Мы поможем в написании ваших работ!
ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
|
Геолого-физическая характеристика месторождения
Т а б л и ц а Б.1 — Характеристика продуктивных залежей
____________ месторождение
| Пласт
| Залежь
| Тип залежи
| Размеры залежи, м × м
| Площадь залежи, 103м2
| Абсолютная отметка кровли (интервал измерения), м
| Абсолютная отметка ВНК (интервал измерения), м
| Высота
залежи, м
| | Пласт 1
| Залежь 1
…
Залежь М1
|
|
|
|
|
|
| | …
| …
|
|
|
|
|
|
| | Пласт N
| Залежь 1
…
Залежь МN
|
|
|
|
|
|
|
П р и м е ч а н и е — Для залежей с газовыми шапками или газовых залежей дополнительно приводятся абсолютная отметка ГНК и размеры газовых шапок.
Т а б л и ц а Б.2 — Характеристики продуктивных залежей по результатам
интерпретации геофизических исследований скважин
____________ месторождение, пласт_________
| Параметр
| Залежь 1
| ···
| Залежь М
| Пласт в целом
| | | | | 1 Общая толщина
|
|
|
|
| | | количество скважин
|
|
|
|
| | | минимальное значение, м
|
|
|
|
| | | максимальное значение, м
|
|
|
|
| | | среднее значение, м
|
|
|
|
| | | 2 Эффективная толщина
|
|
|
|
| | | количество скважин
|
|
|
|
| | | минимальное значение, м
|
|
|
|
| | | максимальное значение, м
|
|
|
|
| | | среднее значение, м
|
|
|
|
| | | 3 Эффективная нефтенасыщенная толщина
|
|
|
|
| | | количество скважин
|
|
|
|
| | | минимальное значение, м
|
|
|
|
| | | максимальное значение, м
|
|
|
|
| | | среднее значение, м
|
|
|
|
| | | 4 Коэффициент песчанистости
|
|
|
|
| | | количество скважин
|
|
|
|
| | | минимальное значение, единиц
|
|
|
|
| | | максимальное значение, единиц
|
|
|
|
| | | среднее значение, единиц
|
|
|
|
| | | 5 Коэффициент расчлененности
|
|
|
|
| | | количество скважин
|
|
|
|
| | | минимальное значение, единиц
|
|
|
|
| | | максимальное значение, единиц
|
|
|
|
| | | среднее значение, единиц
|
|
|
|
| | | 6 Коэффициент проницаемости
|
|
|
|
| | | количество скважин
|
|
|
|
| | | минимальное значение, 10-3 мкм2
|
|
|
|
| | | максимальное значение, 10-3 мкм2
|
|
|
|
| | | среднее значение, 10-3 мкм2
|
|
|
|
| | | 7 Коэффициент пористости
|
|
|
|
| | | количество скважин
|
|
|
|
| | | минимальное значение, единиц
|
|
|
|
| | | максимальное значение, единиц
|
|
|
|
| | | среднее значение, единиц
|
|
|
|
| | | 8 Коэффициент начальной нефтенасыщенности
|
|
|
|
| | | количество скважин,
|
|
|
|
| | | минимальное значение, единиц
|
|
|
|
| | | максимальное значение, единиц
|
|
|
|
| | | среднее значение, единиц
|
|
|
|
| | | П р и м е ч а н и е – Для залежей с газовыми шапками или газовых залежей дополнительно приводятся сведения об эффективных газонасыщенных толщинах и коэффициенте газонасыщенности.
| |
Т а б л и ц а Б.3 — Фильтрационно-емкостные свойства пластов по данным
исследований образцов керна
____________ месторождение, пласт_________
| Параметр
| Залежь 1
| ···
| Залежь М
| Пласт в целом
| | | | | 1 Коэффициент пористости
|
|
|
|
| | | количество скважин
|
|
|
|
| | | охарактеризованная эффективная толщина, м
|
|
|
|
| | | количество определений
|
|
|
|
| | | минимальное значение, единиц
|
|
|
|
| | | максимальное значение, единиц
|
|
|
|
| | | среднее значение, единиц
|
|
|
|
| | | 2 Коэффициент проницаемости
|
|
|
|
| | | количество скважин
|
|
|
|
| | | охарактеризованная эффективная толщина, м
|
|
|
|
| | | количество определений
|
|
|
|
| | | минимальное значение, 10-3 мкм2
|
|
|
|
| | | максимальное значение, 10-3 мкм2
|
|
|
|
| | | среднее значение, 10-3 мкм2
|
|
|
|
| | Т а б л и ц а Б.4 — Результаты определения коэффициентов остаточной
нефтенасыщенности и вытеснения
____________ месторождение, пласт_________
| Опыт, образец
| Коэффициент проницаемости, 10-3 мкм2
| Коэффициент пористости, единиц
| Коэффициент начальной нефтенасыщенности, единиц
| Коэффициент остаточной нефтенасыщенности, единиц
| Коэффициент вытеснения, единиц
| |
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
|
|
| | ···
|
|
|
|
|
| | N
|
|
|
|
|
| | Средние значения
|
|
|
|
|
| Т а б л и ц а Б.5 — Результаты гидродинамических исследований
____________ месторождение, пласт_________
| Параметр
| Залежь 1
| ···
| Залежь М
| Пласт в целом
| | | | | 1 Начальное пластовое давление
|
|
|
|
| | | количество скважин
|
|
|
|
| | | количество определений
|
|
|
|
| | | минимальное значение, МПа
|
|
|
|
| | | максимальное значение, МПа
|
|
|
|
| | | среднее значение, МПа
|
|
|
|
| | | 2 Начальная пластовая температура
|
|
|
|
| | | количество скважин
|
|
|
|
| | | количество определений
|
|
|
|
| | | минимальное значение, оС
|
|
|
|
| | | максимальное значение, оС
|
|
|
|
| | | среднее значение, оС
|
|
|
|
| | | 3 Коэффициент продуктивности
|
|
|
|
| | | количество скважин
|
|
|
|
| | | количество определений
|
|
|
|
| | | минимальное значение, м3/(сут·МПа)
|
|
|
|
| | | максимальное значение, м3/(сут·МПа)
|
|
|
|
| | | среднее значение, м3/(сут·МПа)
|
|
|
|
| | | 4 Удельный коэффициент продуктивности
|
|
|
|
| | | количество скважин
|
|
|
|
| | | количество определений
|
|
|
|
| | | минимальное значение, м3/(сут·МПа·м)
|
|
|
|
| | | максимальное значение, м3/(сут·МПа·м)
|
|
|
|
| | | среднее значение, м3/(сут·МПа·м)
|
|
|
|
| | | 5 Гидропроводность
|
|
|
|
| | | количество скважин
|
|
|
|
| | | количество определений
|
|
|
|
| | | минимальное значение, (10-2мкм2·м)/(мПа·с)
|
|
|
|
| | | максимальное значение, (10-2мкм2·м)/(мПа·с)
|
|
|
|
| | | среднее значение, (10-2мкм2·м)/(мПа·с)
|
|
|
|
| | | 6 Коэффициент проницаемости
|
|
|
|
| | | количество скважин
|
|
|
|
| | | количество определений
|
|
|
|
| | | минимальное значение, 10-3 мкм2
|
|
|
|
| | | максимальное значение, 10-3 мкм2
|
|
|
|
| | | среднее значение, 10-3 мкм2
|
|
|
|
| | Т а б л и ц а Б.6 — Результаты опробования и гидродинамических исследований разведочных скважин
____________ месторождение, пласт_________
| Номер скважины
| Дата исследования
| Интервал перфорации, м
| Эффективная толщина, м
| Дебит нефти, м3/сут
| Обводнённость, %
| Динамический уровень, м Депрессия, МПа
| Коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа)
| Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа·м)
| Гидропроводность, 10-2 мкм2•м
мПа·с
| Коэффициент проницаемости, 10-3мкм2
| Вид исследования
| | | | | нефтенасыщеная
| перфорированная
| | | | | Залежь 1
| | |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| | |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| | |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| | |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| | | Среднее значение
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| | | ···
| | | Залежь M
| | |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| | |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| | |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| | |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| | | Среднее значение
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| | 
Т а б л и ц а Б.7 — Результаты гидродинамических исследований эксплуатационных скважин
____________ месторождение, пласт_________
| Номер скважины
| Дата исследования
| Интервал перфорации, м
| Эффективная толщина, м
| Обводнен-ность, %
| Коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа)
| Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа·м)
| Гидропроводность, 10-2 мкм2·м мПа·с
| Коэффициент проницаемости,
10-3мкм2
| Вид исследования
| | нефтенасыщеная
| перфорированная
| | Залежь 1
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| | Среднее значение
|
|
|
|
|
|
|
|
| | ···
| | Залежь M
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| 
| | Среднее значение
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Т а б л и ц а Б.8 — Сравнение фильтрационно-емкостных свойств (керн, ГИРС, ГДИ)
____________ месторождение, пласт_________
| Параметры, метод определения
| Залежь 1
| ···
| Залежь М
| Пласт в
целом
| | 1 Коэффициент пористости
|
|
|
|
| | 1.1 керн
|
|
|
|
| | количество скважин
|
|
|
|
| | охарактеризованная эффективная толщина, м
|
|
|
|
| | количество определений
|
|
|
|
| | минимальное значение, единиц
|
|
|
|
| | максимальное значение, единиц
|
|
|
|
| | среднее значение, единиц
|
|
|
|
| | 1.2 ГИРС
|
|
|
|
| | количество скважин
|
|
|
|
| | минимальное значение, единиц
|
|
|
|
| | максимальное значение, единиц
|
|
|
|
| | среднее значение, единиц
|
|
|
|
| | 2 Коэффициент проницаемости
|
|
|
|
| | 2.1 керн (по газу)
|
|
|
|
| | количество скважин
|
|
|
|
| | охарактеризованная эффективная толщина, м
|
|
|
|
| | количество определений
|
|
|
|
| | минимальное значение, 10-3 мкм2
|
|
|
|
| | максимальное значение, 10-3 мкм2
|
|
|
|
| | среднее значение, 10-3 мкм2
|
|
|
|
| | 2.2 ГИРС (по газу)
|
|
|
|
| | количество скважин
|
|
|
|
| | минимальное значение, 10-3 мкм2
|
|
|
|
| | максимальное значение, 10-3 мкм2
|
|
|
|
| | среднее значение, 10-3 мкм2
|
|
|
|
| | 2.3 ГДИ (по нефти)
|
|
|
|
| | количество скважин
|
|
|
|
| | количество определений
|
|
|
|
| | минимальное значение, 10-3 мкм2
|
|
|
|
| | максимальное значение, 10-3 мкм2
|
|
|
|
| | среднее значение, 10-3 мкм2
|
|
|
|
|
Приложение В
(обязательное)
Свойства и состав флюидов
Т а б л и ц а В.1 — Свойства пластовой и дегазированной нефти
____________ месторождение, пласт_________
| Параметр
| Диапазон
значений
| Среднее
значение
| | | 1 Свойства пластовой нефти
|
|
| | | 2 Давление пластовое, МПа
|
|
| | | 3 Температура пластовая, °С
|
|
| | | 4 Давление насыщения нефти газом, МПа
|
|
| | | 5 Газосодержание нефти (стандартная сепарация), м3/т
|
|
| | | 6 Газовый фактор нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
|
|
| | | | | 7 Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3
|
|
| | | 8 Вязкость нефти в условиях пласта, мПа·с
|
|
| | | 9 Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, 10-4/МПа
|
|
| | | 10 Плотность растворенного газа в стандартных условиях, кг/м3
|
|
| | | - при однократном (стандартном) разгазировании
|
|
| | | - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
|
|
| | | 11 Плотность дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м3
|
|
| | | - при однократном (стандартном) разгазировании
|
|
| | | - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
|
|
| | | 12 Пересчётный коэффициент, единиц
|
|
| | | 13 Количество исследованных глубинных проб (скважин):
|
|
| | | 14 Свойства дегазированной нефти
|
|
| | | 15 Плотность дегазированной нефти по поверхностным пробам, кг/м3
|
|
| | | 16 Вязкость дегазированной нефти по поверхностным пробам, мПа·с
|
|
| | |
| - при 20 ОС
|
|
|
|
| | |
| - при 50 ОС
|
|
|
|
| | | 17 Температура застывания дегазированной нефти, 0С
|
|
| | | 18 Массовое содержание, %
|
|
|
|
| | |
| серы
|
|
|
|
| | |
| смол силикагелевых
|
|
|
|
| | |
| асфальтенов
|
|
|
|
| | |
| парафинов
|
|
|
|
| | | 19 Содержание микрокомпонентов, г/т
|
|
| | |
| ванадий
|
|
|
|
| | |
| никель
|
|
|
|
| | | 20 Температура начала кипения, 0С
|
|
| | | 21 Фракционный состав (объёмное содержание выкипающих), %
|
|
| | |
| до 100 ОС
|
|
|
|
| | |
| до 150 ОС
|
|
|
|
| | |
| до 200 ОС
|
|
|
|
| | |
| до 250 0С
|
|
|
|
| | |
| до 300 ОС
|
|
|
|
| | | 22 Количество исследованных поверхностных проб (скважин)
|
| | Т а б л и ц а В.2 — Компонентный состав нефти и растворённого газа
____________ месторождение, пласт_________
| Наименование
параметров,
компонентов
| Численные значения
| | при однократном
разгазировании
пластовой нефти
в стандартных условиях
| при дифференциальном разгазировании
пластовой нефти
в рабочих условиях
| пластовая
нефть
| | выделившийся
газ
| нефть
| выделившийся
газ
| нефть
| | Молярная концентрация
|
|
|
|
|
| | компонентов, %
|
|
|
|
|
| | - сероводород
|
|
|
|
|
| | - двуокись углерода
|
|
|
|
|
| | - азот + редкие газы
|
|
|
|
|
| | в т.ч. гелий
|
|
|
|
|
| | - метан
|
|
|
|
|
| | - этан
|
|
|
|
|
| | - пропан
|
|
|
|
|
| | - изобутан
|
|
|
|
|
| | - нормальный бутан
|
|
|
|
|
| | - изопентан
|
|
|
|
|
| | - нормальный пентан
|
|
|
|
|
| | - гексаны
|
|
|
|
|
| | - гептаны
|
|
|
|
|
| | - октаны
|
|
|
|
|
| | - остаток С9+
|
|
|
|
|
| | Молекулярная масса
|
|
|
|
|
| | Плотность
|
|
|
|
|
| | - газа, кг/м3
|
|
|
|
|
| | - газа относительная
|
|
|
|
|
| | (по воздуху), единиц
|
|
|
|
|
| | - нефти, кг/м3
|
|
|
|
|
| Т а б л и ц а В.3 — Свойства, состав газа газовых шапок (свободного газа) и
конденсата
____________ месторождение, пласт_________
| Параметр
| Численное значение (среднее)
| | 1 Давление пластовое, МПа
|
| | 2 Температура пластовая, °С
|
| | 3 Давление начала конденсации, МПа
|
| | 4 Давление максимальной конденсации, МПа
|
| | 5 Коэффициент сверхсжимаемости (z), единиц
|
| | 6 Плотность газа в условиях пласта, кг/м3
|
| | 7 Вязкость газа в условиях пласта, мПа·с
|
| | 8 Потенциальное содержание стабильного конденсата (С5+), 10-3 кг/м3
|
| | 9 Объёмный коэффициент газа, единиц
|
| | 10 Молярная концентрация компонентов пластового газа, %
|
| | - сероводород
|
| | - двуокись углерода
|
| | - азот + редкие газы (в т.ч. гелий)
|
| | - метан
|
| | - этан
|
| | - пропан
|
| | - изобутан
|
| | - нормальный бутан
|
| | - изопентан
|
| | - нормальный пентан
|
| | - гексаны
|
| | - гептаны
|
| | - октаны
|
| | - остаток С9+
|
| | 11 Молярная масса пластового газа, г/ моль
|
| | 12 Стабильный (дебутанизированный) конденсат
|
| | - плотность в стандартных условиях, кг/м3
|
| | - вязкость в стандартных условиях, мПа·с
|
| | - молярная масса, г/моль
|
| | 13 Количество исследованных скважин
|
| Т а б л и ц а В.4 — Свойства и состав пластовых вод
____________ месторождение, пласт_________
| Параметр
| Диапазон значений
| Среднее значение
| | 1 Газосодержание, м3/м3
|
|
| | 2 Плотность воды, кг/м3
|
|
| | - в стандартных условиях
|
|
| | - в условиях пласта
|
|
| | 3 Вязкость в условиях пласта, мПа·с
|
|
| | 4 Коэффициент сжимаемости, 10-4·МПа-1
|
|
| | 5 Объёмный коэффициент, единиц
| |
| | 6 Химический состав вод, мг/Дм3
|
|
| |
| Na+ + K+
|
|
|
|
| |
| Ca+2
|
|
|
|
| |
| Mg+2
|
|
|
|
| |
| Cl -
|
|
|
|
| |
| HCO3-
|
|
|
|
| |
| CO3-2
|
|
|
|
| |
| SO4-2
|
|
|
|
| |
| NH4 +
|
|
|
|
| |
| Br -
|
|
|
|
| |
| J -
|
|
|
|
| |
| В +3
|
|
|
|
| |
| Li +
|
|
|
|
| |
| Sr +2
|
|
|
|
| |
| Rb +
|
|
|
|
| |
| Cs +
|
|
|
|
| | 7 Общая минерализация, г/Дм3
|
|
| | 8 Водородный показатель, рН
|
|
| | 9 Химический тип воды, преимущественный
(по В.А.Сулину)
|
| | 10 Количество исследованных проб (скважин)
|
|
Приложение Г
(обязательное)
|
Археология
Биология
Генетика
География
Информатика
История
Логика
Маркетинг
Математика
Менеджмент
Механика
Педагогика
Религия
Социология
Технологии
Физика
Философия
Финансы
Химия
Экология
