Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа.

Подсчёт запасов нефти и газа выполняется объёмным методом. Определяем начальные и остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти и газа основной залежи пласта Ю1/1.

Исходные данные для расчетов балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа приведены в таблице 6.

Таблица 6. Исходные параметры для расчётов основной залежи пласта Ю1/1

Начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти определяем по формулам (1.1.) и (1.2.)

(1.1.)

(1.2.)

тыс.т.

тыс.т.

Начальные балансовые и извлекаемые запасы газа определяем по формулам (1.3.) и (1.4.)

(1.3.)

(1.4.)

млн.м³.

млн.м³.

Зная накопленную добычу нефти по пласту на дату анализа – Q_нак, определяем остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти и газа.

Остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти на дату анализа составляют:

(1.5.)

(1.6.)

тыс.т.

15872тыс.т.

Остаточные балансовые и извлекаемые запасы газа составляют:

(1.7.)

(1.8.)

млн.м³.

млн.м³.

Все расчётные значения по определению запасов нефти и газа сведены в табл. 7.

Таблица 7. Начальные и остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти и газа

Выводы

В геологическом строении месторождения принимают участие порды складчатого палеозойского фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения мезозойско-кайнозойского возраста

.Пласт Ю1/1 приурочен к юго-западной части Нижневартовского мегавала. Сложен пласт переслаиванием песчаников, алевролитов и аргелитов.

Пласт Ю1/1 нефтенасыщен по всей протяженности и разделяется на 3 объекта: основная, восточная и северо-западную залежи.

Плотность пластовой нефти 768 кг/см³.

Вязкость пластовой нефти 0,96 мПа * с.

Пласт Ю1/1 характеризуется пористостью 18 %,проницаемостью 0,024 мкм², начальной нефтенасыщеностью 0,610. Газовый фактор 72 м³/т.

В данном разделе был приведён пересчёт запасов нефти и растворённого газа пласт Ю1/1 с использованием объёмного метода подсчёта.

Балансовые остаточные запасы нефти – 48610 тыс.т.

Извлекаемые остаточные запасы нефти – 15872 тыс.т.

Балансовые остаточные запасы газа – 3499,920 млн. м³.

Извлекаемые остаточные запасы газа – 1142,784 млн. м³.

Утверждённый КИН – 0,364.

Геолого-промысловое и технико-экономическое обоснование вариантов разработки

Киняминское нефтяное месторождение согласно "Проекту пробной эксплуатации Киняминского месторождения" введено в разработку в 1988 году разведочной скважиной № 202Р.

Разбуривание участка пробной эксплуатации месторождения началось в 1989 г. и проводилось небольшими объемами.

В настоящее время месторождение разрабатывается на основании принципиальных решений, принятых в следующих проектных документах:

Ø "Технологическая схема разработки Киняминского месторождения",

Ø "Дополнительная записка к технологической схеме разработкиКиняминского месторождения".

Документы утверждены на заседании Ханты-Мансийской ТКР протоколом № 2 от 29-30 мая 1995 г.

Согласно проектным документам на месторождении выделено 3 объекта разработки: Ю₁¹, Ю₁³ и зона совместного залегания пластов Ю₁¹ + Ю₁³. В разработке находится только пласт Ю₁¹.

К реализации был утвержден вариант 2, предусматривающий разбуривание месторождения по трехрядной блоковой системе разработки с сеткой скважин 500 х 500 м и плотностью 25 га/скв.

В связи с некоторым отступлением от проектного положения, сетка пробуренных скважин оказалась менее плотной, чем предусмотрено проектом. Фактическая плотность сетки скважин составила 28 га/скв со средним расстоянием между скважинами в рядах - 550 м и между рядами - 500 м.

Киняминское месторождение разрабатывается НГДУ "Майскнефть" ОАО "Юганскнефтегаз".

Дата добавления: 2015-08-20