокопроницаемого пласта с известными контуром газоносности и положением газоводяного (газонефтяного) контакта. Таких месторождений в мире практически нет. Поэтому из-за неточности множества параметров, используемых при подсчете запасов газа на любом газовом, газоконденсатном и газонефтяном месторождении, подсчет запасов производится неоднократно по мере накопления новых данных, указывающих на неточность принятых в проекте запасов газа. Такие ошибки естественны (независимо от объема накопленного материала) в процессах доразведки и разработки месторождений.
Учет же параметров — фильтрационных свойств каждого пропластка (параметр анизотропии; порог подвижности газа и жидкости в каждом пропластке; фазовые проницаемости; запасы высоко- и низкопористых и высоко- и низко- проницаемых пропластков, капиллярные и гравитационные силы; темпы отбора газа из залежи; вскрытие пласта; последовательность залегания пропластков и т.д.) повысит точность определяемых запасов.
Основной недостаток объемного метода заключается в том, что при подсчете запасов газа не только не учитываются фильтрационные параметры, но и исключаются из подсчета запасов низкопористые и низкопроницаемые пропластки. При этом нижний предел пористости принимается без учета реальных возможностей таких пропластков участвовать в процессе истощения залежи. В настоящее время значения нижнего предела пористости и проницаемости про-пластков, которые не следует включать в подсчет запасов газа объемным методом, не регламентированы. Поэтому при подсчете запасов газа объемным методом разные территориальные геологические управления принимают разные значения нижних пределов низкопористых и низкопроницаемых пропластков. Общеизвестно, что имеются пласты с достаточно высокой пористостью, но весьма низкой проницаемостью и наоборот. Значение пористости при подсчете запасов газа объемным методом не должно быть критерием для подсчета запасов. Критерием, скорее, может быть проницаемость и ее связь с капиллярными давлениями и порогом подвижности в таких случаях для жидких и газовых фаз.
При подсчете запасов газа объемным методом не учитывается возможность подключения в разработку низкопроницаемых пропластков по мере достижения в процессе разработки предельной величины депрессии между истощенными высокопроницаемыми и не вступившими в разработку низкопроницаемыми пропластками.
Таким образом, одной из основных задач проектировщика при прогнозирования показателей разработки является детальное изучение по всем параметрам представленного подсчета запасов, для учета влияния этих параметров при проектировании. Проектировщик обязан проверить и при необходимости пересчитать параметры, которые усредняются при подсчете запасов объемным методом. К этим параметрам относятся: пористость, газоводонасыщенность, толщина газонефтеносных пластов, давление, температура, состав газа, положение ГВК по площади (газонефтяного контакта при наличии оторочки), а также параметры двухфазной зоны.
На месторождениях, введенных в разработку, кроме объемного метода используют и метод падения пластового давления, за теоретическую основу которого принято уравнение материального баланса. Этот метод позволяет оценить текущие извлекаемые запасы газа на момент его применения в зоне, вовлеченной в разработку, и, в первую очередь, из высокопроницаемых пропластков. Вовлечение в разработку низкопроницаемых пропластков по этой методике учитывается в неявной форме. Поэтому по методу падения пластового давления определяются запасы, когда неизвестно, из каких пропластков эти запасы, с какими фильтрационными и емкостными параметрами и когда включились или включатся в разработку эти пропластки. Определяемые методом падения пластового давления запасы в целом зависят от:
При подсчете запасов газа методом падения пластового давления усредняется практически только один параметр — пластовое давление по площади и при значительной толщине залежи – и по толщине. Очень существенно влияют на запасы газа по этому методу вторжение воды в залежь (не на начальной стадии разработки), перетоки газа и ввод новых скважин или группы скважин в разработку в зоне, уже вовлеченной в разработку.
Метод в одинаковой степени применим для отдельных скважин, кустов, УКПГ, но с одновременным по всем скважинам, кустам и УКПГ измерением давления и отбором газа с последующим суммированием полученных удельных запасов газа по залежи.
Отмеченные выше недостатки методов подсчета запасов могут быть устранены принципиально новым подходом к оценке запасов газа, каким является использование геолого-математических моделей месторождений или их фрагментов массивного и пластового типов, учитывающих как емкостные, так и фильтрационные свойства каждого пропластка многослойного неоднородного пласта.
Заключение
Газоконденсатнонефтяное месторождение Жанажол. Находится в Мугоджарском районе Актюбинской области, в 240 км к югу от г. Актюбинска. Поднятие выявлено сейсморазведочными работами в 1960 г. Поисковое бурение начато в 1961 г. Первый промышленный приток нефти был получен в скв. 4 в 1978 г. из карбонатных отложений среднего карбона. Продуктивной толще был присвоен индекс КТ-1. Разведочные работы по этой толще проводились с 1978, по 1984 г. В 1981 г; при бурении разведочной скв.23 установлена продуктивность нижней карбонатной толщи.
Стратиграфическая продуктивная толща отнесена к каширскому горизонту московского яруса среднего карбона и верхней части нижнего карбона. Продуктивные толщи КТ-1 и КТ-П разделены терригенно-карбонатными осадками толщиной от 216 до 417 м.
Месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке субмеридионального простирания с углами падения крыльев от 4 до 12°.
Складка осложнена двумя сводами — северным и южным, и тектоническими нарушениями, одно из которых проходит по западному крылу, а два других — через центральную часть поднятия.
Структура разделена на три блока — южный, центральный и северный. Амплитуда нарушения в пределах западного крыла 100- -150 м, в центральной части складки — 40—50 м. Размеры структуры в пределах замкнутых изогипс —3350 и —3550 м 29x8 км. Амплитуда южного купола 200 м, северного — 400 м. Выявленные залежи относятся к массивно-пластовым сводовым с элементами тектонического экранирования.
Коллекторы поровые с открытой пористостью 9,5- -12,6 %, проницаемостью 0,061—0,395 мкм, коэффициентами нефтенасыщенности 0,82—0,89, коэффициентами газонасыщенности 0,78—0,83. Нефтенасыщенная толщина 7,7—54 м, газонасыщенная 29,1—52,5 м. Высота залежей 50—350 м.
Нефть легкая, плотностью 809—827 кг/м , маловязкая, сернистая (0,7-1,11%), парафинистая (4,9—7,1 %). Газонасыщенность пластовой нефти находится в пределах 168,2 -1319,5 м3/м3.
Газ, растворенный в нефти пачек Г и Д, тяжелый, этансодержащий. Характерно высокое содержание тяжелых УВ - - 33,75—35,57 %, метан составляет 48,7 %. Отмечается повышенная концентрация сероводорода (до 5,97 %), в небольших количествах присутствуют азот, углекислый газ, гелий.
Подземные воды продуктивной толщи KT-II хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 68,4—85,5 г/л. Помимо микроэлементов бора и брома в водах присутствуют значительные концентрации лития и стронция.
Режим работы залежей нижней карбонатной толщи водонапорный и упруговодонапорный, верхней карбонатной толщи - сочетание водонапорного и газового.
Месторождение находится в разработке.
Список используемой литературы