Проект доразведки северной части газовой залежи горизонта БТ6-8 Заполярного месторождения. Проект доразведки северной части газовой залежи горизонта бт68 Заполярного месторождения
 Скачать 5.38 Mb.
|
2.2 Подсчет запасовПо результатам выполнения работ бурения эксплуатационной скважины № 101 залежь была изучена сейсморазведкой и иными высокоточными методами, при бурении был получен промышленный приток газа, следовательно, ожидается перевод запасов из категории С2 в категорию С1 (рис. 7). Степень изученности Заполярного месторождения позволяет произвести подсчет запасов природного газа только объемным методом. Запасы подсчитаны по формуле:  Рис. 7 – Карта равных эффективных и нефтегазонасыщенных толщин [2]  , гдеQ – извлекаемые запасы газа в млн. м3; F – площадь газонасыщенности, км2; h – средняя газонасыщенная мощность коллекторов, м; m – коэффициент открытой пористости; β – коэффициент газонасыщенности порового пространства коллекторов; P – срднее начальное пластовое давление в залежи, в физических атмосферах; Pк – среднее конечное давление в залежи после извлечения промышлленных запасов газа и установления на устье скважины давления в 1 атм, в физических атмосферах; λ, λк – поправка на отклонение свойств углеводородных газов от закона Бойля – Мариотта соответсвенно для давлений P и Pк; f – поправка для приведения объема газа к стандартной темппературе; η – коэффициент газоотдачи. Площадь газоносности Площадь газоносности месторождения определялась для туронской залежи на структурной карте по кровле коллекторов продуктивного пласта «Т». Карта построена в масшатбе 1:50 000 с сечением изогипс через 20 метров. Для туронской залежи в соответствии с принятой отметкой ГВК внешний контур газоносности проведен на структурной карте по кровле продуктивного пласта «Т» и внутренний контур – на структурной карте по подошве этого пласта. Площадь газоносности в пределах внешнего контура газоносности составляет 396,65 км2. Средняя газонасыщенная мощность коллекторов Для выделения мощностей газонасыщенных пластов – коллекторов по каждой скважине построены геолого – геофизические разрезы. Исходя из полученных суммарных мощностей газонасыщенных коллекторов в каждой скважине, составлены карты равных газонасыщенных мощностей для туронского продуктивного пласта (рис. 8). По карте равных газонаыщенных мощностей туронского пласта «Т» произведен расчет объема газонасыщенных пород и средневзвешенной их мощности для продуктивного пласта «Т». Средневзвешенная мощность колекторов туронского продуктивного пласта «Т» составляет: 2897,41/396,65 = 7,30 м.  Рис. 8 – Карты изопаххит основных стратиграфических подразделений [2] Коэффициент пористости коллекторов Открытая пористость коллекторов определялась по образцам керна в лаборатории «Главтюменьгеологии». Опредееление производилось в обычных уловиях методом Преображенского. Коллектора туронского пласта «Т» характеризуются единичными определениями коллекторских свойств, ввиду небольшого количества керна из этих отложений. Вынос керна из газоносных прослоев пласта «Т» составил всего 2,8 м. Из них открытая пористость определена для двух интервалов: 1216,0 – 1219,0 м в скв. № 16, для которого средняя величина пористости составляет 22,8 % и 1193,0 – 1193,8 м в скв. № 20 с пористостью 27,2 %. Учитывая столь ограниченные данные, а также литологические особенности коллекторов туронского пласта, выражающиеся в довольно значительном количестве содержании глинистого и карбонатного материала, для подсчета запасов в туронской залежи принимаем коэффициент пористости равным 0,2. Коэффициент проницаемости Эта величина не входит в формулу подсчета запасов, однако представляет существенную ценность для проектирования опытно – промышленной эксплуатации или выбора методики разработки месторождения. Коэффициент проницаемости определялся для всех образцов, имевших достаточные размеры для изготовления цилиндра, за исключением наиболее рыхлых. Средневзвешенная по мощности газоносных пластов величина проницаемости составляет: 293032,36 / 308,4 = 950, 17 мД, среднеарифметическая величина – 192045,41 / 207 = 927,75 мД. Коэффициент газонасыщенности Газонасыщенность поворого пространства коллекторов определялась по промыслово – геофизическим данным. Ниже приводится расчет средневзвешенной величины газопроницаемости. Таблица 8 Расчет среднего значения величины коэффициента газонасыщенности коллекторов по промыслово - геофизическим данным [1]
Исходя из приведенных данных средневзвешенная величина коэффициента газонасыщенности для туронского пласта составляет: 16,044 / 27,4 = 0,585. Для подсчета запасов принимается округленная в сторону уменьшения величина – 0,58. Среднее начальное и конечное пластовое давление Пластовое давление для туронской залежи определено только в одной газовой скважине (№ 3). В других скважинах коллектора продуктивного пласта «Т» не испытывались. Для подсчета запасов принимается величина давления, полученная в скважине № 3 – 126,9 ата, что в физических атмосферах составляет: 126,95  0,97 = 123,14 атм.Конечное пластовое давление рассчитывается на момент, когда давление на устье скважины после извлечения промышленных запасов газа составляет 1 ата. Тогда величина конечного пластового давления в этом случает составит: Рк =  , гдеe – основание натуральных логарифмов равное 2,71828; γ – средний удельный вес газа по воздуху; H – глубина скважины до продуктивного горизонта. Для туронской залежи средняя глубина кровли пласта «Т» составляет 1110 метров, удельный вес газа 0,56. Отсюда: Рк = 2,71821293 10 -9 111000 0,56 = 1,00 ата, что в физических атмосферах составляет 1,08 0,97 = 1,048 атм или округленно для подсчета запасов в туронской залежи – 1,05 атм.Поправка на отклонение Поправка на отклонение свойств углеводородных газов от закона Боля – Мариотта (λ) учитывает сжимаемость углеводородных газов в зависимости от пластового давления, температуры и состава газа.  , где z – сверхсжимаемость газа. Z для пластовых условий определялся по графику Брауна на основании приведенных давлений и температур (Рпр, Тпр), которые рассчитаны на основании среднекритических параметров газа (Рс, Тс), которые определены в таблице для конкретного состава газа, в каждой скважине, а затем подсчитаны средние значения псевдокритического давления и температуры. Таблица 9 Расчет средней величины псевдокритических давлений и температуры для газа Заполярного месторождения [1]
Для туронской залежи: Рпр = 2,77, Тпр = 1,53, отсюда z = 0,800. Тогда λ = 1/0,800 = 1,25. Величину λк принимаем равной 1, так как при Рк = 1,091 ата, z практически равна 1. Поправка для приведения объема газа к стандартной темппературе Поправка на температуру для приведения объема газа к стандартной температуре (20 ̊С) рассчитывается по формуле: Kt =  , гдеT – абсолютная температура, равная 273 ̊С; tст – стандартная тмеператра, равная 20 ̊С; tпл – пластовая температура. Для туронской залежи температура на уровне ГВК составляет 21,5 ̊С, отсюда: Kt =  = 0,995.Для подсчета запасов принимаем округление Kt = 1. Коэффициент газоотдачи принимается равным за 1. Обоснование категорийности запасов Так как туронская залежь на дату подсчета запасов разведана не полностью, то проведем доразведку. В пределах северной части залежи, в районе скважины № 41 мы сочли возможным отнести часть запасов к категории С1, исходя из того, что продуктивные отложения турона в скв № 101 испытали и получили промышленный приток газа. Для упрощения подсчета, учитывая небольшую мощность коллекторов в пределах пласта «Т» и их приуроченность в основном к кровле пласта, запасы подсчитаны в пределах вертикальной плоскости, соответствующей отметке – 1040 м на карте по кровле пласта «Т». Запасы газа Исходя из полученных параметров произведем подсчет запасов по категориям: Категория С1: Q1=396,65  Таблица 10 Подсчет запасов
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||