Дипломная работа месторождение Корчагина. диплом Корчагина. Дипломный проект 121 с., 18 рис., 36 табл., 34 источников литературы
 Скачать 1.88 Mb.
|
1.6 Подсчетные параметры и запасы нефти и растворенного газаМесторождение им. Ю. Корчагина характеризуется как нефтегазоконденсатное. В разрезе месторождения промышленная газоносность обнаружена в пластах-коллекторах палеогеновой системы, альбского и аптского ярусов нижнего мела, келловейского яруса средней юры. Отложения неокомского надъяруса нижнего мела и волжского яруса верхней юры нефтегазоносны [25]. Впервые суммарные запасы нефти, растворенного и свободного газа, конденсата оперативно оценены по всем залежам месторождения на основе сейсморазведки 2D и материалов бурения поисковой скважины 1-Широтной и разведочной 2-Широтной. Геологические извлекаемые запасы УВ по месторождению подсчитаны по состоянию изученности на 01.01.2002 г. и Таблица 1.8 - Компонентный состав газа и конденсата неокомского надъяруса месторождения им. Ю. Корчагина.  Таблица 1.9 - Свойства пластовой нефти волжского яруса месторождения им. Ю. Корчагина.  утверждены ЦКЗ МНП РФ (протокол № 204 (м) от 02.04.02 г.) в количестве: нефти по категории С1 – 22 279 / 6 685 тыс.т, по категории С2 – 141 953 / 42 586 тыс.т; растворенного газа по категории С1 – 2 496 / 749 млн.м3, по категории С2 – 14 870 / 4 461 млн.м3; газа газовых шапок по категории С1 – 38 260 млн.м3, по категории С2 – 19 126 млн.м3; конденсата по категории С1 – 2 899 / 1 885 тыс.т, по категории С2 – 1 447 / 940 тыс.т. [25]. В 2002 - 2003 гг. на месторождении проведены высокоразрешающие сейсморазведочные работы МОГТ по сети профилей 3D (ООО СК «ПетроАльянс») и в 2003 г. пробурена разведочная скважина 3-Широтная. По результатам интерпретации новых сейсморазведочных работ, с учетом трех пробуренных Таблица 1.10 - Физико-химическая характеристика дегазированной нефти волжского яруса месторождения им. Ю. Корчагина.  Таблица 1.11 - Компонентный состав нефтяного газа, дезгазированной и пластовой нефти волжского яруса месторождения им. Ю. Корчагина.  геологическое строение залежей неокомского надъяруса и волжского яруса. По состоянию изученности на 01.09.2003 г., выполнен пересчет запасов УВ по газоконденсатнонефтяным залежам в отложениях неокомского надъяруса и волжского яруса, пересмотрены подсчетные параметры. Геологическое строение, подсчетные параметры и запасы УВ газовой залежи в палеогеновых отложениях, газоконденсатных залежей в отложениях альбского и аптского ярусов нижнего мела, келловейского яруса верхней юры не изменились и запасы УВ не пересчитывались. Таблица 1.12 - Свойства газа и конденсата волжского яруса месторождения им. Ю. Корчагина.  По неокомской залежи к категории С1 отнесена более изученная область от линий ВНК и ГНК до линии сейсмопрофиля INL 2720. В скважинах, пробуренных как в контуре нефтеносности (скважины 1 и 2-Широтные), так и за контуром (скважина 3-Широтная), продуктивные пласты неокомского надъяруса уверенно коррелируются и выдерживаются по площади, в разрезах скважин их общие и эффективные толщины близки по значениям. Остальная площадь залежи отнесена к категории С2. Таблица 1.13 - Компонентный состав газа и конденсата волжского яруса месторождения им. Ю. Корчагина.  В пределах нефтяной части волжского яруса запасы нефти, сосредоточенные в верхнем пласте доломита, отнесены к категории С1, так как из этого пласта при опробовании в колонне получен приток безводной нефти в скважине 1-Широтной. Таблица 1.14 – Гидрогеологическая характеристика пластовых вод по разрезу месторождения.
Залегающий ниже по разрезу известняково-доломитовый пласт также нефтенасыщен по своему гипсометрическому положению. По степени изученности запасы нефти в нем отнесены к категории С2. В площадном отношении запасы категорий С1 и С2 занимают области в пределах принятого контура нефтеносности. Запасы газа газовой шапки отнесены к категории С2, т.к. ее наличие определено по косвенным признакам. Геологические / извлекаемые запасы утверждены ЦКЗ МПР РФ (протокол № 308 от 17.09.2003) в количестве: нефти по категории С1 – 69 893 / 20 968 тыс.т, по категории С2 – 20 660 / 6 198 тыс.т; растворенного газа по категории С1 – 7 461 / 2 239 млн.м3, по категории С2 – 2 204 / 661 млн.м3; газа газовых шапок по категории С1 – 37 266 млн.м3, по категории С2 – 26 030 млн.м3; конденсата по категории С1 – 2 734 / 1 708 тыс.т, по категории С2 – 1 299 / 655 тыс.т. Коэффициент нефтеизвлечения составил 0.3, коэффициент конденсатоотдачи 0.65. Основные изменения связаны с уточнением геологических моделей залежей в отложениях неокомского надъяруса и волжского яруса. В результате новых построений, с учетом дополнительных данных, изменились геометрические размеры резервуаров, что повлекло за собой уменьшение линейных размеров и площади залежей. Незначительно изменились при подсчете запасов коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности за счет уточнения петрофизических зависимостей с привлечением кернового материала по скважине 3-Широтной. При подсчете запасов свободного газа и конденсата изменились поправочные коэффициенты и величина потенциального содержания С5+В в газе за счет применения других методических приемов при осреднении данных параметров. Промышленного содержания ценных неуглеводородных компонентов в нефти, растворенном газе, свободном газе, конденсате и пластовой воде не обнаружено, поэтому подсчет запасов по ним не осуществлялся. Таблица 1.17 – Распределение давления и температуры по разрезу горных пород месторождения им.Ю.Корчагина.
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
