Дипломная работа: Способы определения параметров трещин гидроразрыва пласта

1.6 Коллекторские свойства пласта Д-1

Залежь нефти пласта Д-1 была открыта в мае 1957 г. по результатам опробования разведочной скв.23, перфорированной совместно с пластом Д-II. В результате опробования из интервала 2972,5-2977,0 м (абс. отм. минус 2788,8 - 2793,3 м) - пласт Д-1 и интервала 2983,5-2985,5 м (абс. отм. минус 2799,8 -2801,8 м) - пласт Д-II получен фонтанный приток безводной нефти дебитом 118 т/сут на 8 мм штуцере. В таблице 1.2 представлены характеристики коллекторских свойств пласта Д-1 [1].

Таблица 1.2 - Характеристика коллекторских свойств пласта Д-1

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

За период реализации последнего проектного документа дополнительный отбор глубинных и поверхностных проб на месторождении не осуществлялся. Параметры нефти и газа, представленные в данной работе, описаны без изменений по сравнения с предыдущей проектной работой.

По плотности пластовая нефть особо легкая - 658,0 кг/м3, с незначительной динамической вязкостью 0,51 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 18,73 МПа, газосодержание при однократном разгазировании - 253,00 м3/т.

По результатам расчета дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 837,0 кг/м3 (легкая), газосодержание - 226,40 м3/т, объёмный коэффициент - 1,582, динамическая вязкость разгазированной нефти - 6,92 мПа·с [1].

Газ, выделившийся из нефти при дифференциальном разгазировании, относится к «жирным» «горючим», с преобладанием содержания метана (55,96%), с отсутствием сероводорода, с промышленным содержанием гелия (0,054%), а также с незначительным содержанием азота+редкие (2,26%). Мольное содержание: углекислого газа - 0,28%, этана - 23,68%, пропана - 12,21%, высших углеводородов (пропан + высшие) - 17,82%. Относительная плотность газа по воздуху - 0,893, а теплотворная способность - 63646,0 кДж/м3 [1].

По результатам исследований поверхностных проб нефть является среднесернистой (массовое содержание серы в нефти 0,87%), смолистой (6,09%), высокопарафинистой (6,20%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С - 52,0%.

В таблицах 1.3-1.6 соответственно содержится информация о свойства пластовой нефти, физико-химическая характеристика дегазированной нефти, компонентный состав нефтяного газа, разгазированной нефти, свойства пластовой воды пласта Д-1 Северного купола.

Таблица 1.3 - Свойства пластовой нефти пласта Д-1

Таблица 1.4 - Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта Д-1

Таблица 1.5 - Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти пласта Д-1

Минерализация вод составляет 272,82 г/дм3, плотность в стандартных условиях 1,1883 г/см3 (в пластовых условиях 1,1566 г/см3). Вязкость, определяемая в пластовых условиях в среднем равна 0,84 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 40,80 г/дм3, магния 4,95 г/дм3, сульфатов 0,19 г/дм3, первая соленость 46,5 %-экв. Воды этого пласта характеризуются высокой степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,47) [1].

Таблица 1.6 - Свойства пластовой воды пласта Д-1

1.8 Подсчет запасов нефти и газа

Проведем подсчет запасов нефти и газа пласта Д-1 Михайловско-Коханского месторождения. Подсчет запасов нефти проводится объемным методом [2,3]. Исходные данные для расчетов содержатся в таблице 1.7.

Таблица 1.7 - Исходные данные для подсчета запасов объемным методом

Подсчет запасов нефти, тыс.т., проводится по формуле объемного метода:

,

где Qбал - балансовые запасы, тыс.т;

F - площадь залежи, тыс.м2;

h - средняя нефтенасыщенная толщина, м;

m- пористость, д.ед.;

с- плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3;

л - коэффициент нефтенасыщенности пласта, д.ед.;

пересчетный коэффициент и= 0,632 д.ед.

1. Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т.:

= 23501 • 3,4 • 0,14• 0,837 • 0,93 • 0,632 = 5504,2 тыс.т.

2. Извлекаемые запасы нефти, тыс.т.:

,

где К - коэффициент нефтеизвлечения, д.ед.;

= 5504,2 • 0,478 = 2631 тыс.т.

3. Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.2019 г. составят:

,

где Qдоб- добыча нефти с начала разработки на 01.01.2019 г.;

.=5504,2 - 1265,4 = 4238,8 тыс.т.

4. Остаточные извлекаемые запасы на 01.01.2018г. составят:

,

=2631-1265,4= 1365,6 тыс.т.

5. Начальные балансовые запасы газа, млн.м3:

,

где Г - газовый фактор по пласту, м3/т.;

5504,2 226,4 = 1246,2 млн.м3.

6. Начальные извлекаемые запасы газа, млн.м3:

,

2631 • 226,4 = 595,7 млн.м3.

7. Остаточные балансовые запасы газа, млн.м3:

,

=4238,8 • 226,4 = 959,7 млн. м3.

8. Остаточные извлекаемые запасы газа, млн.м3;

,

=1365,6 • 226,4 = 309,7 млн.м3.

Подсчитанные запасы нефти (начальные и остаточные) на 01.01.2019 г. - балансовые, извлекаемые указаны в таблице 1.8, утвержденный КИН по залежи - 0,478.

Таблица 1.8 - Подсчитанные запасы на 01.01.19 г.