Геологическая часть (стр. 3 )

Растворённые в нефти газы представлены в основном метаном (90-97% по объёму). Этан присутствует в газах до 3,7%. Пропан – до 0,48%, бутан – до 1,85%, пентан+высшие – до 2,1%. Углекислый газ встречается в количестве до 5%.

Плотность газа (по воздуху) колеблется в пределах 0,57-0,67 (таблица 1.3).

Таблица 1.3

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти IVа горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения

Наименование параметра	IVa горизонт
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	пластовая нефть
выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
Содержание, % объем.
- сероводород
- двуокись углерода	0.55 – 5
- азот+редкие
в т. ч. гелий
- метан	90 – 97
- этан	0.66 - 3.7
- пропан	0.02 – 0.48
- изобутан	0.02 – 1.85
- норм, бутан
- пентан+высшие	0.03 – 2.1
- гексаны
- гептаны
- октаны
- остаток С9+
Молекулярная масса
Плотность
- газа, кг/м3
- газа относительная
(по воздуху), доли ед.	0.57 – 0.67
- нефти, кг/м3

1.7 Коллекторские свойства объекта

Коллекторы IVа горизонта состоят из песков, песчаников, алевритов и алевролитов светло-серых, кварцевых в различной степени глинизации с прослоями глин темно-серых, плотных, оскольчатых, неслоистых, слабо известковистых, слюдистых. Среди глин встречаются редкие прослои темно-серого мергеля. Лабораторный анализ физических свойств коллекторов IVа горизонта показал, что они представлены преимущественно фракцией  0,1-0,01 мм. Содержание глинистой фракции меняется от 5.6 до 96% при среднем значении 38.2%. Среднее значение карбонатности – 6.4%. Проницаемость коллекторов изменяется в широком диапазоне от 0.8 до 113.2 мД (в среднем  34 мД), пористость насыщения от 2.8 до 38% (19.7% - средняя).

Сводная геолого-геофизическая характеристика приведена в таблице 1.4.

Таблица 1.4

Геолого-физическая характеристика Iva горизонта

Параметры	Объекты разработки
IVa
Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м	1550
Тип залежи	Пласт.-свод, частично литол. экранированный
Тип коллектора	терригенный, поровый
Площадь нефтегазоносности. тыс. м2	16233
Средняя общая толщина. м	30
Средняя газонасыщенная толщина. м	-
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина. м	4.6
Средняя эффективная водонасыщенная толщина. м	-
Коэффициент пористости. доли ед.	0.18
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ. доли ед.	0.58
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ. доли ед.	-
Коэффициент нефтенасыщенности пласта. доли ед.	-
Проницаемость. 10-3 мкм2	34
Коэффициент песчанистости. доли ед.	-
Расчлененность	-
Начальная пластовая температура. оС	62
Начальное пластовое давление. МПа	15.7
Вязкость нефти в пластовых условиях. мПа с	-
Плотность нефти в пластовых условиях. т/м3	0.770
Плотность нефти в поверхностных условиях. т/м3	0.871
Абсолютная отметка ГНК. м	-
Абсолютная отметка ВНК. м	-1538 - 1563
Объемный коэффициент нефти. доли ед.	1.33
Содержание серы в нефти. %	0.216
Содержание парафина в нефти. %	1.1
Давление насыщения нефти газом. МПа	13.7
Газовый фактор. м3/т	97
Содержание сероводорода. %	-
Вязкость воды в пластовых условиях. т/м3	-
Плотность воды в поверхностных условиях. т/м3	-
Сжимаемость. 1/МПа Ч 10-4
нефти	4
воды	1
породы	0,7
Коэффициент вытеснения. доли ед.	0,469

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Запасы нефти IVa горизонта были посчитаны и учтены на балансе РГФ в 1970 г. В ГКЗ не утверждались.

Сведения о принятых подсчетных параметрах приведены в таблице 1.5.

Ниже представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа IVa  горизонта на 1 января 2016 г.

Таблица 1.5

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа

Параметры	Обозначения	IVa горизонт
Категория запасов		ВС1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	16233
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	4,6
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,18
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,58
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,7542
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,778
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,2
Газовый фактор, м3/т	g	61
Накопленная добыча нефти, тыс. т. на 01.01.2016 г.	Qнак	495

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 =16233,0·4,60·0,18·0,580·0,778·0,754=4574,29 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 4574,29 · 0,200= 914,86 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =495,00 тыс. т

Qост. бал. = 4574,29 - 495,0= 4079,29 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 914,86 - 495,0=419,86 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 4574,29 · 61,00·=279,0 млн. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 914,86·61,00= 55,8 млн. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =495,00·61,00= 302 млн. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 4079,29 · 61,00 = 248,8 млн. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 419,86 · 61,00 = 25,6 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
4574,29	914,86	4079,29	419,86	279,0	55,8	248,8	25,6

Выводы

Анастасиевско-Троицкое месторождение расположено в западной части Краснодарского края на территории двух административных районов – Крымского и Славянского.

Главная водная артерия района – судоходная река Кубань.

На Анастасиевско-Троицком месторождении вскрыт полный разрез неогеновых отложений и частично - палеоген (майкопская серия). Разрез сложен терригеннными образованиями (глинами, песчаниками и песками, алевролитами и алевритами) с подчиненными тонкими прослоями карбонатных пород  (известняков, мергелей), расположенных главным образом, в среднем и, реже, верхнем миоцене.

Анастасиевско-Троицкое месторождение связано с одноимённой антиклинальной складкой, расположенной в центральной части Западно-Кубанского прогиба.

Серия песчано-алевролитовых прослоев VI-а горизонта, вскрытая в пределах Анастасиевско-Троицкого месторождения, не выдерживается по мощности и литологическому составу, изменяясь в широких пределах.

Нефти IVа горизонта малосернистые (0,134-0,334%), слабопарафинистые (до 2,2%).

Коллекторы IVа горизонта состоят из песков, песчаников, алевритов и алевролитов светло-серых, кварцевых в различной степени глинизации с прослоями глин темно-серых, плотных, оскольчатых, неслоистых, слабо известковистых, слюдистых.

В работе представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на 01 января 2016 г. по IVa горизонту. Проведенная оценка показала хорошую сходимость с запасами, числящимися на балансе .

Запасы нефти IVa горизонта были посчитаны и учтены на балансе РГФ в 1970 г. В ГКЗ не утверждались.