Главная страница Случайная страница
Разделы сайта
АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника
Данные для построения карт
|
|
| №№ сква-жин | Эффек-тивная толщина, h эф, м | Нефтена-сыщенная толщина, h неф, м | Интервалы перфорации, глубина, м Результаты опробования, глубина, дебит нефти или воды, м3/сут на штуцере | Интервалы перфорации, абсолютная отметка, Н а о и п, м |
| 9, 2 | 3, 4 | 2228, 0-2234, 0; Qн6-22, 6; Qв6-6, 3 | 2031, 9-2037, 9 | |
| 10, 1 | - | |||
| 8, 8 | - | |||
| 4р | 10, 2 | 10, 2 | 2062, 0-2068, 0; Qн6-31, 8 | 2023, 8-2029, 8 |
| 12, 2 | 12, 2 | 2230, 0-2238, 0; Qн4-29, 9 | 2021, 2-2029, 2 | |
| 6, 8 | 6, 8 | 2269, 0-2275, 0; Qн4-21, 8 | 2026, 5-2032, 5 | |
| 7, 8 | 2, 0 | 2223, 0-2230, 0; Qн8-21, 9; Qв8-7, 1 | 2032, 0-2039, 0 | |
| 11, 9 | 5, 2 | 2265, 0-2272, 0; Qн6-36, 5; Qв6-10, 1 | 2029, 9-2036, 9 | |
| 14, 2 | 14, 2 | |||
| 10р | 8, 6 | 3, 6 | 2084, 0-2090, 0; Qн4-28, 4; Qв6-7, 2 | 2030, 7-2036, 7 |
| 12, 2 | 12, 2 | |||
| 12р | 16, 4 | 16, 4 | 2068, 0-2076, 0; Qн6-41, 3 | 2013, 4-2021, 4 |
| 9, 6 | 9, 6 | 2250, 0-2256, 0; Qн6-32, 7 | 2024, 4-2030, 4 | |
| 8, 4 | 2, 2 | 2273, 0-2280, 0; Qн4-29, 1; Qв6-7, 7 | 2032, 0-2039, 0 | |
| 8, 2 | - | |||
| 10, 8 | 5, 2 | 2238, 0-2245, 0; Qн8-36, 9; Qв8-9, 9 | 2030, 7-2037, 7 | |
| 11, 6 | 11, 6 | |||
| 6, 6 | - | |||
| 6, 2 | - | |||
| 6, 2 | - |
Затем на план расположения скважин нанести эффективные и нефтенасыщенные толщины пласта каждой скважины (графы 2, 3 таблицы 2.1).
Для построения карты эффективных толщин используем эффективные толщины пласта. Изопахиты пласта проводим методом треугольников с сечением изогипс 2 м (например, 2, 4, 6, 8 м и т.д.). Карту эффективных толщин рекомендуется выполнять в тонких линиях.
После построения карты эффективных толщин перенести со структурной карты по кровле пласта положение внешнего и внутреннего контуров нефтеносности.
Для построения карты нефтенасыщенных толщин используем только нефтенасыщенные толщины. Положение изопахит в пределах внутреннего контура нефтеносности остается без изменений. Далее строим изопахиты в водонефтяной зоне. Внешний контур нефтеноснос-ти принимаем равный нулевому значению. Изопахиты в межконтурной зоне проводим путем интерполяции между значениями изопахит на границе внутреннего контура нефтеносности с учетом скважин, расположенных в водонефтяной зоне.
ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №3
ПОСТРОЕНИЕ ПОДСЧЕТНОГО ПЛАНА
Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план (рис. 3.1). Подсчетные планы составляются на основе структурной карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов или ближайшего репера, расположенного не более, чем на 10 м выше или ниже кровли пласта. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов.
В соответствии с Временной классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной в 2001 г., запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (промышленные) категории А, В, C1 и предварительно оцененные – категория С2.
Ресурсы этих же полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов по степени их изученности и обоснованности подразделяются на перспективные – категория С3, прогнозные локализованные – категория Д1Л, пpoгнозные – категории Д1 и Д2.
Рис. 3.1. Подсчетный план
Масштаб 1: 50000
Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы следует подсчитывать по каждой категории в отдельности. Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.
Границы и площадь подсчета запасов нефти и газа каждой из категорий окрашиваются определенным цветом:
- категория А - красным;
- категория В - синим;
- категория С1 - зеленым;
- категория С2 – желтым.
Порядок выполнения работы:
1. Построение подсчетного плана продуктивного пласта.
2. Выделение и обоснование категорий запасов.
Исходные данные:
Данные бурения и исследования скважин приведены в таблице 1.1 (лабораторная работа №1).
Данные бурения и исследования скважин приведены в таблице 2.1.
Выполнение лабораторной работы:
Работа выполняется в порядке, определенном заданием.
1. Подсчетный план (рис. 3.1) составляется на основе структурной карты по кровле пласта (рис. 1.1), составленной в зависимости от размеров месторождения в масштабе от 1: 5000 до 1: 50000.
На подсчетном плане должны быть показаны условными обозначениями:
а) разведочные и эксплуатационные скважины;
б) абсолютные отметки кровли пласта;
в) эффективная и нефтенасыщенная толщины пласта;
г) результаты испытания всех пробуренных скважин;
д) внешний и внутренний контуры нефтеносности;
е) границы категорий запасов.
Условные обозначения представлены в таблице 3.1.
2. В зависимости от степени изученности месторождений и подготовленности их к промышленному освоению запасы нефти и газа классифицируют на различные категории – А, В, С1, С2.
Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы следует подсчитывать по каждой категории в отдельности. Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.
Границы и площадь подсчета запасов нефти и газа каждой из категорий окрашиваются определенным цветом.
В нашем примере при подсчете запасов залежи можно выделить две категории запасов: С1 и С2.
Таблица 3.1
Условные обозначения
| Условное обозначение | Пояснение условного обозначения |
| Абсолютные отметки изогипс кровли |
| Абсолютные отметки изогипс подошвы |
| Внутренний контур нефтеносности |
| Внешний контур нефтеносности |
| Эксплуатационная скважина |
| Разведочная скважина |
|
13
1520, 8
| Номер скважины Абсолютная отметка кровли (подошвы) |
| ВНК – 1524 | Абсолютная отметка ВНК |
| Изопахиты эффективных и нефтенасыщенных толщин |
| Скважина, давшая нефть |
| Скважина, давшая нефть с водой |
| Скважина, давшая воду |
|
10
1508, 5
11, 0 / 11, 0
| Номер скважины Абсолютная отметка Эффективная толщина / Нефтенасыщенная толщина |
| Граница категории запасов С1 (зеленым цветом) |
| Граница категории запасов С2 (желтым цветом) |
| Номер участка подсчета |
| НЗ | Нефтяная зона |
| ВНЗ | Водонефтяная зона |
Категория С1 – запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.
Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для сос-тавления технологической схемы разработки месторождения нефти.
Граница категории С1 определяется расстоянием от скважины до линии, равным удвоенному шагу эксплуатационной сетки. Например, если эксплуатационная сетка равна 500х500 м, то расстояние от скважины до границы категории – 1 км. Это расстояние на подсчетном плане при масштабе 1: 50000 равно 2 см. Таким способом выделяется категория С1.
Категория С2 – запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований.
Запасы категории С2 используются для определения перспектив месторождения и планирования геологоразведочных работ, геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты. Запасы категории С2 частично используются для составления проектных документов для разработки залежи.
Оставшуюся часть площади необходимо отнести к категории С2.
Границы всех категорий с подсчетного плана перенести на карту эффективных и нефтенасыщенных толщин.
|
|