Файл: 1 Геологическая характеристика Приобского месторождения.rtf
Добавлен: 30.10.2023
Просмотров: 336
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
ступень - давление 0,491 Мпа, температура 40_С;
ступень - давление 0,103 Мпа, температура 40_С.
Сопоставление средних значений пористости и проницаемости коллекторов пластов АС10-АС12 по керну и ГИС
Таблица 1.2
1.8 Оценка запасов нефти
Оценка запасов нефти Приобского месторождения выполнена в целом по пластам без дифференциации по залежам. В связи с отсутствием пластовых вод в литологически ограниченных залежах, запасы рассчитывались по чисто нефтяным зонам.
Балансовые запасы нефти Приобского месторождения оценивались объемным методом.
Основой для расчета моделей пластов являлись результаты интерпретации ГИС. При этом в качестве граничных значений коллектор-неколлектор были приняты следующие оценки параметров пластов: Коп ³ 0.145, проницаемость ³ 0.4 мД. Из коллекторов и, следовательно, подсчета запасов исключались зоны пластов, в которых значения указанных параметров были меньше кондиционных.
При подсчете запасов использовался метод перемножения карт трех основных подсчетных параметров: эффективной нефтенасыщенной толщины, коэффициентов открытой пористости и нефтенасыщенности. Эффективный нефтенасыщенный объем рассчитывался отдельно по категориям запасов.
Выделение категорий запасов выполнено в соответствии с «Классификацией запасов месторождений ...» (1983 г.) . В зависимости от изученности залежей Приобского месторождения запасы нефти и растворенного газа в них подсчитаны по категориям В, С1, С2. Запасы категории В выделены в пределах последних скважин эксплуатационных рядов на левобережном разбуренном участке месторождения. Запасы категории С1 выделялись на участках, изученных разведочными скважинами, в которых были получены промышленные притоки нефти или имелась положительная информация по ГИС. Запасы в неизученных бурением зонах залежей классифицировались по категории С2. Граница между категориями С1 и С2 проводилась на расстоянии двойного шага эксплуатационной сетки (500х500 м), как это и предусмотрено «Классификацией ...».
Оценка запасов завершалась перемножением полученных объемов нефтенасыщенных коллекторов по каждому пласту и в пределах выделенных категорий на плотность дегазированной при ступенчатой сепарации нефти и пересчетный коэффициент. Следует отметить, что они несколько отличаются от принятых ранее. Связано это, во-первых с исключением из расчетов скважин, расположенных далеко за пределами лицензионного участка, а, во-вторых с изменениями индексации пластов в отдельных разведочных скважинах в результате новой корреляции продуктивных отложений.
Принятые подсчетные параметры и полученные результаты подсчета запасов нефти и приведены ниже.
1.8.1 Запасы нефти
По состоянию на 01.01.98 г на балансе ВГФ запасы нефти числятся в объеме :
Категория С1 балансовые 1991281 тыс.т.
Извлекаемые 613380 тыс.т.
КИН 0.308
Категория С2 балансовые 571506 тыс.т.
Извлекаемые 63718 тыс.т.
КИН 0.111
Категория С1+С2 балансовые 256287 тыс.т.
Извлекаемые 677098 тыс.т.
КИН 0.264
Запасы нефти по пластам
Таблица 1.3
По разбуренному участку левобережной части Приобского месторождения была проведена Партией подсчета запасов АО «Юганскнефтегаз».
В разбуренной части сосредоточено 109438 тыс.т. балансовых и 31131 тыс.т. извлекаемых запасов нефти при КИН 0,284.
По разбуренной части по пластам запасы распределены следующим образом:
Пласт АС10 балансовые 50%
Извлекаемые 46%
Пласт АС11 балансовые 15%
Извлекаемые 21%
Пласт АС12 балансовые 35%
Извлекаемые 33%
На рассматриваемой территории основной объем запасов сосредоточен в пластах АС10 и АС12. Данный участок содержит 5,5 % запасов м/р . 19,5% запасов пласта АС10; 2,4%--АС11; 3,9%--АС12.
Приобское м/р (левобережная часть)
Запасы нефти по зоне эксплуатации
Таблица 1.4
ступень - давление 0,103 Мпа, температура 40_С.
Сопоставление средних значений пористости и проницаемости коллекторов пластов АС10-АС12 по керну и ГИС
Таблица 1.2
| Пласт | ГИС | Керн | |||||
| | Кол-во Скважин | Кпо, % | Кпр, мД | Кол-во Скважин | Кол-во Образцов | Кпо, % | Кпр, мД |
| АС100 | 21 | 17.7 | 6.2 | 5 | 16 | 17.4 | 2.1 |
| АС101-2 | 58 | 18.7 | 21.2 | 21 | 297 | 19.3 | 13.9 |
| АС110 | 12 | 16.5 | 9.4 | 33 | 15 | 18.1 | 16.8 |
| АС111 | 47 | 18.7 | 51.8 | 23 | 329 | 20.1 | 31.9 |
| АС112-4 | 19 | 18.1 | 5.7 | 9 | 16 | 18.5 | 8.1 |
| АС122 | 64 | 18.2 | 4.7 | 34 | 744 | 17.6 | 3.4 |
| АС123-4 | 73 | 18.1 | 4.1 | 31 | 427 | 17.5 | 1.8 |
1.8 Оценка запасов нефти
Оценка запасов нефти Приобского месторождения выполнена в целом по пластам без дифференциации по залежам. В связи с отсутствием пластовых вод в литологически ограниченных залежах, запасы рассчитывались по чисто нефтяным зонам.
Балансовые запасы нефти Приобского месторождения оценивались объемным методом.
Основой для расчета моделей пластов являлись результаты интерпретации ГИС. При этом в качестве граничных значений коллектор-неколлектор были приняты следующие оценки параметров пластов: Коп ³ 0.145, проницаемость ³ 0.4 мД. Из коллекторов и, следовательно, подсчета запасов исключались зоны пластов, в которых значения указанных параметров были меньше кондиционных.
При подсчете запасов использовался метод перемножения карт трех основных подсчетных параметров: эффективной нефтенасыщенной толщины, коэффициентов открытой пористости и нефтенасыщенности. Эффективный нефтенасыщенный объем рассчитывался отдельно по категориям запасов.
Выделение категорий запасов выполнено в соответствии с «Классификацией запасов месторождений ...» (1983 г.) . В зависимости от изученности залежей Приобского месторождения запасы нефти и растворенного газа в них подсчитаны по категориям В, С1, С2. Запасы категории В выделены в пределах последних скважин эксплуатационных рядов на левобережном разбуренном участке месторождения. Запасы категории С1 выделялись на участках, изученных разведочными скважинами, в которых были получены промышленные притоки нефти или имелась положительная информация по ГИС. Запасы в неизученных бурением зонах залежей классифицировались по категории С2. Граница между категориями С1 и С2 проводилась на расстоянии двойного шага эксплуатационной сетки (500х500 м), как это и предусмотрено «Классификацией ...».
Оценка запасов завершалась перемножением полученных объемов нефтенасыщенных коллекторов по каждому пласту и в пределах выделенных категорий на плотность дегазированной при ступенчатой сепарации нефти и пересчетный коэффициент. Следует отметить, что они несколько отличаются от принятых ранее. Связано это, во-первых с исключением из расчетов скважин, расположенных далеко за пределами лицензионного участка, а, во-вторых с изменениями индексации пластов в отдельных разведочных скважинах в результате новой корреляции продуктивных отложений.
Принятые подсчетные параметры и полученные результаты подсчета запасов нефти и приведены ниже.
1.8.1 Запасы нефти
По состоянию на 01.01.98 г на балансе ВГФ запасы нефти числятся в объеме :
Категория С1 балансовые 1991281 тыс.т.
Извлекаемые 613380 тыс.т.
КИН 0.308
Категория С2 балансовые 571506 тыс.т.
Извлекаемые 63718 тыс.т.
КИН 0.111
Категория С1+С2 балансовые 256287 тыс.т.
Извлекаемые 677098 тыс.т.
КИН 0.264
Запасы нефти по пластам
Таблица 1.3
| Пласт | Категория ВС1 | Категория С2 | Всего | ||||||||
| | балансовые | Извл | КИН | балансовые | Извлекаем. | КИН | Балансовые | Извлекаем. | КИН | ||
| АС10 | 278503 | 74797 | 0,269 | 74858 | 8059 | 0,11 | 353361 | 82856 | 0,234 | ||
| АС11 | 703840 | 272021 | 0,386 | 31624 | 5519 | 0,18 | 735464 | 277540 | 0,377 | ||
| АС12 | 990308 | 264360 | 0,267 | 404680 | 44468 | 0,11 | 1394988 | 308828 | 0,221 | ||
| АС7 | 15403 | 1879 | 0,122 | 60344 | 5672 | 0,09 | 75747 | 7551 | 0,1 | ||
| АС9 | 3227 | 323 | 0,1 | | | | 3227 | 323 | 0,1 | ||
| Итого | 1991281 | 613380 | 0,308 | 571506 | 63718 | 0,11 | 2562787 | 677098 | 0,264 | ||
По разбуренному участку левобережной части Приобского месторождения была проведена Партией подсчета запасов АО «Юганскнефтегаз».
В разбуренной части сосредоточено 109438 тыс.т. балансовых и 31131 тыс.т. извлекаемых запасов нефти при КИН 0,284.
По разбуренной части по пластам запасы распределены следующим образом:
Пласт АС10 балансовые 50%
Извлекаемые 46%
Пласт АС11 балансовые 15%
Извлекаемые 21%
Пласт АС12 балансовые 35%
Извлекаемые 33%
На рассматриваемой территории основной объем запасов сосредоточен в пластах АС10 и АС12. Данный участок содержит 5,5 % запасов м/р . 19,5% запасов пласта АС10; 2,4%--АС11; 3,9%--АС12.
Приобское м/р (левобережная часть)
Запасы нефти по зоне эксплуатации
Таблица 1.4
| Пласт | Категория запасов | Запасы нефти ,тыс.т. | КИН доли ед. | ||
| | | балансовые | извлекаемые | | |
| АС10 | В | 49370 | 12986 | 0,263 | |
| | С1 | 4937 | 1299 | 0,263 | |
| | ВС1 | 54307 | 14285 | 0,263 | |
| АС11 | В | 15044 | 5994 | 0,398 | |
| | С1 | 1204 | 599 | 0,398 | |
| | ВС1 | 16548 | 6593 | 0,398 | |
| АС12 | В | 35075 | 9321 | 0,266 | |
| | С1 | 3508 | 932 | 0,266 | |
| | ВС1 | 38583 | 10253 | 0,266 | |
| Всего | В | 99489 | 28301 | 0,284 | |
| | С1 | 9949 | 2830 | 0,284 | |
| | ВС1 | 109438 | 31131 | 0,284 | |