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, 10^3м^2	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 мкм^2
максимальное значение, 10^-3 мкм^2
среднее значение, 10^-3 мкм^2
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 мкм^2
максимальное значение, 10^-3 мкм^2
среднее значение, 10^-3 мкм^2

Т а б л и ц а Б.4 — Результаты определения коэффициентов остаточной

нефтенасыщенности и вытеснения

 

____________ месторождение, пласт_________

 

Опыт, образец	Коэффициент проницаемости, 10^-3 мкм^2	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, м^3/(сут·МПа)
максимальное значение, м^3/(сут·МПа)
среднее значение, м^3/(сут·МПа)
4 Удельный коэффициент продуктивности
количество скважин
количество определений
минимальное значение, м^3/(сут·МПа·м)
максимальное значение, м^3/(сут·МПа·м)
среднее значение, м^3/(сут·МПа·м)
5 Гидропроводность
количество скважин
количество определений
минимальное значение, (10^-2мкм^2·м)/(мПа·с)
максимальное значение, (10^-2мкм^2·м)/(мПа·с)
среднее значение, (10^-2мкм^2·м)/(мПа·с)
6 Коэффициент проницаемости
количество скважин
количество определений
минимальное значение, 10^-3 мкм^2
максимальное значение, 10^-3 мкм^2
среднее значение, 10^-3 мкм^2

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, м^3/сут

Обводнён­ность, %

Динамический уровень, м Депрессия, МПа

Коэффициент продуктивности, м^3/(сут·МПа)

Удельный коэффициент продуктивности, м^3/(сут·МПа·м)

Гидропроводность, 10^-2 мкм^2•м мПа·с

Коэффициент проницаемости, 10^-3мкм^2

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, м^3/(сут·МПа)	Удельный коэффициент продуктивности, м^3/(сут·МПа·м)	Гидропроводность, 10^-2мкм^2·м мПа·с	Коэффициент проницаемости, 10^-3мкм^2	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 мкм^2
максимальное значение, 10^-3 мкм^2
среднее значение, 10^-3 мкм^2
2.2 ГИРС (по газу)
количество скважин
минимальное значение, 10^-3 мкм^2
максимальное значение, 10^-3 мкм^2
среднее значение, 10^-3 мкм^2
2.3 ГДИ (по нефти)
количество скважин
количество определений
минимальное значение, 10^-3 мкм^2
максимальное значение, 10^-3 мкм^2
среднее значение, 10^-3 мкм^2

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), м^3/т
6 Газовый фактор нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м^3/т
7 Плотность нефти в условиях пласта, кг/м^3
8 Вязкость нефти в условиях пласта, мПа·с
9 Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, 10^-4/МПа
10 Плотность растворенного газа в стандартных условиях, кг/м^3
- при однократном (стандартном) разгазировании
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
11 Плотность дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м^3
- 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/м^3
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/м^3
- газа относительная
(по воздуху), единиц
- нефти, кг/м^3

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/м^3
7 Вязкость газа в условиях пласта, мПа·с
8 Потенциальное содержание стабильного конденсата (С5+), 10^-3кг/м^3
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/м^3
- 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, м^3/м^3
2 Плотность воды, кг/м^3
- 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/Дм^3
	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/Дм^3
8 Водородный показатель, рН
9 Химический тип воды, преимущественный (по В.А.Сулину)
10 Количество исследованных проб (скважин)

Приложение Г

(обязательное)