Геологическая часть (стр. 5 )

Нефть пласта Б2 Скоковской Западной залежи является тяжелой по плотности (880 кг/м3). Нефть высокосернистая (содержание серы составляет 2,52 %), парафинистая (содержание – 3 %), малосмолистая (содержание в среднем – 15,4 %). Выход светлых фракций, выкипающих до 300 оС составляет 41 объем.%. Температура застывания нефти -10 оС, температура начала кипения 49 оС. Молекулярная масса пластовой нефти 191 г/моль.

1.9 Сводная геолого-физическая характеристика

По результатам анализа геологического строения продуктивных пластов, фильтрационно-емкостных свойств пород коллекторов, характеристик пластовых флюидов, составлена геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Б2  Баклановского месторождения (см. табл. 1.2). [1]

Таблица 1.2

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Б2 Баклановского месторождения

Параметр	Пласт / поднятие
Б2
Восточно-Пронькинское	Баклановское	Скоковское
Абсолютная отметка кровли (интервал изменения), м	2220 – 2244	2211 – 2244	2227 – 2249
Абсолютная отметка ВНК, м	2252,4	2268,4	2255,1
Тип залежи	пластово-сводовая	пластовая сводовая	пластовая
Тип коллектора	терригенный	терригенный	терригенный
Площадь нефтеносности, 103 м2	2600	5101	2607
Средняя общая толщина, м	24,7	23,1	16,8
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	8,6	9,8	6,0
Коэффициент песчанистости, д. ед.	0,61	0,62	0,42
Коэффициент расчлененности, д. ед.	4,2	2,9	4,3
Средний коэффициент проницаемости, 10-3мкм2	615	477	477
Средний коэффициент пористости, д. ед.	0,21	0,206	0,185
Средний коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.	0,93	0,90	0,89
Начальная пластовая температура, оС	45	49	50
Начальное пластовое давление, МПа	25,01	27,1	27,1*
Давление насыщения нефти газом, МПа	8,2	8,36	6,45
Газовый фактор нефти, м3/т	19,3	40,5	46,4
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3	934	834	817
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	972	882	880
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	304	7,64	7,64
Объемный коэффициент нефти, д. ед.	1,06	1,11	1,17
Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3	1,18	1,18	1,18
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа•с	0,89	0,89	0,89
Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сут•МПа•м)	1,97	1,97	1,97
Коэффициент вытеснения, д. ед.	0,41	0,624	0,624

1.10 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 Б-2 Баклановского поднятия Баклановского месторождения, представлена в табл. 1.3.

Таблица 1.3

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа пласта Б2  Баклановского поднятия Баклановского месторождения

Параметры	Обозначения	Пласт Б2
Категория запасов		С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	5101
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	9,8
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,206
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,9
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,901
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,882
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,525
Газовый фактор, м3/т	g	40,5
Накопленная добыча нефти из пласта Б2, тыс. т. на 01.01.2016г.	308

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 =5101,0·9,80·0,21·0,900·0,882·0,901=7365,20 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 7365,20 · 0,525= 3866,73 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.. =308,00 тыс. т

Qост. бал. = 7365,20 - 308,0= 7057,20 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 3866,73 - 308,0=3558,73 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 7365,20 · 40,50·=298290,60 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 3866,73·40,50= 156602,60 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =308,00·40,50= 12474,00 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 7057,20 · 40,50 = 285816,60 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 3558,73 · 40,50 = 144128,60 тыс. мі

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
7365,20	3866,73	7057,20	3558,73	298290,60	156602,60	285816,60	144128,60

ВЫВОДЫ

В административном отношении Баклановское месторождение находится на территории Сорочинского района Оренбургской области, в 25 км к северо-западу от г. Сорочинск.

В геологическом строении площади Баклановского месторождения принимают участие породы осадочного чехла, представленные комплексами кайнозойских и палеозойских отложений, залегающих на кристаллическом фундаменте архейского возраста.

В региональном тектоническом плане по поверхности фундамента Баклановское месторождение расположено на южном склоне Жигулевско-Оренбургского свода, по осадочному чехлу – в пределах Бузулукской впадины, осложненной в верхнедевонское время Бобровско-Покровским биогермным валом.

Таким образом, основным структурообразующим фактором в пределах Баклановской площади являлись тектонические процессы. В целом наблюдается унаследованность структурного плана осадочного чехла от структуры девонского основания, что играет немаловажную роль при проектировании геолого-разведочных работ и построении геологических моделей залежей нефти.

На площади Баклановского месторождения проведен обширный комплекс региональных геолого-геофизических исследований (структурно-геологическая съемка, электроразведка, гравиразведка) и детальных работ (структурное бурение, сейсморазведка МОВ и МОГТ 2D). С целью уточнения геологического строения месторождения выполнены сейсморазведочные работы МОГТ 3D (1999, 2004-2005 годов).

В работе рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объёмным методом пласта Б-2 Баклановского поднятия Баклановского месторождения.