Геологическая часть (стр. 4 )

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	Алексеевский купол	Восточно-Алексеевский купол
	С1	С1	С2
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2	8657	3374	1797
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м	6,5	6,5	3,4
Коэффициент пористости m, доли ед.	0,11	0,09	0,09
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед.	0,83	0,82	0,82
Плотность нефти с, г/м3	0,851	0,875	0,875
Объемный коэффициент нефти В, доли ед.	1,14	1,116	1,116
Пересчетный коэффициент θ, доли ед.	0,877	0,896	0,896
Газовый фактор Г, м3/т	46,2	36,28	36,28
Коэффициент извлечения нефти, в	0,486	0,486	0,486
Накопленная добыча нефти УQн на 01.01.2016 г., тыс. т	495	-	-

По Восточно-Алексеевскому куполу текущие запасы будут равны начальным, так как залежь в разработке не находилась. Расчет проводится по пласту В-1 собственно Алексеевского купола.

Балансовые запасы составляют:

Q бал = 8657·6,5·0,11 ·0,83·0,851·0,877 = 3835 тыс. т

Извлекаемые запасы нефти:

Q изв. = Q бал. · в = 3835 · 0,486 = 1864 тыс. т.  (1.3)

Добыча нефти на анализируемый период (с начала эксплуатации до 01.01.16 г.) – УQн = 495 тыс. т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.16 г.:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 3835 – 495 = 3340 тыс. т. 

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16 г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 1864 – 495 = 1369 тыс. т.

Балансовые запасы газа:

Q бал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Q бал. газа.= 3835 · 46,2 / 1000 = 177 млн. мі

Извлекаемые запасы газа:

Q изв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Q изв. газа. = 1864 · 46,2 / 1000 = 86 млн. мі

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.16 г.:

Qост. бал. г=Q ост. бал. · Г  (1.8)

Qост. бал. г = 3340 · 46,2 / 1000 = 154 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 = 1369· 46,2 / 1000 = 63 млн. мі

Таблица 1.7

Начальные и остаточные запасы нефти и газа на 01.01.16 г.

Qбал	3835	1269	354	тыс. т.
Qизвл	1864	617	172	тыс. т.
Qбал. ост	3340	1269	354	тыс. т.
Qизв. ост	1369	617	172	тыс. т.
Yбал	177	46	13	млн. мі
Yизвл	86	22	6	млн. мі
Yбал. ост	154	46	13	млн. мі
Yизв. ост	63	22	6	млн. мі

Выводы

В административном отношении Алексеевское месторождение расположено в Алексеевском районе, в 110 км к юго-востоку от г. Самары.

В орогидрографическом отношении месторождения приурочено к водоразделу рек Чапаевка и Съезжая.

Разработку месторождения осуществляет ЦДНГ № 9 (бывшее НГДУ «Богатовскнефть») , которое находится в г. Нефтегорск, в 30 км к северу от месторождения.

Литолого-стратиграфический разрез осадочной толщи Алексеевского месторождения изучен по материалам пробуренных скважин, а также с учетом данных по пробуренным структурным и глубоким скважинам ближайших месторождений. В геологическом строении месторождения принимают участие породы кристаллического фундамента, девонские, каменноугольные, пермские, неогеновые и четвертичные отложения. Общая толщина осадочного чехла достигает 3900 м.

В региональном тектоническом плане Алексеевское месторождение располагается в центральной части Бузулукской впадины и приурочено к Кулешовско-Алексеевскому выступу фундамента. Описываемая территория характеризуется региональным погружением пород в восточном и юго-восточном направлении, на фоне которого картируются локальные поднятия.

Промышленная нефтеносность на Алексеевском куполе приурочена к отложениям нижнего карбона и верхнего девона.

Продуктивный пласт В-1 залегает в кровле турнейского яруса нижнего карбона и сложен известняками.

Залежь нефти пласта В-1 на Алексеевском куполе относится к типу пластовых, литологически-экранированных. Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют  4,8Ч2,4 км. Высота залежи 29,7 м. Параметры пласта следующие: пористость – 11%, начальная нефтенасыщенность – 83%, проницаемость – 57 мД.

Залежь пласта В-1 на Восточно-Алексеевском куполе пластового типа, литологически экранированная в юго-западной и восточной частях структуры, с обширной водонефтяной зоной. Размеры залежи в плане 3,4Ч1,9 км, высота 21,6 м. Параметры пласта следующие: пористость – 9%, начальная нефтенасыщенность – 82%, проницаемость – 57 мД.

Характеристика насыщающей нефти на Алексеевском и Восточно-Алексеевском куполах различна: плотность пластовой нефти – 793,0 кг/м3 и 820,0 кг/м3, с вязкостью в пластовых условиях – 2,41 мПа⋅с и 6,22 мПа·с соответственно по куполам. Плотность нефти в поверхностных условиях составила 851,0 кг/м3 и 875,0 кг/м3 соответственно. По товарной характеристике нефть на обоих куполах высокосернистая, смолистая, парафинистая.

В дипломном проекте приведен расчет запасов нефти и газа (балансовых, извлекаемых, начальных и остаточных) по пласту В-1 по состоянию на 01.01.16 года. Подсчет производился объемным методом.