Геолого-промислова характеристика серпухівського покладу

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

на тему: Геолого-промислова характеристика серпухівського покладу

1. Коротка історія розвідки та розробки родовища

У різні роки в районі Прилуцької площі проводилися геолого-зйомочні, геофізичні і бурові роботи. Так в 1951 році північніше міста Прилуки проводилася гравіметрична зйомка, якою було виявлено мінімум сили тяжіння.

У 1953-54 рр. електро-розвідувальними роботами, виконаними в районі Прилуцького мінімуму сили тяжіння, по опорному горизонту високого опору обуло зафіксовано підняття шарів, що оконтурювалося ізолінією мінус 4000 м.

У 1954-55 рр. структурно-картувальним бурінням, проведеним на обширній території міжріччя Удаю і Орлиці, на півночі досліджуваного району південно східна частина Ольшанського прогину, південно-західніше, якого намітилося Прилуцьке підняття.

У кінцевому своєму виді Прилуцьке підняття було виявлене, вивчене і підготовлене для глибокого буріння сейсморозвідкою, що проводилася в 1955-56р. по даним сейсморозвідки було складено структурні карти по трьом горизонтам ( юра, тріас Т, карбон С) в масштабі 1:50000, на яких знайшла своє відображення Прилуцька структура. Найбільш ярко ця структура виражена покладах палеозою, по яким вона малюється в вигляді крупної брахиантиклінальної складки північно-західного простягання, розбитої диз'юнктивними порушеннями на ряд блоків. Розміри структури: по великій осі 17 км, по короткій осі-14 км. у 1958-60 рр. на Прилуцькій площі було проведено структурно-пошукове буріння, яке підтвердило наявність Прилуцького підняття, виявленого геофізикою, уточнили його будову по крейдовим С і юрським відкладам. У 1959 році трестом "Чернігівнафтогазрозвідка" Прилуцька площа, булла введена в глибоке розвідувальне буріння. У 1959 році свердловиною №1 було встановлено нафтоносність Прилуцької структури, а в 1960 році в свердловині №4 із візейських відкладів був отриманий фонтан нафти дебітом в 240 т/добу на 10 мм штуцері і таким чином було доведено промислове значення Прилуцького нафтового родовища. Окрім візейського нафтового покладу, по даним промислово-геофізичних досліджень керна і досить обмеженим даним випробування свердловин, що були проведені в 1962 році, ряд нафтоносних горизонтів виділяється серед відкладів серпухівського і башкирського ярусів. Але ці горизонти на той час були слабо вивчені і їх промислову цінність було доведено пізніше. родовище нафтогазоводоносність флюїд гідрогеологічний

Підрахунок запасів нафти і газу по Прилуцькому родовищі було проведено в 1964 році, у цьому ж році по Прилуцькому родовищу було складено та затверджено "Технологічний проект розробки Прилуцького родовища" на основі запасів нафти. Родовище відкрито Пирятинською конторою розвідувального буріння І тресту "Чернігівнафтогазрозвідка" в липні 1960 року. У 1961 році був введений в експлуатацію горизонт В14+15. У 1966 році була розпочата розробка горизонту Б1 та В16, в 1973 році - В13 і С8+9. У даний час Прилуцьке нафтове родовище розробляється на основі уточненого проекту розробки, складеного ВАТ «Український нафтогазовий інститут» в 1996 році та проектних рекомендацій. Башкирський, серпухівський та візейський горизонти розробляються на природному пружно-водонапірному режимі.

2. Загальні відомості про родовище

Прилуцьке нафтове родовище відкрито Прилуцькою конторою розвідувального буріння тресту "Чернігівнафтогазрозвідка" в липні 1960 року, в тому ж році родовище було введено в розробку.

Родовище багатопластове. Тектонічні порушення ділять структуру на окремі блоки. Продуктивні пласти складені різнопроникними, літологічно неоднорідними колекторами. Все це суттєво ускладнює розробку покладів. Розробляються три експлуатаційні об'єкти: Б (об'єднує горизонти Б і Б2, Б3), С (горизонт С8+9) та В (горизонти В13, В14, В15, В16).

На Прилуцькому родовищі пробурена 41 пошуково-розвідувальних свердловин. Поклади нафти розроблялись 28 свердловинами. Відмінна риса родовища - експлуатаційні об'єкти перебувають на різних стадіях розробки. Основний об'єкт В - на пізній стадії розробки.

Відповідно до проектних документів на родовищах проводяться роботи з «штимізації системи розробки та інтенсифікації видобутку рідини. У зв'язку з цим по родовищу досягнута не тільки стабілізація, але й зростання видобутку нафти. На Прилуцькому родовищі доведена так як і на Гніденцівському родовищі можливість стабільного збільшення річного видобутку нафти в результаті послідовної реалізації ефективних проектних рішень.

Клімат району розташування Прилуцького нафтового родовища помірно континентальний. Середньорічна температура повітря дорівнює +7,2°С, максимальна середньомісячна температура +20°С, а мінімальна -9°С. Середньорічна кількість опадів складає 542 мм в рік, при цьому більша їх кількість переважно випадає влітку.

Прилуцьке нафтове родовище розташоване на 4 км північніше міста Прилуки Чернігівської області. Район родовища характеризується добре розвинутою мережею доріг. У місті Прилуки розташовано нафтогазовидобувне управління, що здійснює розробку і експлуатацію нафтових і газових покладів, та управління бурових робіт, що проводить буріння пошукових, розвідувальних і експлуатаційних свердловин.

У орогідрографічному відношенні родовище приурочено до горбистої рівнини, прорізаної річкою Удай, а також густою мережею балок і ярів.

3. Стратиграфія

У геологічній будові Прилуцького родовища беруть участь відклади девонської О, кам'яновугільної С, пермської Р, тріасової Т, юрської І, крейдової К, палеогенової Р, неогенової 14, четвертинної систем. Максимальна товщина осадового чохла, розкритого свердловинами перевищує 4000 м.

Продуктивними є відклади башкирського ярусу середнього карбону Сг, а також серпухівського та візейського ярусів нижнього карбону Сі.

Візейський ярус залягає на розмитій поверхні турнею. Представлений утвореннями нижньо- та верхньовізейського підярусів.

Нижньовізейські відклади являють собою переважно вапняки та аргіліти з прошарками алевролітів і пісковиків. У верхньому візеї переважають аргіліти, котрі містять прошарки вапняків, пісковиків та алевролітів, до яких приурочені промислові скупчення нафти. Пісковики сіробарвні - від світло-сірих, майже білих, до темно-сірих, дрібно- і середньозернисті, польовошпатово-кварцові, слюдисті, щільні. Алевроліти сірі, глинисті, слюдисті. Вапняки сірі і темно-сірі, кристалічні, місцями глинисті, на деяких ділянках доломітизовані, щільні, інколи тріщинуваті. Аргіліти темно-сірі, до чорних, вапнякові, алевролітисті, слабко слюдисті. Вік порід встановлено на основі комплексу мікро фауни та даних спорово-пилкового аналізу. Товщина коливається від 350 до 455 М.

Серпухівський ярус. Відклади залягають на розмитій поверхні верхнього візею і представлені аргілітами, які містять декілька верств алевролітів та пісковиків. Алевроліти та пісковики сірі, глинисті, місцями дуже глинисті. До прошарків, що залягають в підошві розрізу, приурочені промислові скупчення нафти. Вік порід датується на основі спорово-пилкового комплексу.

Башкирський ярус. Осадки башкирського ярусу залягають на розмитій поверхні серпухівських відкладів. За літологічними ознаками, комплексом мікро- фауни та даними спорово-пилкового аналізу вони поділяються на дві товщі, які відносяться до верхньо- та нижньобашкирських підярусів. Нижня товща складається з мікрозернистих глинистих щільних вапняків, інколи тріщинуватих* жотрі вміщують прошарки темно-сірих аргілітів і поодинокі невитримані проверстки пісковиків. Верхня товща складена з »темно-сірих вапнякових аргілітів, котрі чергуються з прошарками пісковиків, алевролітів, зустрічаються також проверстки доломітизованих вапняків. У ряді свердловин пісковики вафтонасичені. Товщина відкладів башкирського ярусу коливається від 260 до 300 м. Продуктивна частина відкладів Прилуцького родовища літологічно представлена чергуванням пісковиків, аргілітів, рідше алевролітів, зустрічаються також поодинокі тонкі прошарки вапняків, які витримані по простяганню і є жореляційними реперами. Характеристика пластів проводиться на основі фактичного матеріалу літолого-петрографічного вивчення порід і дослідження їх властивостей по керну, даних промислової геофізики, випробувань і досліджень свердловин.

4. Тектоніка

Прилуцьке нафтове родовище знаходиться в південній частині розвитку антиклінальних і солянокупольних структур. З південного заходу ця зона межує з південною частиною крила Дніпрово-Донецької западини, в північній - з вентральною. За схемою тектонічного районування фундаменту ця зона відповідає південно-західному крайовому прогину грабена, який з південного заходу межує з моноклінальним схилом Українського кристалічного масиву. З південного сходу - з центральною припіднятою частиною Дніпровського грабена. Південно-західний рогин зчленовується із схилом Українського кристалічного масиву, а також з центральною частиною грабена по регіональних глибинних розломах. Крім того, кристалічне ложе прогину розбите системою поперечних порушень на ряд тектонічних блоків, які утворюють систему горстів і грабенів, що поступово занурюються в південно-східному напрямку. До такого блока- грабена і приурочений район Прилуцького родовища.

Осадовий комплекс даного району також розбитий системою поперечних диз'юнктивних порушень на ряд блоків. При кореляції розрізу свердловини і - аналізі товщин стратиграфічних комплексів виявлено ряд стратиграфічних та кутових неузгодженостей, а також значна кількість порушень скидового типу. Найбільш чітко проявляється доверхньо-пермська кутова і стратиграфічна неузгодженості. Крім неузгодженостей в розрізі відмічається ряд місцевих редукцій товщин деяких свит, котрі є наслідком розвитку внутрішньо-формаційних стратиграфічних неузгодженостей. З цього видно, що Прилуцьке підняття розвивалось неперервно протягом тривалого геологічного часу і зазнало інтенсивного складкоутворення в доверхньо-пермський час. Тоді ж з'явились і основні диз'юнктивні порушення.

У розкритій частині розрізу Прилуцького підняття виділяються два основні структурні плани: нижній доверхньопермський і верхній післяверхньопермський. По верхньому структурному плану підняття більш пологе і розбите на низку мілких блоків. Найбільш піднята його частина знаходиться в районі свердловини № 16. По нижньому структурному плану складка має чіткішу форму. Куш падіння порід збільшуються. Пологішим стає південно-західне і більш крутим північно-східне крило. Амплітуди порушень значно зростають і з'являються нові порушення. Склепіння складки зміщується в район свердловин № 13,23,25,26,27.

Прилуцька структура являє собою асиметричну брахіантиклінальну криптодіапірову складку північно-західного простягання. Розміри складки по башкирських відкладах 5x3,5 км. Кути падіння порід південно-західного крила по мезозойських відкладах 1-2°, по палеозойських - 10-12°. Північно-східне крило крутіше - кути зростають від 1° в мезозої до 12-14° в палеозої.

Внаслідок інтенсивного проявлення соляної тектоніки на Прилуцькому піднятті утворились багаточисельні скидові порушення повздовжнього і поперечного напрямків. Деякі площини скидання мають зустрічне падіння, утворюючи в склепінні грабен просідання, характерний для солянокупольних структур. Найбільша кількість порушень відсікається в відкладах мезозою та І верхнього палеозою, котрі зазнали максимального розтягу. З глибиною їх кількість значно зменшується. Виділення порушень в свердловинах проводилось шляхом співставлення каротажних діаграм та їх детальної площинної кореляції. Випадання з розрізу тих чи інших його частин було підставою для виділення І вирушень. Всього на родовищі прослідковується 7 порушень в башкирських відкладах, 7 - в серпухівських, 6 - в верхньо-візейських та 4 - в турнейських і девонських відкладах. Найбільшими порушеннями, виявленими в межах родовища є порушення І та II, що січуть складку вздовж і впоперек через склепіння по палеозойських відкладах, утворюючи чотири основні блоки: північно-західний, північно-східний, південно-західний і південно-східний. Південні блоки на 150-225 м опущені по відношенню до північних. Найбільш віднятий північно-західний блок, в його межах нафтонасиченими є серпухівські та візейські відклади. Північно-східний блок опущений на 25-100. м по відношення до північно-західного. Нафтоносність в цьому блоці пов'язана з башкирськими, серпухівськими та візейськими відкладами. Крім згаданих двох порушень простежуються декілька дрібніших скидів, що розбивають складку на ряд блоків. Найбільш інтенсивно порушеннями розбите склепіння складки в межах північно-східного блоку.

Скид І підсікається в свердловинах № 6, 12, 13, 14, 18, 20, 22, 23, 25, 33 та ін. і розбиває складку вздовж, проходячи через її склепіння майже в мередіальному напрямку. Падіння площини скидання західне, кути падіння 45- 80°. Амплітуда скиду 75-100 м. Скид II має північно-західне простягання, проходить через південну частину склепіння і розкритий свердловинами № 4, 12, 22, 27 в московських та башкирських відкладах, а також в свердловинах № 10, 25, 26, 31 в верхньокам'яновугільних відкладах. Кут падіння скидача 50-60°, амплітуда 50-225 м.

Скид III з кутом падіння 60-70° має північно-східну орієнтацію. Порушення проходить через склепіння складки і підсікається в свердловинах № 28 і 29, утворюючи невеликий грабен просідання.

Скид IV має північно-східне простягання. Амплітуда його змінюється від 25 до 50 м і простежується лише до низів башкирського ярусу. Порушення фіксується в свердловинах № 26 та 27.

Скид V по башкирських відкладах має північне простягання і виділяється в свердловинах № 6 та 14, а в пермських відкладах - свердловиною № 17. Площина скиду має східний напрямок з кутом 30-40° та амплітудою 25 м. Скид чітко простежується і затухає в нижній частині башкиру.

Скид VI проходить західніше свердловини № 3 і охоплює верхньо- та середньокам'яновугільні відклади. Скид південно-західного напрямку, кут падіння 65-70°.

Скид VII трасується в районі свердловини № 5 в нижній частині башкирських відкладів. Амплітуда його біля 25 м. Порушення падає назустріч великому розлому II.

Описані вище основні порушення простягаються в різних напрямках і перетинаючись в склепінні утворюють чотири основні блоки: І, V, VI, VII.

У межах північно-західного блоку І простежується порушення V, яке ділить його на два блоки І і II. У межах північно-східного блоку простежуються порушення III і IV, які ділять блок на блоки III, IV і V. Блоки IV і V виділяються в башкирських відкладах. У візейських відкладах залишаються тільки блоки III і V.

5. Нафтогазоводоносність. Об`єкти розробки

На Прилуцькому нафтовому родовищі виділяють три об'єкти розробки: Б (об'єднує горизонти Б1 Б2, Б3 ), С (горизонт С8+9 ) та В (горизонти Віз, Ви, Ві5, В,6).

Горизонт Б1 продуктивний в блоках III і V. Поклад в блоці III має площу 259,84 тис. м і середню нафтонасичену товщину 11,16 м. Початковий ВНК має відмітку - 1420,8 м. У блоці V горизонт нафтонасичений за даними ГДС. ВНК прийнятий на відмітці - 1375,6 м. Площа нафтоносності становить 188,31 тис. м2, а середня нафтонасичена товщина - 5,57 м.

Горизонт Б2 продуктивний в блоках III і IV. Поклад в блоці III має площу 162,0 тис.м2. Початковий ВНК прийнято на відмітці - 1478,8 м. Середньозважена нафтонасичена товщина - 6,5 м. Нафтонасиченість у блоці IV встановлено за даними промислової геофізики в свердловинах № 25 та № 26. ВНК прийнято на відмітці - 1452,9 м. Площа покладу 174,64 тис. м2 , середньозважена нафтонасичена товщина - 5,26 м.

Промислова нафтоносність горизонту Б3 виявлена в блоках Ш та V шляхом випробування свердловин. У блоці III початковий ВНК - 1494,2 м. Площа покладу - 29,46 тис. м , середньозважена нафтонасичена товщина - 3,2 м. Поклад в блоці V має площу 347,16 тис. м2 при середньозваженій нафтонасиченій товщині 9,8 м. Відмітка ВНК - 1468,3 м.

Нафтоносність покладу С8+9 пов'язана з блоками І та IV. Це доведено випробуванням свердловин. У блоці І площа покладу становить 1829,43 тис.м , а середньозважена нафтонасичена товщина - 10,38 м. У блоці IV - відповідно 988,88 тис.м та 14,42 м. Початковий водонафтовий контакт спільний для обох блоків і проводиться по ізогіпсі - - 1690,0 м. Нафтонасиченість даного покладу за ГДС коливається від 0,368 до 0,701. Залишкова нафтонасиченість не визначалася.

Горизонт В13 продуктивний в блоках І та V. Площа покладу в блоці І дорівнює 1635,86 тис.м2 , середньозважена нафтонасичена товщина - 1,08 м. У блоці V величина становить відповідно 588,12 тис м і 0,83 м. У районі свердловини № 6 відмічається літологічне заміщення колектора на щільні породи. Горизонт В14+15 є основним об'єктом розробки на родовищі щодо запасів нафти. Продуктивний в межах блоків І та V. У контурі нафтоносності випробуваний майже усіма свердловинами. У блоці І поклад має площу 1731,61 тис. м2 при середній нафтонасиченій товщині 21,09 м. Площа нафтоносності покладу в блоці V становить 595,43 тис. м , середньозважена товщина - 16,85 м.

Нафтоносним горизонт В16в є в блоках І та V. Поклад в блоці І має площу 1143,52 тис. м , а в блоці V - 124,13 тис. м . Середня нафтонасичена товщина становить: в блоці І - 8,01 м, в блоці V - 3,25 м. Продуктивність горизонту В16н встановлена лише в блоці І. Поклад має площу 397,66 тис. м і середньозважену нафтонасичену товщину 9,65 м. Для всіх покладів візейського ярусу прийнято спільний водо нафтовий контакт, відмітка якого - 1735,0 м.

6. Колекторські властивості покладу

Горизонт С8+9 розкритий всіма свердловинами. Загальна товщина горизонту коливається від 27 до 48 м, ефективна нафтонасичена товщина від 10,4 до 12,0 м. З відбором керну пробурено свердловини № 2, 3, 6, 11, 16, 19, 21, 24, 35. Освітленість горизонту керном складає 5,4%. Літологічно горизонт представлений пісковиками, алевролітами, аргілітами і рідко вапняками. Пісковики і алевроліти залягають в покрівлі і підошві горизонту і розділені між собою пачкою аргілітів товщиною 20-30 м. Прошарки досягають товщини від 2-3 до 5-7 м, інколи досягають 16 м.

Відкрита пористість по керну коливається від 0,07 до 0,226. Проникність - від 0,0001 до 0,283 мкм2.

Пористість за ГДС коливається від 0,108 до 0,168, нафтонасиченість 0,368 до 0,701. Середньозважене значення пористості складає 0,122, нафтонасиченість - 0,452.

За даними експериментальних досліджень зразків керну, що відібраний з горизонту С8+9 в свердловині № 35, була проведена оцінка гідродинамічних властивостей колекторів. Колектор представлений алевролітами глинистими, горизонтально-шаруватим, польовошпатокварцевим з глинистим гідрослюдистим цементом. Структура алевролітова, текстура тонковерствувата.

Таблиця 1 - Гідродинамічні властивості колекторів горизонту С8+9 Прилуцького родовища за даними експериментальних досліджень

Таблиця 2 - Характеристика порід горизонту С8+9 Прилуцького родовища

Глинистість цементу до 20%. Середня величина коефіцієнту витіснення нафти водою при нульовій газонасиченості оцінюється в 0,42. При цьому нафтонасиченість початкова - 0,534, залишкова - 0,31. З врахуванням коефіцієнту витіснення 0,42 і коефіцієнта охоплення 0,7, коефіцієнт нафтовилучення оцінюється в 0,294. Для розрахунків вилучених запасів нафти горизонту С8+9 Прилуцького родовища прийняті коефіцієнти нафти 0.294 (Таблиці 1, 2).

7. Фізико-хімічні властивості флюїдів

Властивості нафти в пластових умовах вивчалися на основі глибинних проб (таблиця 3).

Таблиця 3- Властивості нафти в пластових умовах.

Нафти всіх продуктивних горизонтів родовища мають дуже близькі фізико- хімічні властивості.

За зовнішнім виглядом нафта Прилуцького родовища являє собою темно- коричневу, майже чорну, непрозору рідину. Згідно з класифікацією вона є легкою, малосірчистою, парафінистою, смолистою. За груповим складом відноситься до метано-нафтенового типу.

Таблиця 4 - Фізико-хімічні властивості та фракційний склад розгазованої нафти серпухівського ярусу

Основні показники фізико-хімічних властивостей дегазованої нафти змінюються в таких межах і мають такі середні значення :

- густина коливається від 818 до 851 і в середньому становить 829 кг/м;

- коефіцієнт кінематичної в'язкості при°С20 - 8,24-23,0; середня 11,91*106 м2/с;

- вміст силікагелевих смол змінюється в межах 2,04-10,9 при середній величині 5,23 %;

- асфальтенів в нафтах міститься в середньому 0,46%, інтервал змін - 0,02-2,2;

-вміст парафіну становить 1,5-10,0, середнє значення - 4,22 %;

-вміст сірки коливається від 0 до 0,8 і в середньому становить 0,19 %;

-вміст коксу - 1,3-3,9 при середній величині 2,21 %;

-температура застигання - 34±10 °С.

Малюнок 1- Залежність властивостей пластової нафти горизонту С8+9 Прилуцького нафтового родовища від тиску.

Розгонка на фракції здійснювалась до 300°С. Температура початку кипіння коливається від 38 до 80°С, а для більшості проб вона становить 45 -70 °С. Вихід фракцій до температури 150 °С - 10-26 % (в середньому 15 %), до 300°С викіпає 41-57 % (в середньому 48 %). Вміст масел не визначався.

Залежності властивостей нафти від тиску приведені на малюнку 1.

Водоносні горизонти серпухівського ярусу при випробувані свердловин № 1, 3, 16, з котрих отримали дебіти води 27-158,4 м'/добу. Статичні рівні в свердловинах № 3 та № 1 відповідно установилися на глибинах 158 та 210 м.

За хімічним складом води відносяться до хлоркальцієвого типу, хлоридної групи, натрієвої підгрупи. Мінералізація становить 162,7-215,5 г/л.

8. Гідрогеологічна характеристика покладу і його природній режим роботи

У геологічному розрізі родовища водоносні горизонти поширені серед четвертинних 0, неогенових И, палеогенових Р, крейдових К, юрських і, тріасових Т, пермських Р, кам'яновугільних С і девонських V відкладів.

У процесі розвідувальних робіт випробуванню підлягали лише палеозойські горизонти, перспективні в відношенні нафтогазоносності.

У серпухівських відкладах досліджувався один водоносний горизонт в свердловині № 3 (інтервал 1834-1840 м) і № 1 (інтервал 1863-1866 м). Шодо вміщуючі породи представлені піщаником, в покрівлі і підошві якого залягають аргіліти. Результати дослідження цього горизонту приведені в таблиці 5.

Таблиця 5 - Результати дослідження вод горизонту С8+9

По хімічному складу води серпухівських відкладів відносяться до хлоркальцієвого типу, хлоридної групи, натрієвої підгрупи. Мінералізація вод коливається в широких межах не дивлячись на те, що це води одного горизонту. Так, в свердловині № 3 мінералізація води складає 162,7 г/л, в той час як в свердловині № 1 мінералізація значно вища і складає 215,5 г/л. По ступеню метаморфізації, води цих двох свердловин також відрізняються одна від одної. У свердловині № 3 метаморфізація води більш висока, ніж в свердловині № 1.

Основними солями являються хлориди натрію і кальцію, що складають

95,7-96,0 %. На частку решти солей припадає тільки 4,0-4,3 %. Концентрація йоду складає 2,12-3,0 мг/л, брому 133,8 мг/л.

Гідротермодинамічні умови залягання нафти не міняються повсьому покладу, так на початковий момент розробки покладу пластовий тиск був рівний 18,7 МПа, температура пласта 65°С; на даний момент розробки температура залишилася незмінною, а пластовий тиск знизився до 12,1 МПа.

9. Запаси нафти і газу

Перший підрахунок запасів нафти і розчиненого газу по всіх виявлених покладах проводився за станом вивченості на 01.01.1964 року. ДКЗ затвердив запаси тільки по візейським горизонтам і вони складали: геологічних - 6523 тис. видобувних - 3226 тис. т.(категорія В+С1). Запаси вуглеводнів в башкирських та серпухівських ярусах не затверджувалися, оскільки не була доведена їх промислова значимість. Перерахунок запасів був виконаний АТ "УкрНП" за станом вивченості родовища на 01.01.1996 рік. Державна комісія України по запасах корисних копалин на своєму засіданні 25.06-18.07.96 року затвердила нові запаси вуглеводнів Прилуцького родовища в обсязі: нафти -11693 тис. т., газу - 289 млн.м3.

Проведемо вручну підрахунок початкових балансових і видобувних запасів нафти і розчиненого газу по серпухівському горизонту виконуємо об'ємним методом за формулою Жданова:

Qбал =(F1h1-F2h2)Kп.вКнО , (1.1) Qвид=Qбал , (1.2)

де Qбал - початковы запаси нафти, т.

Qвид - початкові видобувні запаси нафти, т.;

F1, F2 - площа нафтоносності відповідно 1-го та ІУ-го блоку, м2;

h1, h2 - середньозважена нафтонасичена товщина відповідно 1-го та ІV-го блоку, м2;

Кпв - коефіцієнт відкритої пористості;

Кн - коефіцієнт нафтонасиченості;

О - перерахунковий коефіцієнт;

р - густина нафти в атмосферних умовах, кг/м3;

n - коефіцієнт вилучення нафти.

Площа нафтоносності кожного блоку продуктивного горизонту визначалася за підрахунковим планом і становить для 1-го і ІУ-го блоку відповідно 1829,43-10 м2 та 988,88-103 м2.

По всіх продуктивних горизонтах до перерахунків запасів прийняті

значення пористості по промислово-геофізичних даних, які зважувались по ефективній товщині прошарків.

Коефіцієнт пористості горизонту С8+9 складає 12,2 % або 0,122.

Коефіцієнт нафтонасиченості визначався за даними промислово- геофізичних досліджень свердловин і для горизонту С8+9 прийнятий 45,2 % або 0,452.

Густина нафти в атмосферних умовах становить 834 кг/м3.

Коефіцієнт вилучення нафти для горизонту С8+9 рівний 0,294. Перерахунковий коефіцієнт прийнятий 0,919.

Середньозважена нафтонасичена товщина 1-го та ІУ-го блоку рівна, відповідно, 10,38 м і 14,42 м.

Скориставшись формулами (1.1) та (1.2) визначимо балансові та видобувні запаси серпухівського горизонту С8+9 Прилуцького родовища:

Qбал = (1829,43 *10,38 + 988,88 * 14,42) * 103 * 0,122 * 0,452 * 0,919 * 834 ,

Qвид =14056,27*103 т ,

Qвид = 1405,27 * 103 * 0,294 = 413,15 * 103 т.

Видобувні запаси розчиненого газу визначаємо за формулою:

V=QвидG (1.3)

де V - видобувні запаси розчиненого газу, м ;

С - газовміст пластової нафти, м3/т.

За даними нових досліджень уточнене значення газовмісту пластової нафти становить 19 м3 /т, а видобувні запаси пораховані за формулою (1.3) становлять:

V = 413,415-103 -19 = 7,85 * 106 м3 .

Отже, провівши вручну підрахунок запасів по серпухівському горизонту С8+9 Прилуцького родовища ми з'ясували, що видобувні запаси нафти і газу складають відповідно 413,15 тис.т. нафти та 7,85 млн. м3 газу.

Висновок

Нафта і газ широкого вжитку набули тільки в ХХ ст. їх використання мало значний вплив на науково-технічний прогрес нашого віку. Практично немає такої галузі економіки, де б не використовувалась нафта, газ та продукти їх переробки. Вони ж є головними сучасними енергоносіями. Щорічний с вітовий видобуток, який ведеться майже у 80 країнах, досяг гігантських масштабів і становить понад 3 млрд.т. нафти та близько 2трлн.м3 газу.

Отже, провівши детальний аналіз покладу, ми можемо зробити висновки:

1. Приведена геолого-промислова характеристика родовища і покладу, та проаналізовано колекторські властивості пластів і фізико-хімічний склад пластових флюїдів.

2. Проаналізували поточний стан розробки родовища і динаміку основних показників розробки, що дало змогу розрахувати прогнозні рівні видобутку нафти і рідини на наступні 5 років.

3. Розробка серпухівського покладу С8+9 відбувається дуже повільно, основною причиною є те, що для даного покладу характерний низький темп відбору нафти - 0,02-0,04 % на рік від початкових геологічних запасів, тому для збільшення відбору продукції з покладу, необхідно продовжувати роботи, спрямовані на збільшення відбору рідини та буріння резервних свердловин.

Размещено на Allbest.ru