Геологическая часть (стр. 5 )

Пласт В1 залегает в кровельной части турнейского яруса, представлен известняками пористыми, нефте - и водо-насыщенными, максимальной толщиной 4 м. Залежь нефти пласта В1 массивного типа, приурочена к Восточному куполу Горбуновского поднятия. В начале разработки пластовое давление было равно 12,4 МПа, начальная пластовая температура 31°С.

Таблица 1.5

Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

Параметры	Горбуновское поднятие
Восточный купол
Б-2	В-1
Средняя глубина залегания,  м	1330	1350
Тип залежи	пластовая	неполно - пластовая
Тип коллектора	терригенный	карбонат.
Площадь нефтеносности,  тыс. м2	4175	1150
Средняя общая толщина,  м	12.5	11.3
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	9.4	6.1
Средняя эффективная водонасыщенная толщина,  м	5.1	-
Пористость,  доли ед.	0.21	0.11
Коэффициент нефтенасыщенности  ЧНЗ,  доли ед.	0.933
Коэффициент нефтенасыщенности  ВНЗ,  доли ед.	0.92
Коэффициент нефтенасыщенности пласта  доли ед.	0.93	0.59
Проницаемость,  мкм2	1.547	0.015
Расчлененность,  доли ед.	2	6.4
Коэффициент песчанистости,  доли ед.	0.88	0.59
Начальная пластовая температура,  оС	30	31
Начальное пластовое давление,  МПа	12.94	13.08
Вязкость нефти в пластовых условиях,  мПа⋅с	116.24	124.9
Плотность нефти в пластовых условиях,  т/м3	0.916	0.915
Плотность нефти в поверхностных условиях,  т/м3	0.928	0.926
Абсолютная отметка ВНК,  м	-1133	-1130
Объемный коэффициент нефти,  доли ед.	1.026	1.022
Содержание серы в нефти,  %	4.61	4.23
Содержание парафина в нефти,  %	4.78	3.27
Давление насыщения нефти,  МПа	4.67	3.53
Газовый фактор  м3/т	10.07	8.6
Содержание сероводорода  %	1.14	0.12
Плотность воды в пластовых условиях,  т/м3	1.155	1.154
Сжимаемость нефти,  1/МПа·10-4	6.71	6.47

Литолого-петрографическая характеристика пород продуктивного пласта Б2 в настоящей работе дана на основании макроописания керна и микроописания шлифов, данных химического анализа, выполненных и более подробно изложенных в работе по подсчету запасов Горбуновского месторождения.

Пласт Б2 залегает в верхней части бобриковского горизонта и литологически представлен песчаниками и алевролитами с прослоями глин и углистых сланцев. Покрышкой залежи являются известняки нижней части тульского горизонта. Известняки темно-серые и черные, микрокристаллические, участками сильно глинистые, плотные, крепкие, трещиноватые, с отпечатками фауны брахиопод.

Пористость, проницаемость и нефтенасыщенность

Пористость по керну определялась методом жидкостенасыщения по Преображенскому, измерение газопроницаемости - методом нестационарной фильтрации воздуха. Все измерения проницаемости производились на образцах в направлении параллельном напластованию.

Определение остаточной водонасыщенности осуществлялось косвенным методом центрифугирования.

Пористость пластов–коллекторов по ГИС определялась при подсчете запасов по данным НГК с использованием стандартных зависимостей двойного разностного параметра от коэффициента пористости  ΔInγ= f( Кп ).

При наличии в терригенных отложениях глинистого материала в значениях пористости вводилась поправка, учитывающая глинистость.

При определении пористости в пластах бобриковского горизонта турнейского яруса в качестве плотного опорного пласта принимались максимальные показания НГК в карбонатных отложениях, преимущественно данково-лебедянского возраста, в отдельных скважинах в отложениях намюрского горизонта. За второй опорный пласт принимались размытые глины бобриковского горизонта.

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 состояние 01 января 2015 г. пласта Б-2 Восточного купола.

Таблица 1.6

Таблица исходных данных на 01.01.2015 г.

Параметры	Обозначения	Пласт Б-2
Категория запасов		В
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	4175
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	7,9
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,21
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,93
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,975
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	γ	0,928
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,527
Газовый фактор, м3/т	g	10,07
Накопленная добыча нефти из пласта Б-2, тыс. т. на 01.01.2015г.	2338

Подсчет балансовых 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 =4175,0·7,90·0,21·0,930·0,928·0,975=5828,25 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 5828,25 · 0,527 = 3071,49 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2015 г.

Для подсчета остаточных запасов нефти на 01 января 2015 года, необходимо знать, сколько добыто нефти из пласта в период по 2015 год.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =2338,00 тыс. т

Qост. бал. = 5828,25 - 2338,0= 3490,25 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 3071,49 - 2338,0 = 733,49 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 5828,25 - 10,07 = 58690,48 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 3071,49·10,07 = 30929,90 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2014 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =2338,00·10,07 = 23543,66 тыс. мі

Vост бал = Vбал - Vдоб,  (1.8)

Vост бал = 58690,48 - 23543,66 = 35146,82 тыс. мі

Vост изв = Vизв - Vдоб,  (1.9)

Vост изв = 30929,90 - 23543,66 = 7386,24 тыс. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2015 года представлены в табл. 1.7.

Таблица 1.7

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
5828,25	3071,49	3490,25	733,49	58690,48	30929,90	35146,82	7386,24

Выводы

В административном отношении Горбуновское месторождение расположено на севере Самарской области, в пределах Челно-Вершинского и Шенталинского районов.

В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к водораздельному пространству рек Кондурчи и Большой Тарханки.

Ближайшие разрабатываемые месторождения нефти и газа Самарской области Киньзякское, Половецкое и Богатыревское.

Горбуновское месторождение относится к Северной группе месторождений Самарской области и числится на балансе . Добычу нефти ведет цех №1 .

В региональном тектоническом плане Горбуновская структура располагается на юго-западном склоне Татарского свода в пределах Шенталинского выступа кристаллического фундамента. Тектоническое строение по верхнему плану изучено структурным бурением, а по глубоким горизонтам – сейсморазведкой МОВ и МОГТ.

По товарной характеристике нефть пласта Б2 высокосернистая (массовое содержание серы 4,60 %), высокосмолистая (17,44 %), парафиновая (4,78 %), динамическая вязкость пластовой нефти – 98,0 мПа⋅с.

По товарной характеристике нефть пласта В1 высокосернистая (массовое содержание серы 4,23 %), смолистая (12,40 %), парафиновая (3,27 %), динамическая вязкость разгазированной нефти – 192,30 мПа·с.

Пласт Б2 приурочен к отложениям бобриковского горизонта, представлен песчаником максимальной толщиной 7,8 м. Покрышкой для пласта Б2 служат известняки, залегающие в подошве тульского горизонта (тульская плита). Залежь нефти пласта Б2 пластового типа.

Пласт В1 залегает в кровельной части турнейского яруса, представлен известняками пористыми, нефте - и водо-насыщенными, максимальной толщиной 4 м. Залежь нефти пласта В1 массивного типа, приурочена к Восточному куполу Горбуновского поднятия.

В данной дипломной работе проведена оценка начальных и остаточных балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа объемным методом пласта Б-2 Восточного купола, которая показала хорошую сходимость расчетных значений с числящимися на балансе .