Дипломная работа 5В070600 «Геология и разведка месторождений нефти и газа»


Таблица 7– Виды проведенных специальных исследований (скважина №301)



жүктеу/скачать 1,21 Mb.
бет13/23
Дата24.01.2022
өлшемі1,21 Mb.
#113734
түріДиплом
1   ...   9   10   11   12   13   14   15   16   ...   23
Байланысты:
Диплом Арай (1)

Таблица 7– Виды проведенных специальных исследований (скважина №301)

Вид исследования

№№ скважин

Количество

Кривые капиллярного давления, образец

№301

4

Относительная фазовая проницаемость в системе нефть-вода, модель/образец

3/9

Коэффициент вытеснения нефти водой, модель/образец

4/11

Определение относительных фазовых проницаемостей в системе «нефть-вода». Эксперимент проводился на 3 моделях из 9 образцов керна скважины №301. Итоговые результаты эксперимента представлены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 – Относительная проницаемость в системе вода-нефть (скважина №301)

Номер модели

Номер образца

Глубина, м

Горизонт

Данные по керну

Результаты эксперимента

Пористость, %

Проницаемость по газу, мД

Остаточная водонасыщенность Swir, доли ед.

Остаточная нефтенасыщенность Sor, доли ед.

Относительная проницаемость по воде при Sor, доли ед.

Относительная проницаемость по нефти при Swir, доли ед.

Коэффициент вытеснения нефти водой, доли ед.

1

011701016J02H; 011701017J01H; 011701017J03H

855,38; 856,17; 856,87

Ю-II

37,99

1946,67

0,246

0,169

0,219

1

0,78

2

011701022J02H; 011701022J03H; 011701023J02H

887,54; 887,79; 888,59

юра

37,97

1846,67

0,297

0,23

0,219

1

0,67

3

011701011J02H; 011701011J03H; 011701012J02H

850,42; 850,74; 851,58

 Ю-II

36,05

1586,67

0,287

0,228

0,151

1

0,68

По результатам определения относительных проницаемостей, остаточная водонасыщенность изменяется в пределах 0,246-0,297 доли ед., в среднем составляя 0,277 доли ед. Кривые относительной проницаемости представлены на рис.3.


Рис. 3 – Кривые относительной проницаемости для нефти и воды (скв. 301)
Пересечение кривых относительной фазовой проницаемости на образцах характеризуют породы, как гидрофильные.

Определение коэффициента вытеснения в системе «нефть-вода». Коэффициент вытеснения нефти определялся по 11 образцам (скв. №301), из которых были скомпонованы 4 модели пласта. Коэффициент вытеснения нефти изменяется в диапазоне 0,60÷0,80 доли ед., в среднем составляя 0,73 доли ед. (таблица 7.2).


Таблица 7.2 – Результаты определения коэффициента вытеснения нефти водой

№ скв.

№ модели

№образца

Горизонт

Глубина, м

Пористость, %

Проницаемость по газу, мД

Остаточная водонасыщенность, Sвост д. ед.

Остаточная нефтенасыщенность, Sвост д. ед.

Коэффициент вытеснения, β, д. ед.

301

4

011701012J01H; 011701013J02H; 011701020J02H

Ю-II

851,07; 852,44; 859,55

35,49

1626,67

0,263

0,147

0,801

301

5

011701014J01H; 011701015J01H; 011701017J02H

Ю-II

853,73; 854,06; 856,6

33,89

1449

0,282

0,209

0,709

301

8

011701024J03H; 011701025J02H; 011701026J02H

 юра

889,88; 890,38; 891,54

36,24

1176,33

0,251

0,154

0,79

301

6

011701011J01H; 011701013J01H

Ю-II

850,05; 852,18

31,69

1185

0,27

0,294

0,597

В таблице 7.3 приведены характеристики вытеснения нефти водой по зонам продуктивного пласта.



Таблица 7.3 – Характеристики вытеснения нефти водой по зонам продуктивного пласта (горизонт Ю-II)

Зоны пласта

Наименование величин

Проницаемость, 10-3 мкм2

Содержание связанной воды, доли ед.

Начальная нефтенасыщенность, доли ед.

Остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти рабочим агентом, доли ед.

Коэффициент вытеснения нефти, доли ед.

Значения относительных проницаемостей, доли ед.

для рабочего агента при остаточной нефтенасыщенности

для нефти при насыщенности связанной водой

ЧНЗ

Количество определений

5

5

5

5

5

2

2

Среднее значение

1558,80

0,269

0,731

0,209

0,713

0,185

1

Интервал изменения

1185-1946,67

0,246-0,287

0,713-0,754

0,147-0,294

0,597-0,800

0,151-0,219

-

В этой таблице использованы данные коэффициента вытеснения нефти водой и относительной фазовой проницаемости.

По результатам эксперимента значения Swir варьируются от 0,246 до 0,287 доли ед., среднее значение равно 0,269 доли ед., Sor – от 0,147 до 0,294 доли ед. и характеризуется средним значением 0,209 доли ед. Значения коэффициента вытеснения нефти водой изменяются от 0,597 до 0,800 доли ед., составляя в среднем 0,713 доли ед.

Полученные параметры по результатам специальных исследований на керне (остаточная водонасыщенность, остаточная нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения нефти водой) рекомендуются использовать в гидродинамических расчетах.



4.ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1 Продолжительность проектируемых работ на месторождении

Продолжительность проектируемых работ

Таблица 8



№№

п/п

Наименование работ

Время в


сутках

Обоснование

1.

Вышкомонтажные работы

35

Укрупненные


комплексные

расценки


2

Подготовительные работы к


строительству скважины

5

Инструкция ВСН

3

Бурение и крепление

644,6

Нормативная карта

4

Испытание скважины пластоиспытателем на

бурильных трубах
11,8

Сборник сметных норм на опробование,

1970г.


5

Испытание скважины опробователем пластов на кабеле

5,2

Сборник сметных норм на опробование,

1970г.


6

Испытание I-объекта

104,68

Сборник сметных норм на опробование,

1970г.


7

Испытание последующих объектов

632,16

Сборник сметных норм на опробование,

1970г.





Итого

1438





4.3 Предельные ассигнования на проектируемые работы

Предельные ассигнования на проектируемые работы, рассчитываются по формуле 3, 4:

Ап=n *(С1-Зв/Н1· Н+Зв/К)+Зоб, (3)

где:

n-количество проектируемых скважин 5


С1-стоимость строительства базовой скважины, млн.тенге 258,6

Зв -Затраты, зависящие от времени бурения, млн.тенге 75

Н-глубина проектируемой скважины, м 1400

Н1-глубина базовой скважины, м 1500

К-коэффициент изменения скоростей 1,0

К=V /V1, (4)

где

V-плановая коммерческая скорость бурения, м/ст/мес - 736



V1-коммерческая скорость по базовой скважине, м/ст/мес - 730

K=736/730=1,01

Зоб-затраты на обустройство площади проектируемых работ, 120 млн.тенге

Ап=5(258,6-75 / 1500 * 1400+ 75/ 1) + 120 = 1 438,3 млн.тенге.

Ориентировочные предельные ассигнования на проектируемые разведочные работы составляют 1438,3 млн. тенге.

4.4 Геолого-экономическая эффективность и основные технико-экономические показатели разведочных работ

Предполагаемая геолого-экономическая эффективность и основные технико-экономические показатели разведочных работ на месторождении С.Балгимбаев приведены в таблице 8.1.



Основные технико-экономические показатели разведочных работ на месторождении С.Балгимбаев

Таблица 8.1



№пп

Показатели

Единица измерения

Значения

1

2

3

4

1

Количество проектных разведочных скважин

скв

3

2

Проектная глубина, горизонт

м

1400-1500

3

Средняя коммерческая скорость бурения

м/ст-мес

736

4

Суммарный метраж

м

4550

5

Затраты на подготовку структуры к глубокому бурению

млн.тенге

120

6

Предельные ассигнования на стоимость строительства проектной скважины

млн.тенге

258,681

7

Предельные затраты на 1м проектируемого бурения

тенге

90

8

Предельные ассигнования на разведочное бурение на площади (в том числе подготовленные и заключительные работы на площади)

млн.тенге

1438,3

9

Общие затраты на разведочные работы

млн.тенге

1558,3

10

Продолжительность проектируемых работ на площади

месяц

4,2

11

Ожидаемый прирост запасов нефти

млн.тонн

5.565

12

Прирост ожидаемых запасов на 1м проходки

т/м

556,5

13

Прирост ожидаемых запасов на 1 разведочную скважину

млн.т/скв

1,113

14

Затраты на подготовку 1 т ожидаемых запасов нефти

тенге


280




жүктеу/скачать 1,21 Mb.

Достарыңызбен бөлісу:
1   ...   9   10   11   12   13   14   15   16   ...   23



©www.engime.org 2024
әкімшілігінің қараңыз
    Басты бет