Геологическая часть (стр. 6 )

1.8 Подсчет запасов нефти и газа

В целом по месторождению начальные балансовые запасы нефти категорий С1+С2 оцениваются в 23681 тыс. т., извлекаемые – 8952 тыс. т.

Ниже представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на 01 января 2016 г. по объекту БП10-11, рассматриваемом в работе, объемным методом.

Данные для расчета приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.5

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа

Параметры	Обозначения	БП10-11
Категория запасов		В+С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	27094
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	10,1
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,181
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,58
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,73
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,824
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,388
Газовый фактор, м3/т	g	146
Накопленная добыча нефти, тыс. т. на 01.01.2016 г.	Qнак	2247

Подсчет балансовых запасов нефти

Для подсчета балансовых запасов нефти объемным методом применяется следующая формула:

Qбал = F ∙ h ∙ m ∙ β ∙ с ∙ θ,  (1.1)

где Qбал – балансовые запасы нефти, тыс. т.

F - площадь нефтеносности, тыс. мІ

h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м

m - коэффициент эффективной пористости нефтесодержащих пород, доли единиц.

β - коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц.

с - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/мі

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

Qбал =27094,0·10,10·0,18·0,580·0,824·0,730=17280,29 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 17280,29 · 0,388= 6714,26 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =2247,00 тыс. т

Qост. бал. = 17280,29 - 2247,0= 15033,29 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 6714,26 - 2247,0=4467,26 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 17280,29 · 146,00·=2523 млн. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 6714,26·146,00= 980,3 млн. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =2247,00·146,00= 328,1 млн. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 15033,29 · 146,00 = 2194,9 млн. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 4467,26 · 146,00 = 652,2 млн. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2016 года представлены в табл. 1.6.

Таблица 1.6

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, млн. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
17280,29	6714,26	15033,29	4467,26	2523	980,3	2194,9	652,2

Выводы

В административном отношении Северо-Тарасовское месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

В географическом отношении месторождение находится в северной части Западно-Сибирской равнины, в зоне лесотундры. Географически оно расположено в междуречье рек Айваседа-Пур и Пяку-Пур, относящихся к бассейну реки Пур.

Геологический разрез Северо-Тарасовского месторождения представлен породами двух структурных подразделений: метаморфизованными складчатыми – доюрских образований фундамента и терригенными – платформенного чехла мезозойско-кайнозойского возраста.

В геологическом разрезе Западно-Сибирской плиты выделено три структурно-тектонических этажа.

Пласт БП10-11 является наиболее выдержанным по площади. Залежь контролируется структурным фактором, а в западной и юго-восточной частях – тектоническими нарушениями.

Коллекторами горизонта являются песчаники мелко-, среднезернистые алевритистые и алевролиты крупнозернистые серые и буровато-серые, однородные или слоистые.

Нефть легкая, малосернистая (0,21 %), с содержанием парафинов 2,39 %.

Остаточные извлекаемые запасы нефти и газа составили 4467,2 тыс. т и  652,2 млн. м3 соответственно.