Геологическая часть . . 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ (стр. 5 )

Свойства и состав пластовых вод Шиханского месторождения

Наименование параметра	Пласт С1
Диапазон изменения	Среднее значение
1	2	3
Газосодержание,  м3/м3	-
Плотность воды,  кг/м3
- в стандартных условиях	1155*-1166*	1161*
- в условиях пласта	1150-1161	1156
Вязкость в условиях пласта,  мПа · с	-	1,38
Коэффициент сжимаемости,  1/МПа · 10-4	-	2,51
Объемный коэффициент,  доли ед.	-	1,00447
Химический состав вод  г/дм3
Na+ + K+	75,74*-88,70*	81,83*
Ca2+	8,02*-11,22*	9,70*
Мg2+	2,31*-4,38*	3,04*
Cl-	145,95*-158,46*	151,86*
HCO3-	0,02*-0,35*	0,26*
SO42-	0,06*-1,20*	0,39*
NH4	-	-
Микрокомпонентный состав вод  мг/дм3
Br-	-	-
J-	-	-
B2О3	-	-
Li+	-	-
Sr+2	-	-
Rb+	-	-

Продолжение таблицы 1.7

Наименование параметра	Пласт С1
Диапазон изменения	Среднее значение
1	2	3
Cs+	-	-
Общая минерализация,  г/дм3	236,65*-258,55*	247,11*
Водородный показатель, рН	-	-
Жесткость общая,  мг-экв/дм3	-	-
Химический тип воды (по )	Хлоридно-кальциевый
Количество исследованных проб (скважин)	10(10)

Примечание: * - с учетом одновозрастных пластовых вод Шумолгинского, Горбуновского, Славкинского,  Озеркинского месторождений.

1.8 Сводная геолого-физическая характеристика пласта С1

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта С1 представлена в табл. 1.8.

Таблица 1.8

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Шиханского месторождения

Параметры	Пласт С1
Категория запасов	С1
Средняя глубина залегания кровли,  м	1442
Тип залежи	пластовый
Тип коллектора	терригенный
Площадь нефтегазоносности,  тыс. м2	2788
Средняя общая толщина,  м	11,30
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина,  м	3,7
Средняя эффективная водонасыщенная толщина,  м
Коэффициент пористости,  доли ед.	0,250
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ,  доли ед.
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ,  доли ед.
Коэффициент нефтенасыщенности пласта,  доли ед.	0,940
Проницаемость,  мкм2	2,102
Коэффициент песчанистости,  доли ед.	0,60
Расчлененность	3,33
Начальная пластовая температура,  оС	28
Начальное пластовое давление,  МПа	14,53
Вязкость нефти в пластовых условиях,  мПа⋅с	90,38
Вязкость нефти в поверхностных условиях,  мПа⋅с	130,09
Плотность нефти в пластовых условиях,  т/м3	0,906

Продолжение таблицы 1.8

Параметры	Пласт С1
Плотность нефти в поверхностных условиях,  т/м3	0,923
Абсолютная отметка ВНК,  м	-1298
Объемный коэффициент нефти,  доли ед.	1,027
Пересчетный коэффициент нефти,  доли ед.	0,97
Содержание серы в нефти,  %	3,36
Содержание парафина в нефти,  %	4,12
Давление насыщения нефти,  МПа	3,34
Газосодержание нефти,  м3/т	7,08
Газовый фактор,  м3/т	6,44
Содержание сероводорода (в пластовой нефти),  %	0,73
Вязкость воды в пластовых условиях,  мПа⋅с	1,38
Плотность воды в пластовых условиях,  т/м3	1,156
Плотность воды в поверхностных условиях,  т/м3	1,161
Сжимаемость нефти,  1/МПа·10-4	6,63
Сжимаемость воды,  1/МПа·10-4	2,51
Сжимаемость породы,  1/МПа·10-4	4,537
Коэффициент вытеснения  доли ед.	0,676
Плотность газа по воздуху	1,095

* по аналогии с пластом А3 Загрядского купола  Озёркинского месторождения

1.9 Подсчёт запасов нефти и газа объёмным методом

Объёмный метод подсчёта запасов нефти широко распространён 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 подсчётных параметров, запасов нефти и растворенного газа пласта С1 Шиханского месторождения, представлена в табл. 1.9.

Таблица 1.9

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа пласта С1 Шиханского месторождения

Параметры	Обозначения	Пласт С1
Категория запасов	С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	2788
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	3,7

Продолжение таблицы 1.9

Параметры	Обозначения	Пласт С1
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,25
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,94
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,974
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,923
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,508
Газовый фактор, м3/т	g	6,44
Накопленная добыча нефти из пласта С1, тыс. т. на 01.01.2016г.	657

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 =2788,0·3,70·0,25·0,940·0,923·0,974=2179,33 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 2179,33 · 0,508= 1107,10 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.. =657,00 тыс. т

Qост. бал. = 2179,33 - 657,0= 1522,33 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 1107,10 - 657,0=450,10 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 2179,33 · 6,44·=14034,89 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 1107,10·6,44= 7129,72 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =657,00·6,44= 4231,08 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 1522,33 · 6,44 = 9803,81 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 450,10 · 6,44 = 2898,64 тыс. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2016 года представлены в табл. 1.10.

Таблица 1.10

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
2179,33	1107,10	1522,33	450,10	14034,89	7129,72	9803,81	2898,64

ВЫВОДЫ

В административном отношении месторождение расположено в пределах Челно-Вершинского и Кошкинского районов, в 120 км северо-восточнее областного центра г. Самары. Ранее Шиханское нефтяное месторождение входило в состав Озеркинской группы месторождений.

В геологическом строении Шиханского месторождения принимают участие девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения, залегающие на кристаллическом фундаменте.

Шиханское поднятие расположено на стыке двух крупных структур первого порядка – Татарского свода и Мелекесской впадины, в пределах Озеркинского выступа кристаллического фундамента. Шиханская площадь находится в пределах северо-восточного борта Камско-Кинельской системы прогибов.

Пласт С1 относится к бобриковскому горизонту и представлен кварцевыми, в основном, мелкозернистыми, реже – средне - и крупнозернистыми песчаниками, часто слабосцементированными, до рыхлых рассыпающихся разностей.

Средняя глубина залегания продуктивного пласта С1 - 1442 м.

Нефть пласта С1 относятся к тяжелому типу с плотностью 0,920-0,923 г/см3, являются высоковязкими (динамическая вязкость пластовой нефти составляет 90,38 мПа⋅с – пласт С1), газовый фактор изменяется от 4 м3/т до 6,44 м3/т.

По товарной характеристике нефти высокосернистые (массовое содержание серы 3,36-3,53%), смолистые (содержание смол силикагелевых 6,0-10,1 %), малопарафиновые и парафиновые (содержание парафинов 1,12-4,12%).

Содержание сероводорода в газе пласта CI составляет 5,6 % мольн.

Извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа рассчитанные  объемным методом показали большую сходимость с запасами, которые состоят на балансе АО «Самаранефтегаз».