Геологическая часть (стр. 6 )

Для обоснования коэффициента вытеснения нефти водой, помимо данных исследования собственного керна, из-за недостаточного объема этой информации, привлечены результаты определения коллекторских свойств пород по керну со схожими емкостными и фильтрационными характеристиками, полученные по Школьному и Спасскому месторождениям по пластам Т1 и Дф2-1 и Дф2-2 и результаты анализа керна пластов Д0 и Д1 по Самодуровскому и Пономаревскому месторождениям.

Учитывая общность типа коллекторов, коллекторских свойств и структуры порового пространства пластов Т1, Дф2-1 и Дф2-2, величины коэффициентов вытеснения нефти водой для пластов Т1, Т2, Дф2 и Зл1+Зл2 Ефремо-Зыковского месторождения приняты по зависимости, приведенной ниже.

График зависимости остаточной нефтенасыщенности от проницаемости

Рис. 1.3

Принятые значения коэффициентов вытеснения нефти приведены в таблице 1.7

Таблица 1.7

Принятые значение коэффициентов вытеснения нефти

Пласт	Залежь	Начальная нефте-насыщенность, д. ед.	Остаточная нефтенасы-щенность, д. ед.	LnK	LgK	Проницае-мость по керну, д. ед.	Коэффициент вытеснения, д. ед.
С1	С1+С2	С1	С1+С2
Зл1	Район скв. 6	0.80	0.80	0.418	2.094		8.12	0.477	0.477
Район скв. 13	0.88	0.88	0.418	2.094		8.12	0.525	0.525
Район скв. 15	-	0.86	0.404	2.881		8.12	-	0.531
Район скв. 9	0.90	0.90	0.418	2.094		8.12	0.535	0.535
Район скв. 7	-	0.86	0.418	2.094		8.12	-	0.513
Среднее значение	0.88	0.87	0.418	2.130		8.12	0.523	0.522
Зл2	Район скв. 6	0.80	0.80	0.404	2.881		17.83	0.495	0.495
Район скв. 13	0.93	0.93	0.404	2.881		17.83	0.566	0.566
Район скв. 9	0.87	0.87	0.404	2.881		17.83	0.535	0.535
Район скв. 7	-	0.88	0.404	2.881		17.83	-	0.541
Среднее значение	0.87	0.87	0.404	2.881		17.83	0.537	0.538
Дф2	Район скв. 6	-	0.80	0.405	2.824		16.84	-	0.494
Район скв. 5	0.80	0.80	0.405	2.824		16.84	0.494	0.494
Район скв. 13	0.88	0.88	0.405	2.824		16.84	0.540	0.540
Район скв. 15	0.88	0.88	0.405	2.824		16.84	0.540	0.540
Район скв. 9	0.87	0.87	0.405	2.824		16.84	0.535	0.535
Район скв. 7	0.89	0.89	0.405	2.824		16.84	0.545	0.545
Район скв. 2	0.80	0.80	0.405	2.824		16.84	0.494	0.494
Среднее значение	0.87	0.87	0.405	2.824		16.84	0.537	0.533
Среднее значение по объекту Зл1+Зл2+Дф2	0.87	0.87	0.407	2.722		15.15	0.535	0.533

1.11 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Расчет запасов нефти и газа (балансовых, извлекаемых и остаточных) производится на 01.01.16 года. Подсчет производится объемным методом [19, 20].

При подсчёте используется следующая формула объёмного метода:

Q бал = F · h · m · Kн · с · и,  тыс. т  (1.1)

где:  F – площадь нефтеностности, тыс. м2;

h – средневзвешанная эффективная нефтенасыщенная толщина, метры;

m – коэффициент пористости, доли единиц;

Kн – коэффициент нефенасыщенности, доли единиц;

с – плотность нефти, т/мі;

и – пересчётный коэффициент, учитывающий усадку нефти, д. ед.

Пересчетный коэффициент рассчитывается по формуле:

θ =  (1.2)

где:  В - объемный коэффициент.

Извлекаемые запасы определялись умножением балансовых запасов на коэффициент извлечения нефти – в.

Таблица 1.8

Исходные данные

Показатели	Зл1	Зл2	Дф2
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2	6270,8	5593,6	8399,7
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м	3,51	4,68	5,95
Коэффициент пористости m, доли ед.	0,1	0,09	0,07
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед.	0,89	0,89	0,88
Плотность нефти с, г/м3	0,847	0,847	0,861
Объемный коэффициент нефти В, доли ед.	1,091	1,091	1,048
Пересчетный коэффициент θ, доли ед.	0,917	0,917	0,954
Газовый фактор Г, м3/т	36,7	36,7	20,7
Коэффициент извлечения нефти, в	0,400	0,408	0,386
Накопленная добыча нефти УQн на 01.01.2016 г., тыс. т	175	130	141

Для примера расчет проводится по пласту Зл1.

Балансовые запасы составляют:

Q бал = 6270,8·3,51·0,1 ·0,89·0,847·0,917 = 1521 тыс. т

Извлекаемые запасы нефти:

Q изв. = Q бал. · в = 1521 · 0,400 = 608 тыс. т.  (1.3)

Добыча нефти на анализируемый период (с начала эксплуатации до 01.01.16 г.) – УQн = 175 тыс. т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.16 г.:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 1521 – 175 = 1346 тыс. т.

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16 г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 608 – 175 = 433 тыс. т.

Балансовые запасы газа:

Q бал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Q бал. газа.= 1521 · 36,7 / 1000 = 56 млн. мі

Извлекаемые запасы газа:

Q изв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Q изв. газа. = 608 · 36,7 / 1000 = 22 млн. мі

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.16 г.:

Qост. бал. г=Q ост. бал. · Г  (1.8)

Qост. бал. г = 1346 · 36,7 / 1000 = 49 млн. мі

Остаточные извлекаемые запасы газа на 01.01.16 г.:

Q ост. изв. г = Q ост. изв. г · Г  (1.9)

Q ост. изв. г = 433· 36,7 / 1000 = 16 млн. мі

Аналогично рассчитаны запасы по каждой залежи фаменского объекта, а так же по объекту в целом. Результаты расчетов представлены в таблице 1.9.

Таблица 1.9

Начальные и остаточные запасы нефти и газа на 01.01.16 г.

Запасы	Зл1	Зл2	Дф2	в целом фаменский объект	ед. измерения
Qбал	1521	1628	2529	5678	тыс. т.
Qизвл	608	664	976	2249	тыс. т.
Qбал. ост	1346	1498	2388	5232	тыс. т.
Qизв. ост	433	534	835	1803	тыс. т.
Yбал	56	60	52	168	млн. мі
Yизвл	22	24	20	67	млн. мі
Yбал. ост	49	55	49	154	млн. мі
Yизв. ост	16	20	17	53	млн. мі

Выводы

В административном отношении Ефремо‐Зыковское месторождение нефти находится на землях Пономаревского и Абдуллинского районов Оренбургской области, в 15 км к востоку от районного центра – с. Пономаревка и в 40 км от железнодорожной станции Абдулино.

В орогидрографическом отношении район относится к степной зоне Оренбургского Предуралья и водораздельного пространства рек Б. Кинель, Садак и Дема, входящего в состав обширного плато, известного под названием «Общий Сырт», изрезанного реками и оврагами.

В районе работ вскрыты и охарактеризованы рифей-вендские, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения.

В региональном тектоническом плане месторождение находится в пределах структуры первого порядка, которая выявлена на севере Оренбургской области в отложениях осадочного чехла как южный склон Татарского свода.

По отложениям верхней части фаменского яруса (пласт Зл1) Ефремо-Зыковская структура отмечается в северо-западной части по изогипсе минус 1610 м в виде двух самостоятельных поднятий, разобщенных прогибом.

Ефремо-Зыковское месторождение находится в Бугурусланском нефтегазодобывающем районе. Промышленная нефтегазоносность месторождения в стратиграфическом отношении связана с карбонатными и терригенными продуктивными пластами, приуроченным к отложениям девонской и каменноугольной систем.

В настоящем дипломном проекте рассматривается фаменский объект, который включает девять залежей в отложениях заволжского надгоризонта верхнефаменского подъяруса (5 – пласт Зл1 и 4 – пласт Зл2) и семь залежей – в среднефаменском подъярусе (пласт Дф2).

Тип коллектора – карбонатный, 15 залежей – массивного типа, одна – пластовосводовая. Пласты характеризуются пониженной проницаемостью – 8-18 мДа, а так же низкими значениями пористости 7-10% и нефтенасыщенности 88-89%.

В поверхностных условиях нефть пласта Зл1 имеет плотность 872,5 кг/м3, вязкость –11,1 мПаЧс. В пластовых условиях нефть имеет плотность 823 г/см3, вязкость – 5,21 мПаЧс. Нефть сернистая, высокосмолистая, парафиновая.

По пласту Зл1 параметры нефти приняты по аналогии со свойствами флюидов залежей пласта Зл1.

В поверхностных условиях нефть пласта Дф2 имеет плотность 868 кг/м3, вязкость – 19,7 мПаЧс. В пластовых условиях нефть пласта Дф2 имеет плотность 837 кг/м3, вязкость –5,85 мПаЧс. Нефть сернистая, высокосмолистая, парафиновая.

В дипломном проекте приведены запасы нефти и газа, рассчитанные на начало разработки и на 01.01.2016 г. Запасы рассчитаны по каждому пласту объекта. В целом по фаменскому объекту рассчитанные запасы нефти составили:

- балансовые (начальные / остаточные) – 5678 / 5232 тыс. т;

- извлекаемые (начальные / остаточные) – 2249/ 1803 тыс. т.