1. Введение
Основание для составления ТЭО КИН, владелец лицензии, ее номер и срок действия, сведения о вводе месторождения в разработку, о ранее выполненных подсчетах запасов и проектных документах, даты их утверждения в государственных органах.
2. Общие сведения о месторождении
Административно-территориальная принадлежность месторождения, его удаленность от населенных пунктов, ближайших месторождений нефти и газа, экономико-географическая характеристика района (наличие наземных, речных, морских, воздушных транспортных путей, высоковольтных ЛЭП, нефтегазопроводов, месторождений местных строительных материалов, источников водообеспечения, имеющих существенное значение для ТЭО КИН), физико-географические особенности района (гидрография, климат, геокриология, растительный и животный мир). Приводится обзорная карта, на которую должны быть нанесены месторождения, основные элементы гидрографии (реки, озера, болота) и ситуации (дороги, существующие нефтегазопроводы, ЛЭП и населенные пункты), указывается наличие водоохранных и природоохранных зон.
3. Краткая геолого-физическая характеристика месторождения
3.1. Характеристика геологического строения, параметров пластов и их неоднородности.
Краткая литолого-стратиграфическая и тектоническая характеристика месторождения; сведения о наличии, размерах и толщине многолетнемерзлых пород; количество и средняя глубина залегания продуктивных пластов; типы залежей и их размеры; средние начальные и текущие отметки ВНК, ГНК, ширина водо- и газонефтяных зон; средние значения и степень неоднородности толщины продуктивных пластов, их проницаемости, пористости, начальной и текущей нефтенасыщенности; характеристика прерывистости пластов (коэффициенты песчанистости, расчлененность, толщина и количество непроницаемых разделов). (табл. 3.1–3.4,
в графическом приложении - рис.П.1, рис.П.2, рис.П.3).
Таблица 3.1
Характеристика толщины пластов
Толщина
|
Наименование
|
Зоны пласта*
|
По
пласту
в целом
|
нефтя-ная
|
водо-нефтя-ная
|
газо-вая
|
газо-нефтя-ная
|
газо-нефте-водяная
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
Общая
|
Среднее значение, м
Интервал изменения, м
|
|
|
|
|
|
|
Эффективная
|
Среднее значение, м
Интервал изменения, м
|
|
|
|
|
|
|
Нефтенасыщенная
|
Средневзвешенное значение, м
Интервал изменения, м
|
|
|
|
|
|
|
Газонасыщенная
|
Средневзвешенное значение, м
Интервал изменения, м
|
|
|
|
|
|
|
Непроницаемых разделов
|
Среднее значение, м
Интервал изменения, м
|
|
|
|
|
|
|
*Столбцы 3–7 приводятся только при обосновании извлекаемых запасов и КИН уникальных месторождений
|
Таблица 3.2
Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пласта
Вид
исследований
|
Наименование
|
Параметры
|
Проница-емость,
мкм2х10-3
|
Коэффициент
открытой пористости, доли ед.
|
Коэффициент начальной нефтенасы-щенности, доли ед.
|
Коэффициент начальной газонасы-щенности, доли ед.
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
Лабораторные (керна)
|
Количество скважин
Количество определений
Среднее значение
Интервал изменения
|
|
|
|
|
Геофизические
|
Количество скважин
Количество определений
Среднее значение
Интервал изменения
|
|
|
|
|
Гидродина-мические
|
Количество скважин
Количество определений
Среднее значение
Интервал изменения
|
|
|
|
|
Таблица 3.3
Характер насыщения и фильтрационно-емкостные свойства интервалов продуктивных пластов по ГИС
Пласт
|
№ скв.
|
Общая толщина, м
|
Проницаемый интервал
глубина, м
абс. отм., м
|
Характер насыщения
|
Эффек-тивная толщина, м
|
Коэффициент
открытой пористости, доли ед.
|
Коэффициент нефте-
насыщенности,
доли ед.
|
Проница-емость, мкм2х10-3
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 3.4
Статистические показатели характеристик неоднородности пласта
Пласт
|
Количество скважин
|
Коэффициент песчанистости, доли ед.
|
Расчлененность, ед.
|
Характеристика
прерывистости
|
Другие коэффициенты
|
Среднее значение
|
Интервал
изменения
|
Среднее значение
|
Интервал
изменения
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов.
Смачиваемость коллектора; физико-гидродинамические характеристики вытеснения нефти вытесняющим агентом (газ, вода, водный раствор химреагентов), диапазон изменения и средние значения начальной и остаточной нефтенасыщенности и соответствующие им значения фазовой проницаемости, диапазон изменения и среднее значение коэффициента вытеснения нефти (табл. 3.5); зависимость начальной нефтенасыщенности (Sн. н), остаточной нефтенасыщенности (Sо.н) и коэффициента вытеснения (Квыт) от проницаемости (К) (рис. 3.1–3.3), коэффициента остаточной нефтенасыщенности от начальной нефтенасыщенности (рис. 3.4), коэффициента вытеснения от начальной нефтенасыщенности (рис. 3.5) или других комплексных параметров; зависимости фазовых проницаемостей (Кв, Кн) (рис. 3.6) и капиллярного давления (Рк) от насыщенности (рис. 3.7). При применении термических методов следует привести необходимые характеристики проектируемой технологии (закачка пара, горячей воды или др.)
Таблица 3.5.
Характеристика вытеснения нефти рабочим агентом на кернах
Пласт
|
Пористость,
доли ед.
|
Проницаемость,
мкм2×10-3
|
Неснижаемая водонасыщенность
доли ед.
|
Начальная нефтенасыщенность, доли ед.
Sнн
|
Остаточная нефтенасыщенность при вытеснении рабочим агентом,
доли ед.
Sон
|
Коэффициент
вытеснения,
доли ед.
|
Значения относительной проницаемости, доли ед.
|
для рабочего агента при остаточной нефтена-сыщенности
|
для нефти
при
неснижаем.водонасыщенности.
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
