Подсчета промышленных запасов нефти

КАСПИЙСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  УНИВЕРСИТЕТ ТЕХНОЛОГИЙ  И  ИНЖИНИРИНГА          им.   Ш. ЕСЕНОВА

КАФЕДРА: «ГЕОЛОГИЯ»

                               Курсовая  работа

Тема: Подсчета  промышленных   запасов  нефти

Выполнила:

Проверяла: 

Актау  2012

1.Нефтегазовое  месторождение  Тенгиз

Введение

Тенгизское  месторождение находится на заключительной стадии разработки, о  чем  свидетельствует  стабилизирующая, на сравнительно небольшом значении, годовая добыча нефти.

Причем стабилизация уровня добычи осуществляется за счет проведения КВД и закачки газа, ввода в эксплуатацию новых скважин, как нагнетательных, так  и добывающих, различных методов повышения нефтеотдачи.

Повышение нефтеотдачи    и ускорение темпов разработки нефтяных залежей во многом определяется качественной и бесперебойной работой добывающих скважин, которые в свою очередь определяются соотношением призабойной зоной пласта. Эта область пласта наиболее подвержена различным Физико-химическим и термодинамическим изменениям. При этом призабойная зона является той частью пласта, о которой разработчики имеют наибольшую информацию и на которую можно наиболее эффективно воздействовать с целью улучшения ее состояния.

Общие сведения

Тенгиз - это  самое глубоко залегающее, огромное месторождение. Глубина - 3810 м, ширина – 19 км, длина – 21 км. Мощность нефтяной толщи – 1,6 км. Тенгизское месторождение расположено в западной части Казахстана на территории Эмбинского Района в 160 км. от г. Атырау. Месторождение открыто в 1974 г. С вводом его в промысловую разработку  превратился в один из крупнейших  промышленных  районов Казахстана. На территории месторождения вырос  г. Тургай с населением более 90 тыс. жителей. Основными населенными пунктами, кроме г. Атырау, являются г. Актобе,  станция Жанаарык,  дорогой является линия Астрахань-Актобе. Ближайший магистральный нефтепровод Атырау-Повлодар. В орфографическом отношении изучаемая территория представляет собой холмистую равнину, расчлененную на степь и пустыню. Основной водной артерией является трубопровод Атырау-Жезказган. Климат района континентальный. Абсолютная максимальная температура 45⁰С,  а минимальная –40⁰С. Снежный покров достигает 1,5м., глубина промерзания почвы 0,5-1 м. Основными полезными ископаемыми являются нефть и уголь. Последние представлены глиной, песком, известняком, песчаником и гравием. Встречаются залежи гипса. Некоторые глины пригодны для приготовления глинистого раствора, необходимого для бурения скважин, а другие могут быть использованы в кирпичном и гончарном производствах.

Первооткрывателями  месторождения Тенгиз является Жолдаскали Досмухамбетов, Булекбай Сагингалиев, Булат Еламанов, Асабай Хисметов, Кумар  Балжанов, Валентин Авров, Махаш Балгимбаев, Орынгазы Исказив которые были удостоены Государственной премии Республики Казахстан.

Прогнозируемый  объем геологических запасов  составляет 3,1 млрд. тонн нефти. Извлекаемые  запасы месторождения оцениваются  от 750 млн. до 1 млрд. 125 млн. тонн нефти. Запасы попутного газа оцениваются в 1,8 трлн. кубометров.

В 1993 г. Правительство  Казахстана учредило ТОО СП «Тенгизшевройл»  совместно компанией «Chevron» для  разработки нефтяного месторождения  Тенгиз. Сегодня партнерами являются уже четыре компании: АО НК «Казмунайгаз» (20%), «Chevron Overseas» (50%), «Exxon Mobil»(25%) и «LukArco»(5%).

      Краткая характеристика геологического строения месторождения.

На Тенгизском месторождении скважинами вскрыты  средне-нижнекаменноугольного девонского отложения и породы кристаллического фундамента. В целом разрез представлен карбонатными породами-известняками, доломитами. Подчиненное значение имеют породы терригенного происхождения - пески, песчаники, глины, аргиллиты, алевролиты.

В тектоническом отношении  Тенгизкое месторождение приурочено к Астраханьско-Жанажолский вал северо-западного простирания. Жанажолский вал осложняет юго-западную часть вершины Астраханьского свода. Структура месторождения по подошве репера «верхний известняк» представляет обширную (36км*20 км.) брахиантиклинальную структуру с четко выраженной асимметрии  и двумя сводами на юго-западе  Жанажолским и в центре Тенгизским. Вершины сводов расположены вблизи крутого  юго-восточного крыла, вдоль которого по девонским горизонтам прослеживается небольшой прогиб. Осевая линия структуры изогнута и выпуклостью обращена в юго-восточном направлении. Далее к югу и югу-востоку от осевой линии отмечается обширная структурная терраса шириной 4-6 км. еще далее к юго-востоку пологое залегание слоев сменяется новым редким их понижением под углом 1-4⁰С. амплитуда погружения юго-восточного крыла Тенгизской структуры достигает 100м. Юго-западный склон  структуры характеризуется значительно меньшим числом локальных куполов и мульд. Залегают оолитовые известняки, насыщенные  жидкой газированной нефтью. Однако получить промышленный приток нефти из известняков не удалось. Следует отметить, что нефтеносность карбонатных отложений, мощность которых составляла почти 99% осадочной толщи палеозоя, изучена слабо. Из изложенного видно, что Тенгизское нефтяное месторождение  является многопластовым.

Залежи углеводородов  расположены на глубине 3,8—5,4 км. Залежь массивная, рифогенного строения. Нефтеносность  связана с отложениями средне-нижнекаменноугольного  и девонского возрастов. Коэффициент нефтенасыщенности 0,82. Начальный газовый фактор 487 мэ/мэ, начальный дебит нефти 500 м³/сут при 10 мм штуцере. Начальное пластовое давление84,24МПа, температура 105°С. Плотность нефти789кг/м₃. Нефть 

сернистая 0,7%, парафинистая 3,69%, малосмолистая 1,14%, содержит 0,13% асфальтенов.

Извлекаемые запасы месторождения оцениваются от 750 млн. до 1 млрд. 125 млн. тонн нефти. Прогнозируемый объем геологических запасов составляет 3 млрд. 133 млн. тонн нефти. Запасы попутного газа оцениваются в 1,8 трлн. м.

Обустройство  месторождения Тенгиз

Месторождение Тенгиз представляет собой одно из наиболее крупных мировых нефтегазовых промыслов с площадью 565 кв. километров. Пласты Тенгизского месторождения содержат нефть плотностью в 46 градусов по шкале Американского нефтяного института, что позволяет извлекать в процессе переработки высокий процент ценных легких нефтепродуктов, в том числе бензина и керосина. Общие запасы более 1 млрд. тонн нефти и около 0,6 трлн. кубометров газа. Дочернее предприятие АО «Казахский институт нефти и газа» – АО НИПИ «Каспиймунайгаз» привлекается для проектирования объектов ТШО. Капитальные вложения проекта – около10 000 000 долларов США. 

Объекты проектирования:

• Проектирование строительной части (фундаментов, опор), дорог внутриплощадочных подъездных;
• Площадочное освещение;
• Проектирование водоснабжения и канализации;
• Генеральный план.

ПАЛЕОГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ПЛОЩАДИ ТЕНГИЗ:

«Тенгизшевройл» расположен на территории лицензионного  участка площадью 2500 квадратных километров или 1600 квадратных миль, включающего  супергигантское Тенгизское месторождение и меньшее, но крупное по запасам Королевское месторождение, а также несколько перспективных участков для ведения разведки.

Извлекаемые запасы Тенгизского и Королевского месторождений оцениваются от 750 миллионов до 1,1 миллиарда тонн нефти. Общие разведанные запасы в разбуренных и неразбуренных участках коллектора Тенгизского месторождения прогнозируются в объеме 3,1 миллиардов тонн или 26 миллиардов баррелей. Объемы запасов Королевского месторождения, относящегося к месторождениям мирового класса, оцениваются в 188 миллионов тонн или 1,5 миллиардов баррелей, что составляет одну шестую часть запасов Тенгиза.

Тенгизское  месторождение - это самое глубокое в мире нефтяное месторождение-супергигант, верхний нефтеносный коллектор  которого залегает на глубине около 4000 метров или 13000 футов. Тенгизский коллектор протянулся на 19 километров или 12 миль в длину и 21 километр или 13 миль в ширину, а высота нефтеносного пласта составляет одну милю. Площадь коллектора столь велика, что потребовались бы две марафонские дистанции, чтобы обежать вокруг него.

Как известно, Прикаспийский НГБ - наибольший из бассейнов  с солянокупольной тектоникой и  наиболее глубокий из них - более 20 км глубиной, в нём сосредоточено 40% осадочного чехла Восточно-Европейской платформы. Основные перспективы нефтегазоносности Прикаспийского НГБ связаны с подсолевым комплексом - 90-96% извлекаемых ресурсов, а их разведанность не больше 17%. Ресурсы Прикаспийского НГБ по нефти и газу соперничают с аналогичными показателями Североморского НГБ, одного из основных источников энергоносителей для Западной Европы. Формирование Тенгиза стало возможным, благодаря сочетанию благоприятных условий - мощнейшего атолла, нефтематеринских толщ, богатым высококачественным ОВ, соляного флюидоупора и прогрева. Это обусловило сперва возникновение девонской палеозалежи, позднее разрушенной, а затем вторичной, современной залежи. Резервуар представлен сложно построенным карбонатным трещинным и трещинно-пустотным коллектором и соляным флюидоупором. Основными нефтематеринскими породами для тенгизских нефти и газа являются среднекаменноугольные и среднедевонские карбонаты. Аретинские глинистые породы также играют роль нефтематеринской толщи и ложной покрышки, что доказывается сравнением с соседними объектами. Миграция, вероятнее всего, носила импульсный характер и происходила с юга и юго-запада. Задача геологов-нефтяников в этом регионе на ближайшие годы будет заключаться в том, чтобы сориентировать поиски на всё многообразие возможных объектов, используя наработанную базу в их изучении и современные технологии поисков УВ.

Генеральный директор ТОО «Тенгизшевройл» Тим Миллер в ходе VII Евразийского форума KAZENERGY рассказал о будущем проекте расширения месторождения Тенгиз.

«Проект будущего расширения (ПБР) позволит увеличить  добычу на Тенгизе на 12 млн. долларов в год, это значит Тенгизшевройл будет добывать около 900 тыс. баррелей в сутки. Ожидания Казахстана от объема расходов крупных проектов на ближайшие 20 лет показывают, что ПБР значительно повлияет на вопрос создания рабочих мест», - рассказал Миллер. В целом, по словам Гендиректора «Тенгизшевройла», проекту будущего расширения потребуется 1000 рабочих мест во время строительства, и до 20 тыс. в пик строительства. Кроме того будет создано около 500 новых рабочих мест для работ на объектах ПБР.

1.1 Объемный   метод   подсчета  запасов    нефти.

Объемный   метод   подсчета  запасов    нефти широко  распространен   и  может  быть   использован   при  любом   режиме   работы   нефтяного    пласта   и  на  любой   стадии  его   разведанности.  При   использовании   объемного   метода   исходят   из  того,  что  нефть   залегает   в  порах   пласта,  объем  которых  можно  определить,  зная  геометрические   размеры   нефтеносного  пласта  и пористость   слагающих его пород.

Для   подсчета   запасов   нефти  применяют   следующую   формулу:

Q=Fhmβηρθ

Где Q – извлекаемые  (промышленные)   запасы  нефти, т: F – площадь   нефтеносности, м²: h – нефтенасыщенная мощность  пласта, м:  т – коэффициент открытой  пористости   нефтесодержащих пород: β – коэффициент насыщения пласта  нефтью: η- коэффициент  нефтеотдачи:  ρ – плотность  нефти   на  поверхности , т/м³ : θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку  нефти:  θ= 1/в (в- объемный   коэффициент   пластовой нефти).

1.2   Определение    площади   нефтеносности  Ғ

Площадь  нефтеносности  (Ғ) устанавливают   на  основе   данных   пробуренных скважин и их  испытания.  При подсчете  запасов нефти продуктивная   площадь   измеряется  на  подсчетных   планах.  Подсчетный  план   представляет   собой структурную карту   по  кровле   продуктивного   горизонта,    составленную   в  зависимости   от  размеров    месторождения  в  масштабах   от  1: 500  до  1: 50 000  на  которой показывают  условным  знаками   результаты   опробования   всех  пробуренных   скважин   на  дату   подсчета. На  плане  отмечают   скважины : а)  давшие  безводную   нефть   или  газ,  около   которых   в  числителе   дроби   показывают  начальный   среднесуточный   дебит  нефти   или  газа,  в  случае   появления   воды  - дату   ее появления  и  содержание  В  процентах  на  эту  дату; в  знаменателе – текущий   среднесуточный   дебит  и  содержание   воды  в  процентах   на  дату  подсчета; б)  давшие  нефти   или  газ  с  водой,  около  которых  в  числителе  дроби  указывают  начальный среднесуточный  дебит  нефти  или  газа  в процентное    содержание  воды,  в  знаменателе  -  текущий  среднесуточный  дебит  и  процентное   содержание  воды   на  дату  подсчета;      в) давшие  воду  или  газ;  г) давшие  при  испытании  воду   с  пленками  нефти;  д)  встретившие   притоки  нефти  или  газ  в  процессе  бурения;  е)  показавшие   благоприятные   признаки   газонефтеносности   по  каротажу, но  неиспытанные.

Ғ = (пол+непол·25)·Мк:

F₁ =  (23+25·25)·500 = 324·10³м²:

F₂ =  (69+82·25)·500 = 1059,5 ·10³м²:

F₃= (104+ 132· 25)·500 = 1702·10³м²:

F₄= (138+217·25)·500= 2781,5·10³м²:

F= F₁+ F₂+ F₃+ F₄:

F= 324·10³м²+1059,5 ·10³м²+1702·10³м²+2781,5 ·10³м²=5867·10³м²

1.3 Определение  нефтенасыщенной   мощности   пласта  һ

Нефтенасыщенная  мощность   пласта һ  - обычно   определяют   вертикальную   мощность  пласта  без  поправки   на  угол  его   падения 

Точное  определение  нефтенасыщенной   мощности   является   важной   задачей.  Для   этого  используют   данные  анализ   кернов,  электрического  и радиоактивного  каротажа ,  а  также   материалы   опробования   скважин,  позволяющие   установить   водонефтяной  контакт  и  границы   эффективной   нефтенасыщенной   мощности .  Особенно  сложно  определение  нефтенасыщенной   мощности  для  карбонатных  пород.  В  данном  слчае  большое  значение   имеют   комплексные определения  этой  величины.

Положение  нижней  границы  нефтенасыщенной   мощности   усложняется   наличием   переходной  зоны,   которая   в  проницаемых   коллекторах   составляет    до  0,3 м  ,  а  в  плохо  проницаемых   достигает  8 м   и  более.  Для  более точного   определения   нефтенасыщенной  мощности   пласта   по  отдельным   скважинам   следует   использовать   данные   бокового   электрического   зондирования.

h₁= 200, h ₂= 240,   h ₃=280, h ₄=320

h₁= 200+ 240/2  = 220м

h ₂= 240+ 280/2  = 260м

h ₃= 280+ 320/2  = 300м

∑h= h₁+ h ₂+ h₃= 220+260+300 =780м

1.4   Определение  коэффициента  открытой   пористости  m

Коэффициента  открытой   пористости  m  обычно   определяется  по  результатам  изучения  образцов   пород,  отобранных  в  интервале   разреза    продуктивного  пласта.  Для  полной  характеристики  пористости  пласта   в  этом  случае  необходимо   наличие  данных   и  по  площади  распространения   ласта    и  по  его  мощности.  Как  правило ,  в  достаточном  количестве   таких  данных   не  бывает,  поэтому   для  определения   пористости  используют     промыслово –геофизические  методы   исследования.  При  этом  предварительно   необходимо  провести  тщательное   сопоставление   данных  изучения  кернов  с результатами   геофизических методов,  выявить расхождения,  установить   их  причины и возможности уверенного   использования геофизических данных.

В  тех  случаях,  когда  скважины  пробурены  в  водонефтяной  зоне  и по  геофизическим   данным   пористость  определена   в нефтяной   и в водной  частях  пласта :  более надежным   следует   считать определения в водной  части пласта.  Эти значения  пористости  могут быть  перенесены  и на  нефтенасыщенную часть пласта  при условий   идентичности   литолого  -  физточеских   свойств   нефтяной   и водной   частей  разреза.  Пористость  терригенных поровых коллекторов составляет  10%

                            т =12% = 0,12:

1.5  Определение  нефтенасыщенности  β,   плотности   ρ  и  нефтеотдачи     η

Не  все  поровые  пространство  пласта  заполнено   нефтью,  часть  его  занята   связанной  водой.  Поэтому   содержание  нефти   в  пласте   определяют   при  помощи  коэффициента   нефтенасыщенной β,  под которым понимают  отношения объема  нефти,  содержащейся   в порах пласта  (V_н),  к объему  всех  пор нефтеносного  пласта  (V_п):

                   β=  V_н / V_п

                         β = 0,7

Плотности  нефти  ρ  - при подсчете   запасов  обычно   принимают   плотности  нефти,  определенную   при  стандартных   условиях.  Для   расчета   берут   среднюю  величину  по  пласта   на  основании  данных   анализа  проб   нефти,  взятых   по  ряду   скважин.

Начальное   пластовое  давление  .

                                  ρ= 0,7 МПа=0,007

Коэффициент   нефтеотдачи  η  зависит   от  литолого – физических  свойств   коллектора,  свойств   нефти,  насыщающей  пласт,  темпа и системы разработки,  метода  эксплуатации.  Его величина  в значительной   степени   определятся   режимом   пласта   и  свойствами   агента,  вытесняющего   нефть.  Вследствие   фазовой   проницаемости  20%  нефти  от  объема   пор  в  пластах,  вообще  говоря,   являются  неизвлекаемыми   даже  при  применении   методов   интенсификации  и   вторичных   методов  эксплатации.  Это  подтверждается  данными  

η=13

1.6  Определение   объемного   коэффициента  b

Объемный  коэффициент   пластовой  нефти  - как  уже  указывалось,   пластовая  нефть  отличается   содержанием  в  ней   значительного   количества   раствореного  газа.   Наличие   раствореного  газа   резко  влияет  на  ее  свойства,   Увеличивается   ее  объем,снижается  плотность,  изменяется  также  поверхностное   натяжение   на  различных   границах   раздела  

Объемным   коэффициентом   пластовой   нефти   называют   отношение   объема   пластовой   нефти  V_пл  к объему  получаемой  из  нее сепарированной   нефти V_ст   при стандартных условиях:

b = V_пл  / V_ст

Объемный  коэффициент   пластовой   нефти  показывает,  какой  объем  в  пластовых   условиях   занимает  1м³  сепарированной    нефти,  взятой   при стандартных условиях.   Величина,  обратная   объемному   коэффициенту  пластовой   нефти,  представляет   собой   так  называемый  пересчетный   коэффициент  θ:

θ= 1/b= V_пл  / V_ст

θ =1,3

Пересчетный   коэффициент  θ служит   для  приведения   объема   пластовой   нефти   к  объему   сепарированной   нефти  (при  стандартных  условиях).

Q_бал=5867·10³м²·780м·0,12·0,007МПа·0,7·13·1,3= 45475 ·10³т

Q_извл = 45475·10³т ·0,4  = 18190·10³т

Заключение 

  В основных  направлениях   экономического   и  социального   развития  РК   перед   работниками   нефтяной   и  газовой   промышленности   поставлены   новые   задачи  -  шире  развивать   совместные   компании  с  иностранными  инвесторами   развитых   стран   как   Америка,  Канада , Таиланд, Китай  и.др  приступить  к  промышленной   разработке    глубокозалегающих    месторождений.

   Повысить   эффективность   добычи   нефти   за  счет   применение   районных  систем   разработки  месторождения,   совершенствование   техники  буровых  работ  бурение   наклонно  -  направленных  и  горизонтальных   скважин   и  применение   прогрессивных   методов  технологии  бурения.

Начать   промышленную   эксплуатацию   нефтяного  месторождения  Прикаспийской   неизменности   и  создание   на  этой   базе   крупномасштабного   газо  - химического   производства.

Список  использованной   литературы

• Аманиязов  К.Н,   Ахметов  А.С,  Кожахмет  К.А.

      Нефтяные   и  газовые   месторождения  Казахстана.

      Алматы 2003год

• Габрильянц  Г.А   Геология поиски  и  разведка нефтяных  и  газовых   месторождений.  Москва,  недра  2000
• Жданов  М .А

Нефтепромысловая  геология  и подсчет  запасов  нефти  и  газа   Москва  Недра 1981

• Справочник.  Месторождения  нефти  и  газа  Казахстана