Геологическая часть (стр. 4 )

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

Наименование параметра	Пласт Д1, Исаковское поднятие
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	пластовая нефть
выделив-шийся газ	нефть	выделив-шийся газ	нефть
Молярная концентрация компонентов, %
- сероводород	-	-	0	0	-
-двуокись углерода	0,65	0	0,09	0,26	0,36
-азот+редкие	1,3	0	0,32	1,83	0,48
в т. ч. гелий	0,04	0	-	-	0,01
- метан	48,32	Следы	17,07	40,87	23,46
- этан	16,35	0,24	33,33	17,28	7,79
-пропан	14,17	0,8	32,41	7,03	5,48
-изобутан	3,23	2,51	4,95	1,89	2,13
- норм. бутан	5,7	3,57	2,77	2,5	3,22
- гексаны	0,8	2,89	0,53	1,17	1,64
- гептаны	0,35	3,44	0,55	2,07	1,65
- октаны	0,2	2,06	0,28	2,23	1,08
- остаток С8+	0	51,4	0	11,38	35,11
Молекулярная масса	28,62	163,44	39,63	66,9	82,66
Плотность
- газа, кг/м3	-	-	1,76	-	-
- газа относительная (по воздуху) д. ед.	1,19	-	-	-	-
- нефти, кг/м3	-	799,3	-	-	577,32

1.7 Коллекторские свойства объекта Д1

В строении пласта Д1 принимают участие песчаники и алевролиты. Песчаники серые и белые, кварцевые, мелкозернистые, участками плотные, но преимущественно пористые. Под микроскопом – зерна полуокатанные, угловатые, размером от 0,07-0,3 мм до 0,5 мм, преобладают зерна размером 0,12-0,24 мм. Поры щелевидные, угловатые. Их размер 0,07-1,0 мм. Цемент пойкилитового, кварцево-регенерационного и пленочного типа. По составу цемент глинистый, пятнами кальцитовый, порово-базальный карбонатный. Алевролиты серые и белые, разнозернистые, слоистые, участками глинистые. Цемент карбонатный, пленочно-поровый, гидрослюдисто-каолинитовый, участками базально-поровый и кварцево-регенерационный. Пористые разности песчаников и алевролитов являются коллектором для нефти.

Таблица 1.4

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Д1

Параметры	Д1	Д1	Д1
Исаковское	Верхнегорское	Лебяжинское
Средняя глубина залегания, м	3906,4	3983,3	3968
Тип залежи	пластовая	пластовая	пластовая
Тип коллектора	терригенный	терригенный	терригенный
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	4274	10870	5375
Средняя общая толщина, м	15,7	23,7	21,3
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	10,1	6,9	8,5
Средняя водонасыщенная толщина, м	-	9,3	5,5
Коэффициент пористости, доли ед.	0,15	0,13	0,12
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,95	0,94	0,95
Проницаемость, 10-3 мкм2	68,4	54,8	32,8
Коэффициент эффективной толщины, доли ед.	0,95	0,75	0,67
Расчлененность	2,3	8	8,1
Начальная пластовая температура, оС	84	88	86
Начальное пластовое давление, МПа	43,0	43,0	43,0
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с	0,38	0,412	0,284
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,6087	0,621	0,6026
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,792	0,797	0,79
Абсолютная отметка ВНК, м	-3742	-3798,5	-3792
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,887	1,756	1,876
Содержание серы в нефти, %	0,41	0,23	0,27
Содержание парафина в нефти, %	8,9	7,1	5,7
Давление насыщения нефти газом, МПа	23	22,8	23
Газовый фактор, м3/т	376,2	421	421
Содержание сероводорода, %	-	-	-
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа с	0,78	0,76	0,77
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,17*	1,170*	1,17
Сжимаемость  нефти, 1/МПа Ч 10-4	27,67	26,51	28,22
воды, 1/МПа•10-5	2,96	2,98	2,97
породы, 1/МПа•10-5	3,93	4,97	3,73
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,715	0,737	0,697

Для пласта покрышкой являются терригенно-карбонатные образования кыновского горизонта. Толщина покрышки – 10-28 м.

Пласт Д1 изучен на Лебяжинском (скв. 85, 86, 3819), Верхнегорском (скв. 87, 202, 3804) и Исаковском (скв. 210) поднятиях.

По Лебяжинскому поднятию средневзвешенное значение пористости по трем скважинам оказалось равным 12 %, среднее значение проницаемости – 45,3•10-3 мкм2, остаточной воды – 20,06 %.

По Верхнегорскому поднятию средневзвешенное значение пористости по трем скважинам оказалось равным 13 %, среднее значение проницаемости – 90,9•10-3 мкм2, остаточной воды – 7,99 %.

По Исаковскому поднятию средневзвешенное значение пористости по скважине оказалось равным 15 %, среднее значение проницаемости – 60,9•10-3 мкм2,

1.8 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 1 января 2016 г. по I объекту разработки.

Таблица 1.5

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа пласта Д1

Параметры	Обозначения	Объект 1
Категория запасов		С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	7840
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	13,2
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,14
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,95
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,556
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,995
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,607
Газовый фактор, м3/т	g	376
Накопленная добыча нефти, тыс. т. на 01.01.2016 г.	Q нак	1896

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти

Для подсчета балансовых запасов нефти объемным методом применяется следующая формула:

Qбал = F ∙ h ∙ m ∙ β ∙ γ ∙ 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.

γ - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/мі

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

       Qбал =7840,0·13,20·0,14·0,950·0,995·0,556=7614,47 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 7614,47 · 0,607= 4621,98 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =1896,00 тыс. т

Qост. бал. = 7614,47 - 1896,0= 5718,47 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 4621,98 - 1896,0=2725,98 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 7614,47 · 376,00·=2863 млн. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 4621,98·376,00= 1737,9 млн. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =1896,00·376,00= 712,9 млн. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 5718,47 · 376,00 = 2150,1 млн. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 2725,98 · 376,00 = 1025 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
7614,47	4621,98	5718,47	2725,98	2863	1737,9	2150,1	1025

Выводы

В административном отношении Лебяжинское месторождение расположено на территории Новосергиевского района Оренбургской области.

Участок месторождения расположен на левобережье р. Самары, в междуречье р. Самары и верховья р. Иртек, а в орографическом отношении приурочен к южному склону водораздельной возвышенности Общий Сырт.

Скважинами, пробуренными на Лебяжинском месторождении, вскрыты породы кристаллического фундамента и протерозойской группы.

В региональном тектоническом плане площадь месторождения расположена в пределах юго-восточной части Волго-Уральской антеклизы, в зоне сочленения Бузулукской впадины и Восточно-Оренбургского структурного выступа.

Продуктивный пласт Д1 приурочен к терригенным отложениям нижнефранского подъяруса девонской системы. Продуктивный пласт Д1 залегает на глубине 3952 м, сложен пористыми разностями песчаников и алевролитов.

Залежи нефти пласта Д1 установлены на Верхнегорном, Лебяжинском и Исаковском поднятиях.

По товарной характеристике нефть малосернистая, парафиновая и высокопарафиновая.

Подсчитанные запасы нефти объемным методам соответствуют запасам, поставленным на гос. баланс в размере баланс/извлек 7614/4622 тыс. т соответственно.