Главная страница Случайная страница Разделы сайта АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
бл.св.3-6(Б) ⇐ ПредыдущаяСтр 8 из 8
С2 | газова | 5-5 | 
| |||
| 5-5, 5 5, 25 | |||||||
| 5-5, 5 5, 25 | |||||||
| ∑ | |||||||
| газо-водяна | 0-2 | 
| |||||
| 2-4 | |||||||
| 4-6 | |||||||
| ∑ |
2.1.2.3. Обгрунтування коефіцієнту пористості
Відкрита пористість пластів-колекторів визначалася промислово-геофізичними методами та за результатами лабораторних досліджень кернового матеріалу.
По кожній свердловині визначалося середньозважене значення пористості по товщині газонасичених прошарків для пласта С-7 по товщині значення пористості визначалося з урахуванням як газонасичених, так і водонасичених прошарків.
Середньозважене значення пористості прийнято і до підрахунку запасів, так як в межах покладів знаходиться тільки одна свердловина.
Середні величини пористості продуктивного пласта наведені в таблиці 10.2.
2.1.2.4. Обгрунтування коефіцієнту газонасиченості
Значення коефіцієнту газонасиченості пластів-колекторів визначені за результатами інтерпретації матеріалів ГДС свердловин № 3.
По даній свердловині значення коефіцієнта газонасиченості визначалося як середньозважене по товщині газонасичених прошарків і це значення прийнято до підрахунку запасів.
Значення коефіцієнта газонасиченості продуктивних пластів наведено в таблиці 10.2.
Таблиця 10.2 – Середні величини пористості, проникності і газонасиченості продуктивних пластів Аксютівського родовища
| Горизонт (пласт) | № св. | Інтервали, м | Товщина, м | Пористість, % | Проникність, х10-15 м2 | Газонасиченість, % | Примітка | ||||||
| газонасиченості | водонасиченості | по керну | кіл-ть зразків керна всього враховано | по геофізиці | по керну | кіл-ть визначень всього врахованих | середньозважена по товщині | кіл-ть визначень всього врахованих | |||||
| середньозважена по потужності | кіл-ть визначень всього враховано | ||||||||||||
| С-7 | 3546, 4-3549, 0 | 3550, 0-3553, 0 | 4, 0 | 12, 4 | 2/2 | 1/1 | m = 0, 124; β = 0, 84 | ||||||
| - | 3644, 4-3654, 0 | 4, 0 | 2, 1-13, 1 | 9/3 | 11, 6 | 2/- | 0, 05-1, 94 | 5/1 | |||||
| - | 3713, 0-3722, 4 | 5, 4 | 13, 1 | 2/- |
2.1.2.4. Обгрунтування температурної поправки
Для визначення температурних поправок були використані виміри геотермічного градієнту в свердловині № 1.
Значення температури покладів розраховувалось на відмітки, що відповідають ½ висоти покладу.
Поправка на температуру для приведення об’єму газу до стандартної температури визначалась по формулі:
(10.2)
де Т – абсолютна температура (2730К);
tст – стандартна температура (200С);
tпл – пластова температура 0С.
Значення пластової температури і температурні поправки наведені в таблиці 10.3.
2.1.2.6. Обгрунтування початкового і кінцевого пластових тисків
Початкові пластові тиски в свердловинах визначались замірами глибинним манометром МГН-2-400 з верхньою межею вимірювання 40 МПа Виміри устьових тисків виконувались взірцевими манометрами з верхньою межею вимірювання 25-40 МПа. Перед кожним виміром та після нього глибинні та зразкові манометри тарувались. Дані тарування наведені у кожному акті дослідження.
За результатами вимірів побудований графік розподілу пластових тисків Аксютівського родовища (графічний додаток 19).
Для геолого-економічної оцінки запасів вуглеводнів розрахунки проводились з використанням лінії розрахункового гідростатичного тиску північного борту ДДз, що визначається рівнянням Р=0, 0111138Н-0, 74.
Слід зауважити, що при дослідженні свердловин заміряні пластові тиски нижче гідростатичного, градієнт тиску становить 0, 0083-0, 0099МПа/м., що, можливо, пов’язано з їх не повним відновленням.
Величини початкових пластових тисків покладів розраховувались на відмітках, що відповідають ½ висоти покладу з урахуванням густини газу в пластових умовах.
Значення величин пластового тиску, прийнятих для підрахунку запасів вуглеводнів наведені в таблиці 10.3.
Таблиця 10.3 – Вихідні дані та результати обчислення поправок на стиснення вуглеводневих газів та температур Аксютівського родовища
| №№ п.п | Блоки свердловин | Пласт | Назва контакту | Абсолютна відмітка ГРК, м | Найвища відмітка покрівлі газонасиченої частини горизонту, м | Абсолютна відмітка 1/2 висоти покладу від контакту, м | Висота покладу, м | Пластовий тиск, Мпа | Пластова температура, С | Пластова температура, К | Псевдокритичний тиск, Мпа | Псевдокритична температура, К | Приведений псевдокритичний тиск, Мпа | Приведена псевдокритична температура, К | Коефіцієнт стиснення газу | Поправка на стиснення газу | Поправка на температуру | Густина газу ст.умов, кг/м3 | густина газу пластових умов кг/м3 | ||
| Тиск по контакту | Тиск на покрівлю | Тиск на середину | |||||||||||||||||||
| Б (3-6) | С-7 | ГВК | -3394, 2 | -3350 | -3372, 1 | 44, 2 | 37, 03 | 36, 93 | 36, 98 | 93, 2 | 366, 2 | 4, 643 | 210, 50 | 7, 96 | 1, 74 | 1, 020 | 0, 98 | 0, 80 | 0, 875 | 250, 43 |
2.1.2.7. Обгрунтування поправок на відхилення вуглеводневих газів від закону Бойля-Маріотта
Вуглеводневі гази значно відрізняються від ідеальних газів, тому, в залежності від пластового тиску, температури та складу пластового тиску, визначаються поправки на відхилення від закону Бойля-Маріотта.
Поправка на відхилення вуглеводневих газів від закону Бойля-Маріотта вираховувалась по формулі:
(10.3)
де Z – коефіцієнт надстисливості газу, визначений по методиці, викладеній в інструкції [5].
Вихідні дані та результати обчислення поправки на стиснення газу та коефіцієнт надстисливості газу наведені в таблиці 10.3, а результати визначення псевдокритичних температур і тисків наведені в таблиці 10.4.
Таблиця 10.4 – Визначення псевдокритичних температур і тисків для
продуктивних горизонтів Аксютівського родовища
| Горизонт | Середній склад газу покладу | Вміст в порціях від об’єму | Критичні параметри | Псевдокритичні параметри | ||
| Тиск, МПа | Температура, | Тиск, МПа | Температура, | |||
| 0К | 0К | |||||
| С-7 | Метан | 86, 54 | 4, 606 | 190, 55 | 3, 986 | 164, 902 |
| Етан | 6, 35 | 4, 881 | 305, 43 | 0, 310 | 19, 395 | |
| Пропан | 2, 43 | 4, 251 | 369, 82 | 0, 103 | 8, 987 | |
| І-бутан | 0, 24 | 3, 648 | 408, 13 | 0, 009 | 0, 980 | |
| Н-бутан | 0, 51 | 3, 797 | 425, 16 | 0, 019 | 2, 168 | |
| Пентан+в | 1, 52 | 3, 335 | 0, 051 | 7, 296 | ||
| Гелій | 0, 04 | 0, 23 | 5, 2 | 0, 000 | 0, 002 | |
| Азот | 0, 25 | 3, 399 | 126, 26 | 0, 008 | 0, 316 | |
| Двооксид вуглецю | 2, 12 | 7, 384 | 304, 2 | 0, 157 | 6, 449 | |
| 4, 643 | 210, 500 |
2.1.2.8. Обгрунтування коефіцієнту газовіддачі
Коефіцієнт газовіддачі при підрахунку запасу газу приймається рівним одиниці незалежно від режиму покладу і його геологопромислових характеристик.
2.1.3. Підрахунок запасів газу
Для визначення балансових запасів “сухого” газу використовувалась формула:
VбезC5+в=Vг 
(10.4)
де Vг – початкові геологічні запаси газу, підраховані об’ємним методом, млн.м3.
VС5+в – мольний процент пентанів і вищекип’ячих у пластовому газі, дивись таблицю 8.4.
Запаси “сухого” газу наведені в таблиці 10.5.
2.1.4. Підрахунок запасів конденсату
Параметри для підрахунку запасів конденсату обгрунтовані у главі 8. Дані про вміст етану, пропану, бутанів у пластовому газі наведені в таблиці 8.4.
Для пластів С-5, С-7 потенційний вміст конденсату та супутніх компонентів прийнято по аналогії з однойменними пластами сусіднього Островерхівського родовища. Для пласта С-22-23 – по аналогії з пластом С-17-18в, С-19-21 цього ж родовища.
Підрахунок запасів конденсату, етану, пропану, бутанів проведений за методикою визначеною “Методическим руководством по подсчету балансовых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов и определению их потенциального содержания в пластовом газе”.
Загальні запаси конденсату, етану, пропану та бутанів визначались по потенційному вмісту їх в складі пластового газу.
Підраховані запаси конденсату наведені в таблиці 10.5.
Таблиця 10.5 – Підрахункові параметри та запаси вільного газу і конденсату Аксютівського родовища (станом на 0.01.2011р.)
| Продуктивний горизонт, пласт, блок свердловин (зона) | Код класу | Категорія запасів | Площа газоносності, 103 м2 | Середня газонасичена товщина, м | Об’єм газонасичених порід, 103 м3 | Коефіцієнт відкритої пористості, частка одиниці | Коефіцієнт газонасиченості, частка одиниці | Початковий пластовий тиск, МПа | Залишковий пластовий тиск, МПа | Поправки, частка одиниці | Початкові загальні запаси газу, млн. м3 | Мольна частка сухого газу, частка одиниці | Початкові запаси “сухого” газу, млн. м3 | Поточні запаси газу на дату підрахунку, млн. м3 | Вміст конденсату, т/млн. м3 | Початкові загальні запаси конденсату, тис. т | Поточні запаси конденсату на дату підрахунку, тис.т | |||
| на температуру | на відхилення від закону Бойля-Маріотта | Загальні | За кодами класів | Загальні | За кодами класів | |||||||||||||||
| С-7, блок Б | ||||||||||||||||||||
| газова | С2 | 5, 1 | 2799, 9 | 0, 124 | 0, 84 | 36, 98 | 0, 0981 | 0, 80 | 0, 98 | 0, 985 | 74, 5 | |||||||||
| газоводяна | С2 | 2, 7 | 631, 8 | 0, 124 | 0, 84 | 36, 98 | 0, 0981 | 0, 80 | 0, 98 | 0, 985 | 74, 5 | |||||||||
| Разом по блоку | С2 |
2.1.5. Класифікація під рахункових запасів газу за промисловим значенням та ступенем техніко-економічного і геологічного вивчення
Газоносність Аксютівського родовища пов’язана з серпуховським ярусом нижньокамяновугільних відкладів, в межах якого встановлено газоконденсатні поклади пластів С-2-3а, С-2-3б, С-5, С-7, С-17-18а, С-17-18б, С-17-18в, С-19-21, С-22-23, які мають різний ступінь геологічного, техніко-економічного вивчення та промислового значення.
Пласт С-2-3а. В межах пласта поклади ВВ встановлені в блоці А свердловиною №1 та в блоці Б свердловиною №4.
В блоці А при випробуванні пласта отримано приплив газу та конденсату. Сердловина№1 в підготовці до введення в ДПЕ. За результатами виконаних техніко-економічних показників розробка покладу є рентабельною. За ступенем геологічного вивчення запаси ВВ відносяться до попередньо розвіданих, категорія С2. Видобувна частина запасів відноситься до балансових вірогідних, клас 122. Залишкові запаси ВВ відносяться до позабалансових, клас 222.
Оцінені перспективні ресурси категорії С3 мають клас 333 з не визначеним промисловим значенням.
В блоці Б пласт С-2-3а перебуває в ДПР разом з пластом С-2-3б. Розробка проводиться свердловиною №4. Видобуток газу з пласта С-2-3а становить 3 млн.м3.
За ступенем геологічного вивчення запаси та ресурси ВВ відносяться до розвіданих, категорія С1, попередньо розвіданих, категорія С2 та перспективних ресурсів, категорія С3.
За промисловим значенням видобувна частина розвіданих запасів відноситься до балансових достовірних, клас 111, залишкові запаси відносяться до позабалансових, клас 221. Видобувна частина попередньо розвіданих також відноситься до балансових вірогідних, клас 122, залишкові запаси – до позабалансових, клас 222.
Перспективні ресурси ВВ відносяться до класу 333 з не визначеним промисловим значенням.
Пласт С-2-3б встановлений в блоці Б свердловиною №4, якою і розробляється разом з пластом С-2-3а. Видобуток газу з пласта С-2-3б становить 2 млн. м3.
Класифікація запасів по пласту С-2-3б аналогічна пласту С-2-3а.
За ступенем геологічного вивчення запаси та ресурси ВВ відносяться до розвіданих, категорія С1, попередньо розвіданих, категорія С2 та перспективних ресурсів, категорія С3.
Розвідані запаси за промисловим значенням поділяються на балансові достовірні класу 111 та позабалансові, класу 221.
Попередньо розвідані запаси поділяються за промисловим значенням на балансові вірогідні класу 122 та позабалансові класу 222.
Перспективні ресурси відносяться до класу 333 з не визначеним промисловим значенням.
Пласт С-5. Газоносність пласта С-5 встановлена в блоці Б за результатами випробування свердловини №4, в якій отримано приплив газу, конденсату та пластової води. По даному пласту виконано розрахунок техніко-економічних показників розробки, яка є доцільною.
За ступенем геологічного вивчення запаси покладу відносяться до попередньо розвіданих, категорія С2. За промисловим значенням видобувні запаси відносяться до балансових вірогідних, клас 122, залишкові запаси відносяться до позабалансових, клас 222.
Оцінені перспективні ресурси категорії С3 за промисловим значенням відносяться до не визначених, клас 333.
Пласт С-7. Поклад ВВ встановлено в блоці Б свердловиною №3 за даними інтерпретації матеріалів ГДС.
Випробування пласта не проводилось.
За ступенем геологічного вивчення запаси покладу відносяться до попередньо розвіданих, категорія С2, за промисловим значенням – до не визначених, клас 332.
Пласт С-17-18а встановлений в блоці Б свердловиною №3. Газонасиченість пласта встановлена за даними інтерпретації матеріалів ГДС, випробуванням пласт не оцінений.
За ступенем геологічного вивчення запаси покладу відносяться до попередньо розвіданих, категорія С2 за промисловим значенням – до не визначених, клас 332.
Пласт С-17-18б. Поклад ВВ встановлений на основі даних інтерпретації матеріалів ГДС, випробуванням пласт не оцінений.
За ступенем геологічного вивчення запаси покладу відносяться до попередньо розвіданих, категорія С2 та перспективних ресурсів, категорія С3. За промисловим значенням запаси та ресурси ВВ відносяться до не визначених, клас та 332 та 333, відповідно.
Пласт С-17-18в. Газоконденсатний поклад встановлено в блоці Б свердловиною №3, при випробуванні якої отримано приплив газу та конденсату. Свердловина №3 перебуває в ДПЕ, одночасно розробляються пласти С-17-18в та С-19-21. Видобуток газу з пласта С-17-18в складає 3 млн.м3.
За ступенем геологічного вивчення запаси ВВ відносяться до розвіданих, категорія С1, попередньо розвіданих, категорія С2 та перспективних ресурсів, категорія С3.
За промисловим значенням видобувна частина розвіданих та попередньо розвіданих запасів відноситься до балансових достовірних та вірогідних, клас 111 та 122, відповідно, залишкові запаси відносяться до позабалансових з відповідними класами 221 та 222.
Перспективні ресурси мають не визначене промислове значення, клас 333.
Пласт С-19-21. Поклад ВВ встановлений в блоці Б свердловиною №3, в якій при випробуванні пласта отримано приплив газу та конденсату. Свердловина №3 перебуває в експлуатації на поклади пластів С-19-21 та С-17-18в. Видобуток газу з пласта С-19-21 становить 1 млн.м3.
За ступенем геологічного вивчення запаси покладу відносяться до розвіданих, категорія С1, попередньо розвіданих, категорія С2 та перспективних ресурсів, категорія С3.
За промисловим значенням запаси та ресурси ВВ відносяться до балансових достовірних та вірогідних, позабалансових та не визначеного значення.
До балансових достовірних та вірогідних відноситься видобувна частина розвіданих та попередньо розвіданих запасів, які мають клас запасів 111 та 122, відповідно. До позабалансових відносять залишкові розвідані і попередньо розвідані запаси з відповідними класами 221 та 222.
До не визначеного промислового значення відносяться перспективні ресурси за класом 333.
Пласт С-22-23. Наявність покладу ВВ встановлена свердловиною №4 в блоці Б. При випробуванні свердловини №4 в отримано незначний приплив газу.
За ступенем геологічного вивчення запаси покладу відносяться до попередньо розвіданих, категорія С2.
За промисловим значенням запаси ВВ відносяться до не визначених за класом 332.
3. Економічна частина
3.1. Геолого-економічна ефективність підготовки видобувних запасів
3.1.1. Фактична вартість пошуково-розвідувального буріння
Вартість витрат на будівництво свердловин Аксютівського ГКР становить:
№3 – 15356904, 65 грн.
№5 – 28457730, 99 грн.
№6 – 15258132, 37 грн.
Загальна вартість – 59072768, 01 грн.
3.1.2. Показники ефективності геолого-розвідувальних робіт
Основні економічні показники які необхідно визначити при промисловій оцінці покладу нафти і газу наступні:
1) Собівартість підготовки однієї умовної одиниці видобувних запасів палива:
, де
Gзаг – загальні витрати на підготовку, грн.;
Qвид – видобувні запаси газу і конденсату, тис. м3, т.
2) Кількість одиниць умовного палива, що припадає на одну свердловину:
, де
Qвид – видобувні запаси газу і конденсату, тис. м3, т;
n – кількість свердловин.
3) Кількість одиниць умовного палива, що припадає на їх буріння:
, де
Qвид – видобувні запаси газу і конденсату, тис. м3, т;
m – загальний метраж пробурених свердловин.
1) 59072768, 01/108000=546, 9 грн.
2) 108000/3=36000 тис. м3+т.
3) 108000/12235=8, 8 тис. м3+т/м
4. Охорона праці
4.1. Аналіз умов праці при проведенні геолого-розвідувальних робіт
Комплекс
|
|