2.4.4 Определение
коэффициента пористости
Коэффициенты пористости
рассчитывались по зависимостям, приложенным в стандарте ОАО "Татнефть"
"Алгоритмы определения параметров продуктивных пластов на месторождениях
Татарстана" за 1988, 1989 гг.
Для тульского горизонта –
Кп =
(сцинтиляционные счетчики)
Относительные разностные параметры
НТК и ГК (нгк, гк) определялись по
следующей методике:
,
где
- значение НГК,
соответствующее изучаемому пласту;
- значение НГК,
соответствующее наиболее плотному карбонатному
пласту в разрезе
верхнефранского подъяруса;
- значение НГК,
соответсвующее глинам верейского, тульского,
бобриковского, кыновского
горизонтов. При расчёте относительной амплитуды нгк
во все значения нгк вводились
поправки за влияние естественной радиоактивности.
,
где
- значение ГК,
соответствующее изучаемому пласту;
- значение ГК,
соответствующее глинам верейского, тульского,
бобриковского, кыновского
горизонтов;
- значение ГК,
соответствующее известнякам башкирского, турнейского или фаменского ярусов.
По
промыслово-геофизическим данным средневзвешенное по эффективной нефтенасыщенной
толщине значение пористости для отложений тульского горизонта равно 21,0% (2
определения по 2 скважинам).
Пористость по керну не
определялась, поэтому величина пористости принята по результатам определения
значений пористости по ГИС.
Для подсчёта запасов
нефти в отложениях тульского горизонта рекомендуется принять коэффициент
пористости равный 0,21, определённый по материалам ГИС в скв.№293 /6,7/.
2.4.5 Определение
коэффициента нефтенасыщенности
Коэффициент
нефтенасыщенности (Кн) коллекторов определяется по известной формуле:
, где
a, b, m, n- коэффициенты, определенные по
данным исследования керна в лабораториях ТатНИПИнефть;
Rп и Rв - УЭС (омм) соответственно для исследуемого пласта и
пластовой воды;
Определение УЭС
нефтенасыщенных прослоев проводилось с использованием данных БКЗ, ПК - БК. УЭС
пластовой воды принималось для продуктивных отложений для турнейских и
бобриковских отложений - 0,045 омм. Коэффициенты обобщенных зависимостей для
определения Кн тульского горизонта:
Нефтенасыщенность
прослоев в отложениях тульского горизонта по геофизическим данным изменяется от
74,7% до 79,7%. Средневзвешенное значение ее по толщине составляет 77,8%.
Нефтенасыщенность по
керну не определялась, поэтому величина нефтенасыщенности принята по
результатам определений характера насыщения по ГИС.
Для подсчёта запасов
нефти в отложениях тульского горизонта рекомендуется принять коэффициент нефтенасыщенности,
определённый по ГИС по скв. №293, равный 0,78 /6,7/.
2.5 Нефтеносность
месторождения
Нефтеносность Залесного
месторождения связана с отложениями тульского горизонта нижнего карбона.
Материалами для исследований послужили диаграммы проведенных ГИС в скважинах
№№№20005,286,293 и результаты опробования.
Залежь в отложениях
тульского горизонта контролируется замкнутой изогипсой -1100 м, определяющая размеры Северного и Южного поднятия по отражающему горизонту "У".
Представленные к
рассмотрению залежи относятся к пласту индексируемому как пласт Стл-3.
Залежь 1 пласта Стл-3
Южного поднятия.
В скважине №20005 пласт
состоит из одного пористо-проницаемого прослоя. Общая и эффективная
нефтенасыщенная толщина пласта 1,4 м. Пласт залегает на глубине -1107,5 м- -1108,9
(в абс. отм.) и является полностью нефтенасыщенным.
В скважине №286 пласт
состоит также из одного пористо-проницаемого прослоя толщиной 1,2 м, залегающего на глубине -1106,7- -1107,9 м (в абс. отм.). Залежь пластовая сводовая, имеет
размеры 4,0 х 1,3 км. Условный уровень подсчёта запасов принят по данным ГИС
результатам опробования в скважине №20005 на абс. отм.-1108,9 (рис. 2.6.)/7/.
Залежь 2 пласта
Стл-3 Северного поднятия.
В скважине №293 пласт
состоит из двух неоднородных пористо-проницаемых прослоев толщиной 1,0 м и 0,6 м. Пласт залегает на глубине 1262,4 м-1264,6 м (-1101,3 м - -1103,5 м в абс. отм.). Общая толщина пласта составляет 2,2 м, эффективная нефтенасыщенная - 1,6 м. Пористо-проницаемые прослои разделяет заглинизированные породы толщиной 0,6 м. Залежь пластовая сводовая, имеет размеры 1,7 х 1,6 км. Условный уровень подсчёта запасов принят
по данным ГИС и результатам опробования в скважине №293 на абс. отм. -1103,5 м. Запасы нефти оценивались по категориям С1 (рис. 2.7.) /6/.
2.6 Физико-химическая
характеристика нефти
Для определения основных
физико-химических свойств нефти использовались данные 2 сепарированных и 4
глубинных проб нефти, отобранных из скв.№№20005,286 Залесного месторождения.
Глубинные пробы нефти (ГГШ) отбирались пробоотборниками ПД-ЗМ и ВПП-300. Пробы
исследовались на установках УШЖ-2М и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость
определялась вискозиметром ВВДУ, плотность сепарированной нефти -
пикнометрическим способом, а также дегазированной нефти исследовались на
хроматографах типа ХЛ-3, ХЛ-4, УХ-2 и ХРОМ-57. Поверхностные нефти
исследовались по действующим ГОСТам: плотность -ГОСТ 3900-47, содержание серы -
ГОСТ 2177-66, содержание парафина - по методике ВВПИПИНП.
Значение основных
параметров нефти по 4 глубинным и 2 сепарированным пробам следующее: давление
насыщения - 2,9 Мпа, газосодержание – 4,9 м3/т, объёмный коэффициент - 1,0279,
динамическая вязкость пластовой нефти - 57,35 мПас, плотность пластовой нефти -
901,2 кг/м3, плотность сепарированной - 906,0 кг/м3, содержание серы - 2,61%.
Для подсчёта запасов
нефти тульской залежи Северного поднятия рекомендовались следующие значения:
плотность сепарированной нефти - 0,906 г/ м3, коэффициент перевода - 0,973 /6,7/.
3. Обоснование
подсчетных параметров, категорий запасов и подсчет запасов нефти и газа в соответствии
с новой Классификацией 2005 года
3.1 Обоснование
подсчетных параметров
Подсчет запасов
произведен объемным методом, при этом в качестве геологической основы использованы:
·
структурные карты
и подсчетные планы, карты эффективных нефтенасыщенных толщин;
·
лабораторные
анализы нефти, керна.
При построении карт
изопахит использовался метод равномерной линейной интерполяции. В пластовой
залежи карты изопахит нефтенасыщенных толщин строились с учетом материалов
законтурных скважин. Подсчет запасов нефти проводился по чистонефтяной и водонефтяной
зоне /6/.
Площадь нефтеносности залежи
1 тульского горизонта Южного поднятия Залесного месторождения не изменилась и
составила по пласту Стл-3 – 3324 тыс.м.
Площадь нефтеносносности залежи 2 тульского горизонта Северного поднятия Залесного
месторождения также не изменилась и составила по пласту Стл-3 – 1425 тыс.м.
Средневзвешенная
эффективная нефтенасыщенная толщина также не изменилась и принята по залежи 1
по пласту Стл-3 – 0,8 и по залежи 2 по пласту Стл-3 – 1,0. Соответственно не
изменился и объем нефтенасыщенных пород, который составил по залежи 1 пласта
Стл-3 – 2644 тыс.м, по залежи 2 пласта
Стл-3 – 1383 тыс.м.
Коэффициент пористости
принят по данным оперативного подсчета запасов 2008 года (лит) и равен 0,21
д.ед.
Коэффициент
нефтенасыщенности также принят по данным оперативного подсчета запасов 2008
года (лит) и равен 0,78 д.ед.
Плотность нефти в
стандартных условиях принята по данным оперативного подсчета запасов 2008 года
(лит) и равна 0,906 г/см.
Пересчетный коэффициент
принят равным 0,973 д.ед. в соответствии с оперативным подсчетом запасов 2008
года /3/.
Коэффициент извлечения
нефти не пересчитывался и принят равным для пласта Стл-3 – 0,361 в соответствии
с оперативным подсчетом запасов 2008 года, и утвержденным в Государственном
Балансе запасов /6,7/.
Таблица
3.1 Расчет площадей и объемов объектов переоценки Залесного месторождения
Горизонт,
пласт, залежь |
Категория |
Зона |
№№
расчетных полей |
Площадь,
тыс.м2
|
Средняя
эффективная толщина, м |
Объем,
тыс.м3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
Тульский
Стл-3, залежь 1, Южное поднятие |
кат.В |
нефтяная |
I |
186,31 |
1,2 |
223,58 |
водонефтяная |
II |
31,42 |
1,2 |
37,7 |
III |
27,41 |
0,5 |
13,7 |
Итого
НЗ+ВНЗ |
245,14 |
1,12 |
274,98 |
кат.С1 |
нефтяная |
IV |
553,51 |
1,2 |
664,28 |
водонефтяная |
V |
105,3 |
1,2 |
126,36 |
VI |
79,42 |
0,5 |
39,7 |
Итого
НЗ+ВНЗ |
738,23 |
1,12 |
830,34 |
кат.С2 |
нефтяная |
VII |
404,21 |
1,2 |
485,05 |
водонефтяная |
VII |
122,58 |
1,2 |
147,09 |
IХ |
1813,92 |
0,5 |
906,96 |
Итого
НЗ+ВНЗ |
2340,71 |
0,66 |
1539,1 |
|
Всего |
В+С1 |
983,37 |
1,12 |
1105,32 |
|
Всего |
С2 |
2340,71 |
0,66 |
1539,1 |
|
Всего |
В+С1+С2 |
3324,08 |
0,8 |
2644,42 |
Тульский
Стл-3,
залежь
2, Северное поднятие
|
кат.В |
нефтяная |
I |
62,37 |
1,3 |
81,55 |
водонефтяная |
II |
87,9 |
1,3 |
114,27 |
III |
9,18 |
0,5 |
4,59 |
Итого
НЗ+ВНЗ |
159,45 |
1,26 |
200,41 |
кат.С1 |
нефтяная |
IV |
218,37 |
1,3 |
283,88 |
водонефтяная |
V |
190,3 |
0,5 |
95,15 |
VI |
240,57 |
1,3 |
312,75 |
Итого
НЗ+ВНЗ |
649,24 |
1,06 |
691,78 |
кат.С2 |
нефтяная |
VII |
24,5 |
1,3 |
31,86 |
водонефтяная |
VIII |
186,32 |
1,2 |
223,59 |
IХ |
31,43 |
1,2 |
37,8 |
Итого
НЗ+ВНЗ |
27,42 |
0,6 |
13,8 |
|
Всего |
В+С1 |
245,15 |
1,12 |
274,99 |
|
Всего |
С2 |
553,52 |
1,2 |
664,29 |
|
Всего |
В+С1+С2 |
105,4 |
1,2 |
126,37 |
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12
|