Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Целью курсовой работы является закрепление основных теоретических положений дисциплины «Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа» и приобретение навыков их практической реализации. Основой настоящего курсового проекта явились фактические материалы по Ковалевскому месторождению, собранные студенткой Новиковой А.А. за время прохождения второй производственной практики в филиале ОАО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в период с 14.06.2013 г по 14.07.2013 г.

На многих месторождениях углеводородов отмечается несоответствие между начальными извлекаемыми запасами и добычей флюидов. Объемный метод является основным и обязательным при подсчете запасов нефти. Сущность метода заключается в определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям в насыщенном ей объеме пустотного пространства породы-коллектора, слагающая залежь, либо её часть. Однако при недостаточном количестве информации, неточных данных, либо очень сложном строении залежей существует вероятность некорректного подсчета объемным методом. В этом случае существует целый ряд альтернативных, контрольных методов подсчета запасов. Одним из них является метод материального баланса, основанный на анализе характера изменений показателей разработки.

1. Общая характеристика Ковалевского месторождения

1.1 Общая часть

В административном отношении Ковалевское месторождение расположено на территории Ольховского района Волгоградской области (рис 1.1), в 22 км от п.г.т. Ольховка и в 45 км от г. Фролово. Ближайшим населенным пунктом является хутор Погожья Балка, связанный с г. Фролово асфальтированной дорогой. Ближайшая железнодорожная станция - Зензеватка, аэропорт находится в г. Волгограде, на расстоянии 150 км от п. Ольховка.

Климат района континентальный с холодной малоснежной зимой и жарким засушливым летом. Средняя температура января составляет минус 11 °С, июля - плюс 22 °С, летний максимум - плюс 41 °С, зимний минимум - минус 38 °С. Преобладающее направление ветра зимой - восточное, летом - северо-западное. Количество атмосферных осадков колеблется от 350 до 400 мм в год, причем их большая часть выпадает осенью и зимой. Толщина снежного покрова 15-20 см. Глубина зимнего промерзания грунта в отдельные годы достигает 2 м.

В геоморфологическом отношении территория расположена в южной части Приволжской возвышенности, на восточном склоне Доно-Медведицкой гряды на междуречье рек Арчеды и Ольховки. Рельеф земной поверхности овражно-балочный. Склоны балок крутизной 10-20о сильно изрезаны оврагами и промоинами глубиной от 3 до 18 м. Абсолютные отметки рельефа колеблются от 140 до 200 м.

Территория месторождения относится к степной зоне, к подзоне разнотравно-типчаково-ковыльных сухих степей. Рельефообразующие породы представлены неоген-четвертичными песками, супесями, глинами и суглинками.

Почвы тёмно-каштановые с преобладанием белополынно-злаковой растительности. Естественные лесные массивы отсутствуют. В долинах рек и балок преобладают луговые травы.

Воды питьевого назначения приурочены к сеноманскому водоносному комплексу, который развит на территории района повсеместно и является основным источником водоснабжения (залегает на глубинах от 25 до 140 м). Воды комплекса преимущественно пресные. Дебиты эксплуатационных скважин от 1 до 15 л/с.

К основным полезным ископаемым в районе относят нефть, газ и конденсат. Из строительных материалов в большом количестве распространены известняки, мел, суглинки, пески и песчаники, которые могут быть использованы в промышленности, в строительстве, при прокладке дорог и в бурении.

Ближайшими нефтяными месторождениями, находящимися в разработке, являются Западно-Кочетковское, Антоновское, Восточно-Кудиновское.

Ковалевское месторождение находится в пределах Кудиновско-Романовского лицензионного участка, в сфере деятельности ОАО «РИТЭК». Месторождение открыто в 1995 году, введено в разработку в 1996 году по лицензии № ВЛГ № 01883 от 14.01.2011.

1.2 Географо-экономическая характеристика района

Обзорная схема района Ковалевского месторождения представлена на рисунке 1.1



Рисунок 1.1 Обзорная схема района Ковалевского месторождения.

Месторождение открыто в 1995 году, когда из отложений семилукского горизонта получен промышленный приток нефти в поисковой скважине 6-Чр, в пробную эксплуатацию введено в 1996 года (скв. 6-Чр, залежь евлановско-ливенского горизонта).

Глубокая разведка месторождения проводилась на основании материалов сейсморазведки МОВ ОГТ 1990 г, установившей по верхнедевонскому комплексу отложений наличие Ковалевской структуры, в пределах которой в 1995 году была пробурена поисковая скв. 6-Чр, открывшая четыре нефтяных залежи во франских отложениях верхнего девона. Выявленные залежи приурочены к карбонатным коллекторам евлановско-ливенского, воронежского, семилукского горизонтов и к терригенным коллекторам петинского горизонта.

Впервые по месторождению запасы нефти и растворенного газа оценены оперативно в 1996 году и утверждены ЦКЗ Роснедра (протокол № 63 от 11.03.1996). В 1997 г. часть запасов залежи евлановско-ливенского горизонта была переведена из категории С2 в С1 без изменения структурных построений (протокол ЦКЗ МПР РФ № 34-98 от 06.04.1998).

В 2000-2001 гг. в пределах Кудиновско-Романовской зоны были проведены детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ. Результаты интерпретации сейсмического материала легли в основу переоценки запасов залежи евлановско-ливенского горизонта 2004 г. (протокол ЦКЗ МПР РФ № 507 (м)-2003).

В 2006 году были проведены дополнительные сейсморазведочные работы. В пределах месторождения было отработано 15,5 пог. км сейсмических профилей и выполнена переинтерпретация материалов МОГТ 2D (за все годы) с целью уточнения деталей глубинного строения развитых здесь локальных рифовых структур и малоамплитудных объектов облекания рифов. Результаты переинтерпретации предыдущих сейсмических данных 1990-2001 гг. и новых (2006 г.), а также результаты бурения наклонно-направленного ствола в скв. 6-Чр легли в основу настоящего подсчёта запасов.

По состоянию на 01.01.10 на государственном балансе в целом по месторождению числятся начальные запасы нефти (геологические/извлекаемые) по категории С1: 1188/432 тыс. т, по категории С2 - 434/157 тыс. т и растворенного газа по категории С1 в объеме 32 млн. м3, по категории С2 - 20 млн. м3.

Разработку месторождения осуществляет ОАО «РИТЭК» на основании лицензии ВЛГ № 01883 НР от 14.01.2011 г. сроком до 31.12.2018.

На 01.01.2011 г. из залежей месторождения извлечено 44 тыс. т нефти и 7 млн. м3 растворенного газа.

По величине запасов Ковалевское месторождение относится к мелким, по сложности геологического строения - к простым.

1.3 Геофизическая изученность

Сейсморазведочные работы

Ковалевская структура была выделена по результатам сейсморазведочных работ МОВ ОГТ АООТ «Запприкаспийгеофизика» в 1990 году на субмеридиональном профиле 003.90.46. Субширотное пересечение этой структуры профилями 003.90.37 и 003.90.61. подтвердило существование осложнения волнового поля, интерпретируемого как вероятное существование локального погребенного рифа. ( рис 1.2)



Рисунок 1.2 Фрагмент структурной карты по отражающему горизону «D3sm» Ковалевское месторождение

Полевые работы на дополнительных профилях (1991-1993 гг.), увеличившие плотность сейсмических профилей в пределах Ковалевской структуры до 3,6 км/км2 (всего около 111 км сейсмических профилей), и повторная обработка сейсмических материалов уточнили строение Ковалевской структуры и позволили выделить дополнительные локальные рифовые структуры. В 1994 году структура была включена в фонд подготовленных.

Бурением поисковой скважины 6-Чр было подтверждено существование рифовой структуры и установлена промышленная нефтеносность евлановско-ливенских, воронежских, петинских и семилукских отложений.

В 2000-2001 гг. в пределах Кудиновско-Романовской зоны были проведены детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ, позволившие уточнить геологическое строение месторождения. Однако уже в 2006 году был переработан весь сейсмических материал. Новая интерпретация проводилась с использование современных версий программного комплекса iXL, палеотехнологии и применении процедуры миграции временных и палеовременных разрезов. Кроме материалов предыдущих лет в интерпретации учитывались сейсмические данные, полученные в 2006 году (профиля 680601, 680602 и 680603). Качество полученных результативных сейсмических материалов позволило выполнить достаточно уверенную интерпретацию всего волнового поля - от опорных поверхностей (RpC3 и RpC2pd) до целевых границ (D3lv и D3sm). Данные структурные построения учитывались при построении настоящей геологической модели.

По ливенскому отражающему горизонту (D3lv) Ковалевское месторождение отображается антиклинальной складкой, оконтуриваемой изогипсой минус 2610 м. Размеры складки составляют 1,0*0,7 км при амплитуде 12 м. По поверхности семилукских отложений (D3sm) размеры антиклинальной складки, оконтуриваемой изогипсой минус 2870 м, составляют 1,7*1,0 км, площадью 1,38 км2 с амплитудой около 28м.

Следует отметить, в данной интерпретации семилукский отражающий горизонт лишь в апикальной части может контролировать поверхность рифа, а по мере удаления на периклиналь происходит замещение органогенных известняков на породы другого состава, представленного более глубоководными фациями, поэтому очень важно при дальнейшей разработке рифогенных объектов знать конфигурацию их пространственных границ.

Бурение скважин

Всего на Ковалевском месторождении пробурена одна поисковая скважина, в которой были забурены боковые наклонно-направленные стволы. Два из них были ликвидированы. Общий метраж бурения составил 3914,5 м. Сведения об объемах и результатах бурения приведены в таблице 1.1.

Поисковая скважина 6-Чр была начата бурением 16.04.1995. В процессе бурения были последовательно опробованы пластоиспытателем на трубах евлановско-ливенские, воронежские, петинские и семилукские отложения. В результате было подтверждено существование рифовой структуры и установлена промышленная нефтеносность этих отложений.

Таблица 1.1 Объем поискового бурения

Назначение скважин	№ скважины	Кол-во скважин	Общий метраж	Сроки бурения	Полученные результаты	Примечание
				начало	продуктивные
				окончание	непродуктивные
Поисковая		1*	3110	1995	1
	6-Чр			1996	-
	6-Чр (Iб)		520,5 (3315-2794,5)		-	Ликв.
					1
	6-Чр (IIб)		83 (3117-3034)	2007	-	Ликв.
				2007	1
	6-Чр (IIIб)		201 (3091-2890)		1
					-
Всего			3914,5
*	с глубины 2794,5 м до 3315 м пробурен I боковой ствол
	с глубины 3034 м до 3117 м пробурен II боковой ствол
	с глубины 2890 м до 3091 м пробурен III боковой ствол

Забой скв. 6-Чр на глубине 3110 м (семилукский горизонт). Скважина была закончена строительством 15.07.1996. Семилукские отложения были исследованы гидродинамическими методами в интервале глубин 3017-3036 м. При проведении гидродинамических исследований, скважина обводнилась, в результате было принято решение об установке цементного моста в интервале 2885-3110 м. После этого скважину перевели на вышележащие евлановско-ливенские отложения, которые были перфорированы, а также исследованы комплексными гидродинамическими методами.

Скважина была передана Арчединскому НГДУ для разработки нефтяных отложений евлановско-ливенского горизонта.

В процессе бурения был проведен необходимый комплекс ПГИ, отбор керна и шлама.

В 2007 году с целью эксплуатации углеводородов в петинских песчаниках и семилукских известняках было принято решение пробурить боковой горизонтально-направленный ствол проектной глубиной 3370 м (3015 м - по вертикали) (семилукский горизонт). Скважина была начата бурением 08.08.2007, зарезка бокового ствола осуществлялась с глубины 2794,5 м. Однако в процессе проработки глинистого интервала на глубине 3087 м произошел прихват КНБК, ликвидировать который не удалось, в результате было принято решение установить цементный мост в интервале глубин 3044 - 3315 м. Из всего запланированного комплекса геофизических исследований был сделан только гамма-каротаж.

Зарезка второго бокового ствола производилась с глубины 3034 м. Ввиду различных осложнений (осыпей и обвалов стенок скважины) ствол также пришлось ликвидировать установкой цементного моста в интервале 2910-3117 м. В стволе не проводилось никаких исследований.

Зарезка третьего бокового ствола 6-Чр (IIIб) произведена с глубины 2890 м. Забой скважины 3091 м. В интервале глубин 3073,0-3091,0 м в открытом стволе были проведены гидродинамические исследования семилукских отложений. В скважине был произведен запланированный комплекс геофизических исследований за исключением БКС в связи с неисправностью скважинного прибора. В виду этого определение нефтенасыщенности не производилось.

На 01.11.2010 на Ковалевском месторождении опробованы продуктивные евлановско-ливенские, воронежские, петинские и семилукские отложения методом ИПТ (11 объектов), проведены комплексные гидродинамические исследования в открытом стволе (два объекта в семилукском горизонте), а также при перфорации (один объект - евлановско-ливенский горизонт). Скважина 6-Чр является продуктивной, два первых боковых ствола ликвидированы по техническим причинам.

Керн на Ковалевском месторождении отбирался из отложений бобриковского, евлановско-ливенского, воронежского, петинского и семилукского возрастов в скв. 6-Чр. Всего с отбором керна пройдено 112 м, вынос керна составил 36,85 м (32,90 %), по продуктивному разрезу пройдено 107 м, вынос керна - 35,05 м (32,76 %). По продуктивной части с отбором керна пройдено 50,20 м, вынос составил - 17,65 м (35,2 %). Проходка, вынос керна и освещенность проницаемой нефтенасыщенной части продуктивных пластов составили:

по пласту евлановско-ливенского горизонта проходка 17,6 м, вынос - 6,8 м (38,6 %), освещенность - 38,6 %;

по пласту воронежского горизонта проходка 5,4 м, вынос - 0,45 м (8,3 %), освещенность - 8,3 %;

непосредственно по продуктивному пласту петинского горизонта керн не отбирался;

по пласту семилукского горизонта проходка - 17,8 м, вынос - 5,3 м (29,8 %), освещенность - 21,5 %.

В целом по продуктивной части разреза освещенность керном составила 24,4%, по нефтенасыщенной - 24,8 %. Всего было проанализировано 100 образцов керна, отобранных в интервале продуктивной части разреза, и 103 образца в целом по месторождению (были исследованы также три образца бобриковского горизонта). Исследования включали анализы по определению фильтрационно-емкостных характеристик (открытой, общей и эффективной пористости, остаточной водонасыщенности) и физических параметров (проницаемости, плотности).

В настоящее время в эксплуатации находится семилукская залежь.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

2.1 Литолого-стратиграфическая и геофизическая характеристика продуктивной части разреза

В геологическом строении Ковалевского месторождения принимают участие палеозойские отложения, залегающие на кристаллическом фундаменте, а также мезозойские и кайнозойские отложения. Поисковая скв. 6-Чр вскрыла отложения семилукского горизонта. Ниже приводится литолого-стратиграфическое описание разреза по данным бурения поисковой скв. 6-Чр и боковых стволов 6-Чр (Iб, IIIб), а также по фондовым материалам.

Палеозойская группа

Представлена девонской, каменноугольной и пермской системами (табл. прил. Б).

Девонская система представлена верхним отделом, включающим отложения франского и фаменского ярусов.

Франский ярус в пределах вскрытой части разреза представлен средним и верхним подъярусами. Средний подъярус включает отложения семилукского возраста, верхний - петинский, воронежский, евлановский и ливенский горизонты.

Семилукский горизонт сложен рифогенными известняками буровато-светло-серыми, серыми, темно-серыми, биогермными, прослоями органогенно-обломочными, органогенно-детритовыми, порово-каверновыми, каверно-трещинно-поровыми, интенсивно перекристаллизованными. Вскрытая толщина рифогенных образований достигает 94 м.

Петинский горизонт в нижней части сложен аргиллитами и глинистыми известняками с маломощными прослоями песчаников. Верхняя часть горизонта представлена известняками, местами глинистыми и аргиллитами. Толщина отложений составляет 108 м.

Отложения воронежского горизонта залегают согласно на петинских.

Нижневоронежские отложения представлены известняками темно-серыми, коричневато-серыми, зеленовато-серыми, органогенно-детритовыми, биогермными, интенсивно перекристаллизованными. Известняки прослоями пористые. Верхневоронежские отложения представлены известняками серыми, полидетритовыми, органогенно-обломочными, неравномерно глинистыми, с частыми прослоями аргиллитов темно-серых, известковистых. Толщина отложений составляет 54 м.

Евлановские отложения залегают согласно на воронежских и представлены известняками буровато-светло-серыми, органогенно-детритовыми, интенсивно перекристаллизованными, коралловыми, участками желваково-водорослевыми, органогенно-обломочными, водорослевыми, биогермными. Известняки каверно-поровые, порово-каверновые, с вертикальной трещиноватостью. Отложения ливенского горизонта, залегающие согласно на евлановских, представлены известняками буровато-светло-серыми, полидетритовыми, сгустково-комковатыми, биогермными, органогенно-обломочными, неравномерно глинистыми, в нижней части мергелями. Толщина евлановско-ливенских отложений составляет 81 м.

2.2 Тектоника

Ковалевское месторождение в региональном плане расположено на юго-востоке Русской плиты, в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.(Рис2.1)

запасы нефть газ месторождение



Рисунок 2.1Обзорная тектоническая карта Волгоградской области

Вмещающей структурой первого порядка является юго-восточный склон Воронежской антеклизы.

Поскольку в строении осадочного чехла выделяют два крупных структурных этажа, то тектоническое районирование проводится с учетом структур этих этажей. Нижний структурный этаж охватывает отложения от поверхности кристаллического архейско-протерозойского фундамента до средне-верхнедевонских отложений, верхний - частично отложения средне-верхнедевонского возраста, карбона и перми, мезозоя. Характер тектонического строения этих этажей во многом определяется разломно-блоковым строением кристаллического фундамента. Устанавливается практически полное совпадение контуров главных тектонических элементов. Прогибам и депрессиям нижнего этажа соответствуют положительные элементы верхнего. В тоже время положительные структуры нижнего не имеют четкого отражения в особенностях строения верхнего и являются по отношению к нему погребенными. Границами крупных тектонических элементов являются флексуры, главным образом северо-восточного и северо-западного простирания.

По структурному плану верхнефранских отложений Ковалевское месторождение следует относить к нижнему структурному этажу. Вмещающей структурой II порядка является Кудиновско-Романовская приподнятая зона (V), представляющая собой крупную структурную террасу, имеющая общее направление погружения на юго-восток. На северо-западе эта зона граничит с Доно-Медведицким прогибом (IV) и осложнена крупным Кудиновско-Романовским валом (V1). Восточнее вала выделяется Романовская ступень (V2, вмещающая структура III порядка), которая по флексурному перегибу переходит в Уметовскую депрессию (IV2). На юго-востоке Кудиновско-Романовская приподнятая зона сочленяется с Дубовско-Суводским выступом (VI4), относящемуся к Приволжскому мегавалу (VI) (рис. 2.1).

По структурному плану мезозойских отложений месторождение относится к Ольховской мульде, осложняющей Приволжскую моноклиналь. Мульда в общем плане соответствует большей части Кудиновско-Романовской приподнятой зоны.

Антиклинальная складка, включающая залежи Ковалевского месторождения, проурочена к одноименной структуре (тектонический элемент IV порядка). Она является структурой облекания органогенной постройки (рифа). Органогенная постройка относится к семилукскому возрасту, структура облекания - к вышележащим отложениям франского яруса девонского возраста.

Рифовое тело имеет изометричную штокообразную форму, размеры которой составляют 1,1*0,9 км, а высота около 30 м. Структура облекания по семилукским отложениям представляет собой антиклинальную складку, оконтуриваемую изогипсой минус 2870 м и раскрывающуюся в северо-западном направлении. Ее размеры составляют 1,7*1,0 км площадь складки составляет 1,38 км2 с амплитудой около 28 м.

Антиклинальная складка в пределах ливенского горизонта оконтурена изогипсой минус 2610 м. Размеры складки составляют 1,0*0,7 км при амплитуде 12 м. Северо-западнее Ковалевского месторождения прослеживается относительно приподнятая зона, распространяющаяся к северо-западу, южнее выделяется Западно-Кочетковское месторождение

Структура приурочена к Дудаченской рифогенной гряде, где ранее открыто Дудаченское (1990 г.) нефтяное месторождение и выявлен ряд структур (Южно-Ковалевская, Антоновская), на которых впоследствии были также открыты месторождения.

3. Нефтегазоносность

Ковалевское нефтяное месторождение приурочено к Нижневолжской нефтегазоносной области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Нефтеносность разреза осадочного чехла рассматриваемой территории установлена в узком стратиграфическом диапазоне от семилукского до евлановско-ливенского горизонта франского яруса верхнего девона.

На ближайших к Ковалевскому месторождениях залежи нефти выявлены в отложениях евлановско-ливенского горизонта Западно-Кочетковского, Антоновского и Восточно-Кудиновского месторождений, воронежского горизонта Антоновского и Восточно-Кудиновского месторождений и в отложениях петинского и семилукского горизонтов Восточно-Кудиновского месторождения.

Кроме того, подобный продуктивный разрез вскрыт на Ключевском и Фроловском месторождениях, за исключением петинского горизонта на Фроловском месторождении.

На Ковалевском месторождении установлены 4 залежи нефти, имеющие промышленное значение. Залежи приурочены к пластам евлановско-ливенского, воронежского и петинского горизонтов, а также к рифогенным образованиям семилукского возраста.

Нефтяная залежь семилукского возраста приурочена к рифогенной постройке, залегающей на глубине 3016 м. Залежь массивного типа, тип вмещающих горных пород - карбонатный, тип коллектора - трещинно-поровый.

Коллектор характеризуется неоднородностью по емкостно-фильтрационным свойствам. В разрезе отложений встречаются интервалы, не перспективные по проницаемости. Скважина 6-Чр, пробуренная до глубины 3110 м, полностью вскрыла залежь.

Абсолютная отметка залегания кровли коллектора в скв. 6-Чр минус 2840,0 м. Боковой ствол 6-Чр (IIIб) вскрыл риф на глубине 3072,0 м (-2842,1 м). Вскрытая нефтенасыщенная толщина в скв. 6-Чр составляет 24,6 м.

Продуктивность семилукских отложений установлена по результатам опробования пластоиспытателем в процессе бурения, данным интерпретации материалов ГИС и доказана исследованиями в открытом стволе.

4. Геологическое строение продуктивных пластов

Залежь евлановско-ливенского горизонта пластовая сводовая, приурочена к ловушке структурного типа, тип вмещающих пород - карбонатный, тип коллектора - каверново-трещинный. Размеры залежи: 1,0*0,70 км; высота - 18,8 м. По евлановко- ливенскому отражающему горизонту (D3lv) Ковалевское месторождение отображается антиклинальной складкой, оконтуриваемой изогипсой минус 2610 м. Размеры складки составляют 1,0*0,7 км при амплитуде 12 м.

Продуктивными интервалами евлановско-ливенского горизонта в 6-Чр являются: 2805,2-2806,4 м и 2807,6-2824,0 м. Значения пористости по ГИС варьирует от 0,11 до 0,20 д.ед. По керновым данным породы евлановско-ливенского возраста характаризуются как известняки органогенные, органогенно-детритовые, органогенно-обломочные, песчанистые, перекристализованные, имеющие конгломератовидную текстуру. Эти отложения характеризуются высокими показателями фильтрационно-емкостных свойств. УЭС пластов-коллекторов изменяется от 11,0 Омм до 72,9 Омм. Эффективная нефтегазонасыщенная мощность коллектора составляет 17,6 м

Абсолютная отметка залегания кровли коллектора составляет минус 2629,3 м. Нефтенасыщенная толщина составляет 17,6 м.

Евлановско-ливенские отложения опробованы в процессе бурения пластоиспытателем на трубах в пяти интервалах: 2755,0-2801,0 (-2579,1-2625,1) м, 2806,7-2813,0 (-2630,8-2637,1) м, 2813,0-2818,0 (-2637,1-2642,1) м, 2810,0-2823,0 (-2634,1- 2647,1) м и 2823,5-2829,0 (-2647,6-2653,1) м. Первый и последний интервалы оказались неперспективными по проницаемости, в следующих трех был получен приток нефти соответственно с дебитами 332 м3/сут (?Р=7,8 МПа), 432 м3/сут (?Р=4,8 МПа) и 514 м3/сут (?Р=6,1 МПа).

Продуктивность евлановско-ливенских отложений в скв. 6-Чр подтверждена опробованием в колонне: из интервала 2804,0-2824,4 (-2628,1-2648,5) м получен приток нефть дебитом 118 м3/сут на 6 мм штуцере.

При отработке скважины на различных режимах были получены притоки нефти с дебитами от 59 м3/сут на 4 мм штуцере до 192 м3/сут на 8 мм штуцере ( рис 4.1)

Рисунок 4.1 Структурная карта по кровле продуктивных образований.

Общий геологический профиль Ковалевского месторождения представлен на рисунке 4.2



Рисунок 4.2. Ковалевское месторождение

Геологический профиль по линии I-I

5. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Ковалевского месторождения

5.1 Подсчет запасов объемным методом

По сложности геологического строения Ковалевское месторождение относится к простым, по величине извлекаемых запасов нефти - к мелким. Запасы углеводородного сырья Ковалевского месторождения сосредоточены в четырех нефтяных залежах и подсчитаны универсальным объемным методом. Сущность метода заключается в определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям в насыщаемом ею объеме пустотного пространства породы-коллектора. Соответственно начальные извлекаемые запасы нефти рассчитываются по формуле 1.1:

(1.1)

где Qн - извлекаемые запасы нефти, тыс. т;

F - площадь нефтеносности, тыс.м2;

h - нефтенасыщенная толщина пласта, м;

kп - коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;

kн - коэффициент нефтенасыщенности;

?н - плотность нефти по результатам дифференциального разгазирования глубинных проб пластовой нефти до стандартных условий, г/см3;

? - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти и численно равный величине, обратной объемному коэффициенту;

??? коэффициент извлечения нефти.

При подсчёте запасов приняты коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, определенные по результатам интерпретации материалов ГИС, как наиболее представительные, дающие более полную информацию об изменении свойств коллекторов по разрезу и площади залежи.

Определения коллекторских свойств по геофизическим данным производилось сотрудниками «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть». В таблице подсчётных параметров указаны средневзвешенные по объёму залежи значения, полученные в результате интерполяции по заданному в программном комплексе Irap RMS (Roxar) алгоритму при создании трёхмерной геологической модели. Данные построения были выполнены в «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть».

Подсчетные параметры, начальные и остаточные запасы нефти и растворенного газа с разделением по зонам насыщения представлены в таблице

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 5.1

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа по залежам евлановско-ливенского горизонта Ковалевского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Извлекаемые запасы растворенного газа вычислялись умножением извлекаемых запасов нефти на газосодержание (м3/т), определенное по результатам дифференциального разгазирования глубинных проб пластовой нефти до стандартных условий.

Подсчетные параметры, начальные и остаточные запасы нефти и растворенного газа с разделением по зонам насыщения представлены в табл. 5.1.

5.2 Обоснование подсчетных параметров, категорий и подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежам Ковалевского месторождения

Определение подсчетных параметров производилось на основе структурных построений и анализа геолого-геофизической информации.

Площадь и объем нефтенасыщенных пород, а также средневзвешенные по объему эффективные толщины по залежам рассчитаны в программном комплексе IRAP RMS ROXAR.

Структурные построения по кровле коллектора были выполнены в масштабе 1:10 000 с сечением изогипс 10 м, основанием для которых послужила интерпретация новых сейсмических данных (2006 г.).

Карты нефтенасыщенных толщин построены также в масштабе 1:10 000, однако шаг изопахит для залежей евлановско-ливенского.

Обоснование пористости, нефтенасыщенности и эффективной нефтенасыщенной толщины выполнялось на основании данных интерпретации материалов ГИС.

Пористость в исследуемых интервалах определялась по данным ННК, ГГК и АК с учетом поправок за литологию с использованием результатов исследования керна и петрофизических констант путём решения системы петрофизических уравнений:

КпАК=(T-Tm)/(?T f -Tm)-Кгл*(Tsh-Tm)/(T f -Tm),

КпГГК=(m-)/(m-f)- Кгл *(m-sh)/(m-f),

КпНК=Кпс*(1- Кгл),

где Tm - интервальное время пробега продольных волн в скелете в мкс/м; T f - интервальное время пробега продольных волн в жидкости в мкс/м,

Tsh - интервальное время пробега продольных волн в глине в мкс/м,

m - объемная плотность скелета в г/см3,

f - объемная плотность флюида, заполняющего поровое пространство,

Кгл - объемная глинистость в относительных единицах,

Кпс - кривая пористости, исправленная за скважинные условия (литологию, диаметр скважины и минерализацию бурового раствора).

Для расчета пористости по плотностному каротажу использовались следующие константы: ?mизв (евлановско-ливенский)=2,70 г/см3

Определение коэффициента нефтенасыщенности пластов-коллекторов по ГИС проводилось по методу сопротивлений, основанному на зависимости удельного сопротивления пород коллектора от содержания в нем воды:

РН = f (КВ)

где КВ - коэффициент водонасыщенности:

РН - величина параметра насыщения, РН = П/ВП = П/РП*В.

Удельное сопротивление пород (П) определялось по данным БК и ИК.

Удельное сопротивление пород при 100% насыщении пор водой (ВП) определено по формуле:

ПВ = РН * В

Сопротивление пластовой воды (В) принималось равным 0,021 Омм по аналогии с Антоновским месторождением.

Методика определения коэффициента нефтенасыщенности была принята по электрометрии с использованием связей Рп-Кп и Рн-Кв. Однако петрофизические зависимости были построены с привлечением новых данных по керну соседних площадей (Антоновская (скв. 7-Чр), Новокочетковская (скв. 1 и 2-Нкч), Кудряшовская (скв. 48-Чр), Степная (скв. 6-Ольх)

Плотность нефти, объемный коэффициент и газосодержание были приняты по глубинным пробам (евлановско-ливенский и семилукский горизонт) и по аналогии (воронежский и петинский горизонты).

Для подсчета извлекаемых запасов нефти были использованы коэффициенты извлечения нефти, принятые в «Технологической схеме разработки Ковалевского месторождения», являющейся основным проектным документом на настоящий момент.

Залежь евлановско-ливенского горизонта.

Запасы нефти евлановско-ливенского горизонта относятся к категории С1, поскольку нефтеносность отложений установлена на основании промышленных притоков нефти при перфорации скв. 6-Чр (интервал 2804,0-2824,4 (-2628,1-2648,5 м)), а также при опробовании пластоиспытателем на трубах в скв. 6-Чр, что подтверждается результатами ГИС.

Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 2648,1 м по результатам опробования с учетом интерпретации геофизических данных. Результаты опробования отложений евлановско-ливенского горизонта представлены в таблице 5.2



Рисунок 5.2 Результаты опробования и исследования продуктивных отложений евлановско-ливенского горизонта.

Площадь нефтеносности залежи составила 538 тыс. м2. Объем нефтенасыщенных пород 2942 тыс. м3 (табл. 5.2). Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина залежи 5,47 м.

Таблица 5.3 Ведомость обмера залежей евлановско-ливенского горизона Ковалевского месторождения

Пласт	Категория запасов	Зона	Эффективная нефтенасыщенная толщина, м	Площадь нефтеносности, тыс. м2	Объем нефтенасыщенных пород, тыс. м3
			интервал толщины	среднее значение
ev-lv	С1	ВНЗ	0-2	1	161	161
		ВНЗ	2-4	3	100	300
		ВНЗ	4-6	5	82	410
		ВНЗ	6-8	7	62	434
		ВНЗ	8-10	9	38	342
		ВНЗ	10-12	11	28	308
		ВНЗ	12-14	13	25	325
		ВНЗ	14-16	15	24	360
		ВНЗ	16-17,6	16,8	18	302
ВСЕГО ПО ГОРИЗОНТУ:	538	2942

Средневзвешенные по объёму залежи коэффициенты открытой пористости и нефтенасыщенности, полученные при трёхмерном моделировании, равны соответственно 0,12 и 0,84.

Пересчётный коэффициент (0,68), плотность нефти (0,823 г/см3) и газосодержание (195,5 м3/т) приняты по значениям, полученным в результате анализа глубинной пробы, отобранной из скв. 6-Чр и исследованной методом дифференциального разгазирования.

Начальные геологические запасы нефти по категории С1 составили 166 тыс. т; начальные извлекаемые (при принятом КИН 0,2) - 33 тыс.т.

Начальные запасы растворенного газа по категории С1 составили 6 млн. м3.

5.3 Подсчет запасов методом материального баланса

Ковалевское месторождение было введено в пробную эксплуатацию в 1996 году разведочной скважиной 6-Чр, с 1998 года разработка велась согласно «Проекту пробной эксплуатации Ковалевского нефтяного месторождения».

В 2003 году была выполнена «Технологическая схема разработки Ковалевского месторождения» (протокол № 3227 от 28.09.2004). «Проект разработки Ковалевского нефтяного месторождения Волгоградской области» (2009 г.) был принят в качестве «Авторского надзора за реализацией «Технологической схемы разработки»» (протокол ЦКР № 411 от 30.06.2009).

Для подсчета извлекаемых запасов нефти в настоящей работе использованы коэффициенты извлечения нефти.

На Ковалевском месторождении выделено четыре самостоятельных эксплуатационных объекта: залежи евлановско-ливенского, воронежского, петинского и семилукского горизонтов. На 01.01.2011 в промышленной разработке находится залежь семилукского горизонта, разрабатываемая с 2008 года наклонно-направленным стволом 6-Чр (IIIб). В период времени с 1996 года по май 2007 года в эксплуатации находилась залежь евлановско-ливенского горизонта.

Разработка месторождения была начата с залежи евлановско-ливенского горизонта, поскольку из-за технической аварии, произошедшей при освоении семилукских отложений, скв. 6-Чр была переведена на вышележащий горизонт.

В скв. 6-Чр в интервале опробования отложений евлановско-ливенского горизонта (2804,0-2824,4 м) были проведены гидродинамические исследования, по результатам которых коллектор характеризуется как нефтенасыщенный со следующими фильтрационными свойствами: коэффициент продуктивности 99,1 м3/сут, коэффициент гидропроводности 205,6 мкм2*см/МПа*с, коэффициент проницаемости 0,071 мкм2, коэффициент пьезопроводности, 3600 см2/с. В таблице 5.4 приведены показатели работы скв. 6-Чр на режимах исследования.

Пластовое давление, приведенное к середине интервала вскрытия пласта, составило 29,4 МПа, пластовая температура на глубине середины перфорации равна 71 °С.

Таблица 5.4 Показатели работы скв.6-Чр на режимах исследования (интервал перфорации 2804,0-2824,4 м, евлановско-ливенский горизонт)

Дата исследования	Диаметр штуцера, мм	Давление,МПа	Дебит нефти в поверхностных условиях	Расход газа, тыс. м3/сут	Промысл. газовый фактор, м3/м3	Глубина спуска монометра, м
		Буфер-ное	Зат-рубное	Забой-ное	м3/сут	т/сут
12.07.1996	0	10,09	10,5	29,16	0	0	0	0	2780
13.07.1996	4	9,94	10,29	2862	59	49,1	н/з	н/о	2780
13.07.1996	5	9,78	10,09	28,23	72	59,9	12,1	168	2780
14.07.1996	6	9,41	9,69	28,14	118	98,2	18,9	160	2780
14.07.1996	8	8,88	8,92	27,2	192	159,7	30,3	158	2780
15.07.1996	4	9,8	9,88	28,41	64	53,2	10,3	161	2780

Забойные давления соответствуют абсолютной отметке минус 2605,9 м, н/з - не замерено, н/о - не определено

Разработка залежи евлановско-ливенского горизонта велась без поддержания пластового давления на естественной упруговодонапорном режиме. С 1996 г. по 2001 г. добыча осуществлялась фонтанным способом. Уже в первые месяцы эксплуатации в скважине появилась вода, т.к. нижние дыры интервала перфорации находились на уровне подошвы продуктивного пласта, то есть на условном уровне принятого положения ВНК. В период времени с 1997 г. по 2000 г. давление на буфере снизилось с 7 до 4 МПа; среднесуточный дебит жидкости снизился с 31 т/сут до 13 т/сут при 41,9 % обводненности поступающей на поверхность продукции. В 2001 г. скв. 6-Чр была переведена на механизированный способ добычи (ШГН).

Во время дальнейшей эксплуатации скважины обводненность продукции увеличивалась до 82 % в 2007 г. В связи с необходимостью осуществления проектных решений скв. 6-Чр с июня 2007 г. по январь 2008 г. находилась в КРС, в связи с зарезкой бокового ствола на семилукский горизонт.

По состоянию на 01.01.2011 из залежи евлановско-ливенского горизонта отобрано 32 тыс. т нефти и 6,0 млн. м3 растворенного газа.

Открытию нефтяных месторождений, в том числе и Ковалевского, в пределах Кудиновско-Романовской зоны предшествовали многочисленные геолого-геофизические исследования, включающие сейсморазведку (КМПВ, МОВ), электроразведку (ЗСТ, МТЗ), гравиразведку, структурно-картировочное и глубокое бурение. В процессе этих геологоразведочных работ были обнаружены нефтяные залежи в рифогенных отложениях семилукского возраста и в структурах облекания этих образований. Совершенствование методов интерпретации сейсмических данных позволило применять МОГТ для картирования малоамплитудных объектов облекания рифов.

В качестве контрольного метода для подсчёта запасов углеводородов Кудряшовского месторождения Волгоградской области применен метод материального баланса. Подсчет запасов нефти данным методом требует наличия определенного набора информации об эксплуатации залежи. В пределах Кудряшовского месторождения в промышленную разработку введена залежь евлановско-ливенского горизонта, характеризующаяся упруго-водонапорным режимом.

При упруго-водонапорном режиме этот метод требует знания показателей:

- суммы накопленной добычи нефти ?Q н. Данные по накопленной добычи нефти составили ?Q н .=50 тыс.т.

- однофазного объёмного коэффициента на дату подсчёта. Он определялся по изучению глубинных проб нефти. По данным отчёта b = 1,501

- объема внедряющейся в залежь воды W. При упруго - водонапорном режиме эта зависимость является криволинейной. Криволинейный характер функции ? Р = f (?Q доб) свидетельствует о вторжении в пласт воды. Поэтому к построенной кривой из начала координат проводилась касательная, которая бы определяла зависимость снижения пластового давления от суммарного отбора жидкости, если залежь была бы запечатанной, то есть обладала упругим режимом. Этот метод специально разработан для залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам Волгоградской области. Для подсчёта запасов методом материального баланса в данной работе был принят объём внедряющейся в залежь воды, W=53 тыс. м3

количества добытой из залежи воды (w) w = 27 тыс. м3.

объемного коэффициента воды на дату подсчета. Он определялся по результатам лабораторных исследований глубинных проб пластовой воды: ( ? ) = 0,98.

двухфазного объёмного коэффициента нефтегазовой смеси (b1). Так как залежь находится в упруго - водонапорном режиме, то b1 =(b0)=1,501

однофазного объемного коэффициента нефти на начало разработки Он определялся путём дифференционного разгазирования: (b0)=1,501

коэффициента сжимаемости породы. Из лабораторных исследований анализа керна получаем: ( ?п ) = 0,17 ? 10-4 МПа-1

коэффициент водонасыщенности. Исходя из формулы: kн + kв + kг = 1, берём показания нефтенасыщенности из подсчёта объёмным методом (kн = 0,82), и учитывая что залежь находится в упруго-водонапорном режиме (kг = 0), получаем: kв = 1 - 0,82 = 0,18

коэффициент сжимаемости воды. Из лабораторных исследований глубинных проб пластовой воды получаем: ( ?в )=4,35 ? 10-4 МПа-1

изменение пластового давления ( ?Р ). Исходя из данных разработки пластовое давление в начале разработки залежи составляло 45 МПа, а на дату подсчёта - 39,5 МПа таким образом ?Р = 5,5 МПа

Ниже приведены вычисления запасов нефти методом материального баланса:

Qн.0 = 50тыс.т? 1,501 - 53 тыс.м3 - 27 тыс. м3) ? 0,98 1,501 - 1,501 + [1,501? (0,17 ? 10-4 МПа-1 + 0,15 ? 4,35 ? 10-4 МПа-1) ? 5,5 / (1 - 0,18))] = 164 тыс.т

Заключение

При написании своей работы мною было изучено геологическое строение, установлена продуктивность, обоснованы подсчетные параметры и подсчитаны запасы Ковалевского месторождения, объемным методом и методом материального баланса.

Продуктивными являются четыре горизонта: семилукский, петинский, воронежский и евлановско-ливенский.

Суммарная добыча на дату подсчета 44 тыс. т. и 7 млн. м3 растворенного газа.

Начальные геологические/извлекаемые запасы нефти залежи евлановско-ливенского горизонта Ковалевского месторождения по категории С1 составляют 166/33 тыс. т.

Начальные геологические/извлекаемые запасы растворённого газа по категории С1 составляют 32/6 млн. м3. Подсчитанные методом материального баланса запасы евлановско-ливенского горизонта составили 164 тыс. т, что отличается от количества запасов, подсчитанных объемным методом, что позволяет сделать вывод о достоверности подсчета запасов.

Литература

1 Инструкция ГКЗ по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.- М.: ГКЗ СССР, 1984. - 66 с.

2 Оперативная переоценка запасов нефти и растворенного газа Ковалевского месторождения. Отчет ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть»; Рук. А.В. Бочкарев - Волгоград, 2011. - 101 с.- Исполн. С.В. Погорельская, А.В. Назаренко.

3 Гутман И.С. Методы подсчёта запасов нефти и газа; Учебник для вузов. -М.: Недра, 1985 г.

4 Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчёт запасов нефти и газа. Учебное пособие для вузов. - М.: Недра 1981 г.

Размещено на Allbest.ru