Геологическая часть (стр. 3 )

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

Наименование параметра	при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях
выделившийся газ	нефть
Молярная концентрация компонентов, %
Сероводород	-	-
Углекислый газ	1,15	-
Азот + редкие	1,09	-
в т. ч.  гелий	0,054	-
метан	67,4	-
этан	14,21	-
пропан	7,83	-
изобутан	1,28	-
н. бутан	3	-
Остаток (С5 + высшие)	3,96	-
Молекулярная масса	-	-
Молекулярная масса остатка	-	-
Плотность
- газа, кг/м3	1,119	-
- газа относительная (по воздуху), доли ед.	0,928	-
- нефти, кг/м3	-	802

1.7 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивного пласта

По результатам анализа геологического строения продуктивных пластов, фильтрационно-емкостных свойств пород коллекторов, характеристик пластовых флюидов, составлена геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Д4 Конновского месторождения, приведенная в табл. 1.5.

Таблица 1.5

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Д4 Конновского месторождения

Параметры	Объект Д4
Основная залежь	Р-н скв. 10	Р-н скв. 183
Средняя глубина залегания кровли, м	4281	4361	4278
Тип залежи	пластовая сводовая, тектонически экранированная	пластовая сводовая, тектонически экранированная	пластовая сводовая
Тип коллектора	Терригенный
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	63281	20901	3482
Средняя общая толщина, м	22,1	29,2	23
Средневзвеш. эффективная нефтенасыщенная толщина, м	8,3	6,9	5,2
Коэффициент пористости, д. ед.	0,108	0,101	0,09
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, д. ед.	0,949	0,937	0,92
Проницаемость, Ч10-3 мкм2	189,9	189,9	189,9
Коэффициент песчанистости (эффективной толщины), д. ед.	0,46	0,46	0,38
Коэффициент расчлененности, д. ед.	3	5	2
Начальная пластовая температура, оС	85,5	85,5	85,5
Начальное пластовое давление, МПа	48,8	48,8	48,8
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	<0,15	<0,15	<0,15
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,555	0,555	0,555
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,783	0,783	0,783
Абсолютная отметка ВНК, м	4203,0±2	4201,0±1	4207,5*
Объемный коэффициент нефти, д. ед.	2,19	2,19	2,19
Содержание серы в нефти, %	0,34	0,34	0,34
Содержание парафина в нефти, %	6,5	6,5	6,5
Давление насыщения нефти газом, МПа	28,3	28,3	28,3
Газовый фактор, м3/т	555	555	555
Содержание сероводорода, %	0	0	0
Вязкость воды в пластовых условиях, мПаЧс	0,687	0,687	0,687
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	-	-	-
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,183	1,183	1,183
Коэффициент вытеснения, д. ед.	0,707	0,707	0,707

1.8 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.

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 1.6

Исходные данные

Параметры	Объект Д4
Основная залежь	Р-н скв. 10	Р-н скв. 183
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2	63281	20901	3482
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м	8,3	6,9	5,2
Коэффициент пористости m, доли ед.	0,108	0,101	0,09
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед.	0,949	0,937	0,92
Плотность нефти с, г/м3	0,783	0,783	0,783
Объемный коэффициент нефти В, доли ед.	2,19	2,19	2,19
Пересчетный коэффициент θ, доли ед.	0,457	0,457	0,457
Газовый фактор Г, м3/т	555	555	555
Коэффициент извлечения нефти, в	0,610
Накопленная добыча нефти УQн на 01.01.2016 г., тыс. т	1238,4

Для начала рассчитаем начальные запасы по каждой залежи.

Балансовые запасы составляют:

Q бал осн. зал. = 63281·8,3·0,108 ·0,949·0,783·0,457 = 19247 тыс. т

Q бал р-н скв.10. = 20901·6,9·0,101 ·0,937·0,783·0,457 = 4880 тыс. т

Q бал р-н скв.183. = 3482·5,2·0,09 ·0,92·0,783·0,457 = 536 тыс. т

Суммарные балансовые запасы по объекту составляют

Q бал объект Д4 = 19247 + 4880 + 536 = 24663 тыс. т

Извлекаемые запасы нефти в целом по объекту Д4:

Q изв. = Q бал. · в = 24663 · 0,610 = 15044 тыс. т.  (1.3)

Добыча нефти на анализируемый период (с начала эксплуатации до 01.01.16 г.) – УQн = 1238,4 тыс. т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.16 г.:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 24663 – 1238 = 23423,6 тыс. т. 

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16 г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 15044 – 1238 = 13806 тыс. т.

Балансовые запасы газа:

Q бал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Q бал. газа.= 24663 · 555 / 1000 = 13688 млн. мі

Извлекаемые запасы газа:

Q изв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Q изв. газа. = 15044 · 555 / 1000 = 8350 млн. мі

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.16 г.:

Qост. бал. г=Q ост. бал. · Г  (1.8)

Qост. бал. г = 23424 · 555 / 1000 = 13000 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 = 13806· 555 / 1000 = 7662 млн. мі

Результаты всех расчетов запасов сведены в таблицу1.7.

Таблица 1.7

Начальные и остаточные запасы нефти и газа на 01.01.16 г.

Параметры	Объект Д4	Объект в целом	Ед. измерения
Основная залежь	Р-н скв. 10	Р-н скв. 183
Qбал	19247	4880	536	24663	тыс. т.
Qизвл	11741	2977	327	15044	тыс. т.
Qбал. ост		23424	тыс. т.
Qизв. ост		13806	тыс. т.
Yбал	10682	2708	297	13688	млн. мі
Yизвл	6516	1652	181	8350	млн. мі
Yбал. ост		13000	млн. мі
Yизв. ост		7662	млн. мі

Выводы

В административном отношении Конновское месторождение расположено на территории Первомайского района Оренбургской области. и промышленный центр город Бузулук расположены в 85 км к северу.

В орографическом отношении район месторождений находится в пределах южного склона возвышенности Общий Сырт. Рельеф местности холмистый с наличием оврагов, урочищ и ручьев.

Западная часть Оренбургской области расположена на юго-восточной окраине Восточно-Европейской платформы в пределах трех надпорядковых структур: Волго-Уральской антеклизы, Прикаспийской синеклизы и Предуральского краевого прогиба. Конновское месторождение в региональном тектоническом плане приурочено к юго-восточному склону Волго-Уральской антеклизы, а именно к южному погружению Бузулукской впадины.

В геологическом строении района принимают участие породы кристаллического фундамента архей-протерозойского возраста и породы осадочного чехла палеозойского, мезозойского и кайнозойского (четвертичного) возрастов.

Конновское месторождение находится в южной части Бузулукского нефтегазоносного района Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, который характеризуется широким распространением нефтегазоносности как по территории, так и по стратиграфическому разрезу. В настоящем дипломе рассмотрен пласт Д4 Конновского месторождения.

Пласт Д4 представлен двумя зональными интервалами: верхним и нижним. Верхний интервал характеризуется практически повсеместным развитием коллекторов, нижний – представлен непроницаемыми породами и линзовидными прослоями коллекторов. Выявлены три залежи.

Основная залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная, ее размеры составляют 1,1-5,8Ч14,0 км, высота – 53 м.

Залежь района скважины 10 пластовая, сводовая, тектонически экранированная, ее размеры составляют 1,0-4,0Ч8,5 км, высота – 36 м.

Залежь района скважины 183 пластовая, сводовая, ее размеры: 1,1-2,0Ч2,5 км, высота – 21,5 м.

Коэффициент пористости по залежам изменяется в пределах 9-10,8%, коэффициент нефтенасыщенности пласта в пределах 92,0-94,9%. Пласт обладает достаточно хорошей проницаемостью 189,9 мД.

Средняя плотность нефти равна 0,800 г/см3, кинематическая вязкость при 20 оС – 4,8 мм2/с. Содержание серы в среднем составляет 0,34 %, парафинов в нефти – 6,5 %, асфальтенов – 0,20 %.

По стандартной сепарации газ на 67,40 % состоит из метана, 30,28 % составляют его гомологи. Содержание углекислого газа и азота, соответственно, 1,15 и 1,09 %, гелия – 0,054 %.

Пластовые воды эйфельско-франских отложений относятся к типу хлоркальциевых. Их минерализация меняется от 186,6 до 291,9 г/л. Содержание кальция достигает 47,7 г/л.

В разделе приведен подсчет запасов нефти и газа объемным методом, в целом по залежам пласта Д4 начальные балансовые запасы составили 24663 тыс. т, начальные извлекаемые – 15044 тыс. т.