Геологическая часть (стр. 4 )

1.8 Сводная геолого-физическая характеристика пласта Дк

Сводная геолого-физическая характеристика пласта Дк Бирюковского месторождения представлена в табл. 1.3 [1].

Таблица 1.3

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Дк

Параметры	Объекты разработки
Пласт Дк
Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м	2933,4
Тип залежи	Пластовая
Тип коллектора	Терриген.
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	2982
Средняя общая толщина, м	5,0
Средневзвешенная общая нефтенасыщенная толщина, м	4,3
Средняя газонасыщенная толщина, м	-
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	3,5
Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина, м	3,0
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	-
Коэффициент пористости, доли ед.	0,19
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.	-
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.	-
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,94
Проницаемость, мкм2	0,027
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,70
Расчлененность	3,0
Начальная пластовая температура, оС	72,0
Начальное пластовое давление, МПа	34,54
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с	1,86
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,747
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,858
Абсолютная отметка ГНК, м	-
Абсолютная отметка ВНК, м	-2945,6
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,312
Пересчетный коэффициент, доли ед.	0,762
Содержание серы в нефти, %	1,09
Содержание парафина в нефти, %	4,87
Давление насыщения нефти газом, МПа	11,43
Газовый фактор, м3/т	114,56
Содержание сероводорода, %	-
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа с	0,86
Плотность газа по воздуху, доли ед.	0,941
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,158
Сжимаемость, 1/МПа × 10-4
нефти	15,02
воды	2,26
породы	-
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,625

1.9 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

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 Дк Бирюковского месторождения, представлена в табл. 1.4.

Таблица 1.4

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа пласта Дк Бирюковского месторождения

Параметры	Обозначения	Пласт Дк
Категория запасов		С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	2982
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	3,5
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,19
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	b	0,94
Пересчетный коэффициент, д. ед.	q	0,762
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	ρ	0,858
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,5
Газовый фактор, м3/т	g	114,56
Накопленная добыча нефти из пласта Дк, тыс. т. на 01.01.2016г.		267

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 =2982,0·3,50·0,19·0,940·0,858·0,762=1218,71 тыс. т

Qизв = Qбал·К, (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 1218,71 · 0,500= 609,35 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.. =267,00 тыс. т

Qост. бал. = 1218,71 - 267,0= 951,71 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб, (1.4)

Qост. изв.= 609,35 - 267,0=342,35 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g, (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 1218,71 · 114,56·=139615,40 тыс. м³

Vизв = Qизв· g, (1.6)

Vизв. = 609,35·114,56= 69807,13 тыс. м³

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g, (1.7)

Vдоб. =267,00·114,56= 30587,52 тыс. м³

Vост бал = Qост. бал· g, (1.8)

Vост бал = 951,71 · 114,56 = 109027,90 тыс. м³

Vост изв = Qост. изв· g, (1.9)

Vост изв = 342,35 · 114,56 = 39219,61 тыс. м³

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2016 года представлены в табл. 1.5.

Таблица 1.5

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
1218,71	609,35	951,71	342,35	139615,40	69807,13	109027,90	39219,61

ВЫВОДЫ

Бирюковское месторождение расположено на территории Кинельского административного района Самарской области, в 60 км к востоку от г. Самары.

Осадочный чехол Бирюковского месторождения представлен породами девонского, каменноугольного, пермского, неогенового и четвертичного возрастов. Вскрытая толщина отложений составляет 3250 м.

В регионально-тектоническом плане Бирюковское месторождение расположено в пределах Борской депрессии Бузулукской впадины, а по отложениям нижнего карбона месторождение приурочено к юго-западной прибортовой зоне Муханово-Ероховского прогиба (МЕП).

На Бирюковском месторождении промышленные скопления нефти выявлены только в отложениях тиманского (пласт Дк) и пашийского (пласт ДI/) горизонтов верхнего девона.

Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объемным методом.