Геологическая часть (стр. 4 )

Из пласта Т2'+Т2 проанализировано 35 кондиционных образца керна по пористости и 34 – по проницаемости, из продуктивной части - 7. В среднем по пласту пористость равна 12,2%, проницаемость – 55,1*10-3∙мкм2. Средневзвешенная пористость продуктивной части составляет 13,5%, проницаемость – 85,6*10-3∙мкм2. По данным ГИС пласт Т2' + Т2 характеризуют 45 значений пористости, нефтенасыщенности и проницаемости. Средняя пористость составила 12,0% (интервал 9,7%-13,1%),  нефтенасыщенность - 79% (интервал 74%-84%), проницаемость – 16,7*10-3мкм2 (интервал 3-33*10-3мкм2) [5].

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Объектами разработки являются залежи нефти в пластах О2, О4, О5в и О6 окского надгоризонта, Б2 бобриковского горизонта, Т1 и Т2'+Т2 турнейского яруса нижнего карбона, а также в пластах  ДIII и ДIV ардатовского и воробьевского горизонтов живетского яруса.  По степени геологической изученности отнесены к категориям С1 и С2.

Ананьевское месторождение относится к категории мелких. Степень изученности месторождения недостаточное, 35,8% начальных геологических запасов нефти принадлежат к категории С2.

Ниже представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на 01 января 2016 г. по объекту Т1 и Т2'+Т2 объемным методом.

Данные для расчета приведены в табл. 1.4.

Таблица 1.4

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа объекта Т1 и Т2'+Т2

Параметры	Обозначения	Т1 и Т2'+Т2
Категория запасов		С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	5657
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	7,4
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,13
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,85
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,96
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,865
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,557
Газовый фактор, м3/т	g	17
Накопленная добыча нефти, тыс. т. на 01.01.2016 г.	1245

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 =5657,0·7,40·0,13·0,850·0,865·0,960=3841,2 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 3841,21 · 0,557= 2139,6 тыс. т

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =1245,0 тыс. т

Qост. бал. = 3841,21 - 1245,0= 2596,2 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 2139,55 - 1245,0=894,6 тыс. т

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 3841,21 · 17,00·=65300,6 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 2139,55·17,00= 36372,4 тыс. мі

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =1245,00·17,00= 21165,0 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 2596,21 · 17,00 = 44135,6 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 894,55 · 17,00 = 15207,4 тыс. мі

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
3841,2	2139,6	2596,2	894,6	65300,6	36372,4	44135,6	15207,4

Выводы

Ананьевское месторождение расположено в пределах Красногвардейского района Оренбургской области, в 70 км к востоку от г. Бузулука и в 165 км к северо-западу от г. Оренбурга.

В орогидрографическом отношении месторождение расположено в междуречье рек Ток и Малый Уран.

В строении геологического разреза Ананьевского месторождения принимают участие породы протерозойского складчатого фундамента и перекрывающий его осадочный чехол, представленный карбонатными, терригенными и сульфатно-соленосными отложениями девонской, каменноугольной, пермской, триасовой, юрской и четвертичной систем.

В отложениях турнейского яруса выделяются продуктивные пласты: Т1, толщиной 35,6-37,8 м и Т2' +Т2, толщиной 18,3-19,8 м.

В региональном тектоническом отношении по поверхности фундамента рассматриваемая территория расположена на юго-восточном склоне Жигулевско-Оренбургского свода, крупнейшего структурного элемента фундамента юго-востока Русской платформы.

В пластовых условиях нефть залежи Т1Т2'Т2 легкая, маловязкая.

Остаточные извлекаемые запасы нефти и газа составили 894,6 тыс. т и  15,2 млн. м3 соответственно.