Геологическая часть (стр. 5 )

Объемный метод подсчета запасов нефти широко распространен и может быть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разведанности.

Ниже представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на состояние 01 января 2016 г.

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа пласта Т1 Курманаевского поднятия Курманаевского месторождения, представлена в табл. 1.3.

Таблица 1.3

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа пласта Т1 Курманаевского поднятия Курманаевского месторождения

Параметры	Обозначения	Пласт Т1
Категория запасов		А+В+С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	14889
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	5,7
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,11
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	b	0,86
Пересчетный коэффициент, д. ед.	q	0,764
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	ρ	0,809
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,590
Газовый фактор, м3/т	g	133,1
Накопленная добыча нефти из пласта Т1, тыс. т. на 01.01.2016г.		2472

Подсчет балансовых запасов нефти

Для подсчета балансовых запасов нефти объемным методом применяется следующая формула:

Qбал = F ∙ h ∙ m ∙ b ∙ ρ ∙ q, (1.1)

где Qбал – балансовые запасы нефти, тыс. т.

F - площадь нефтеносности, тыс. м²

h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м

m - коэффициент эффективной пористости нефтесодержащих пород, доли единиц.

b - коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц.

ρ - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м³

q - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти в поверхностных условиях, доли единиц

Qбал =14889,0·5,70·0,11·0,860·0,809·0,764=4962,19 тыс. т

Qизв = Qбал·К, (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 4962,19 · 0,590= 2927,69 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.

Для подсчета остаточных запасов нефти на 01 января 2016 года, необходимо знать, сколько добыто нефти из пласта в период с 2006 года по 2016 год.

Qост. бал = Qбал – Qдоб, (1.3)

Qдоб.. =2472,00 тыс. т

Qост. бал. = 4962,19 - 2472,0= 2490,19 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб, (1.4)

Qост. изв.= 2927,69 - 2472,0=455,69 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g, (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 4962,19 · 133,10·=660467,50 тыс. м³

Vизв = Qизв· g, (1.6)

Vизв. = 2927,69·133,10= 389675,60 тыс. м³

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g, (1.7)

Vдоб. =2472,00·133,10= 329023,20 тыс. м³

Vост бал = Qост. бал· g, (1.8)

Vост бал = 2490,19 · 133,10 = 331444,30 тыс. м³

Vост изв = Qост. изв· g, (1.9)

Vост изв = 455,69 · 133,10 = 60652,33 тыс. м³

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2016 года представлены в табл. 1.4.

Таблица 1.4

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
4962,19	2927,69	2490,19	455,69	660467,50	389675,60	331444,30	60652,33

ВЫВОДЫ

В административном отношении Курманаевское месторождение расположено в пределах одноименного района Оренбургской области, 30 км к югу от г. Бузулук, через который проходит железнодорожная магистраль Куйбышев-Оренбург.

На Курманаевской площади вскрыты отложения девонской, каменноугольной, пермской, триасовой, юрской и четвертичной систем.

Отложений кристаллического фундамента описываются по аналогии с соседними Бобровским месторождениями.

В региональном тектоническом плане Курманаевское месторождение расположено в центральной части Бузулукской впадины и приурочено к сложно построенному Бобровско–Покровскому валу, являющемуся структурным осложнением южного борта Камско–Кинельской системы прогибов.

Продуктивный разрез Курманаевского месторождения приурочен к отложениям нижнего карбона, промышленная нефтеносность установлена в продуктивных пластах О2, О3 окского надгоризонта, Б0 тульского надгоризонта, Б2 бобриковского горизонта, Т1 и Т2 турнейского яруса.

В квалификационной работе рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объемным методом.