Геологическая Часть (стр. 4 )

Коэффициент песчанистости составляет Б-2 - 0,7 и Б-2 ниж. пач. - 0,9; коэффициент расчлененности - 1,46 и 1,08 соответственно.

Гидродинамических исследований не проводилось.

Значения нефтенасыщенности и пористости приняты по ГИС, проницаемость принята по зависимости.

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 [5].

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.

Добыча нефти на анализируемый период по основной залежи (с начала эксплуатации до 01.01.16 г.) – УQн = 398 тыс. т. По нижней пачке остаточные запасы будут соответствовать начальным, так как залежь в разработку не вводилась.

Расчет приведен по залежи Кротковского поднятия.

Таблица 1.8

Исходные данные

Параметры	Б-2	Б-2 ниж. пач.
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2	4537	2575
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м	2,1	1,0
Коэффициент пористости m, доли ед.	0,2	0,2
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед.	0,84	0,83
Плотность нефти с, г/м3	0,88	0,88
Объемный коэффициент нефти В, доли ед.	1,057	1,057
Пересчетный коэффициент θ, доли ед.	0,946	0,946
Газовый фактор Г, м3/т	24,8	24,8
Коэффициент извлечения нефти, в	0,517	0,536
Накопленная добыча нефти УQн на 01.01.2016 г., тыс. т	397,6	0,0

Балансовые запасы составляют:

Q бал = 4537·2,1·0,2 ·0,84·0,88·0,946 = 1333 тыс. т

Извлекаемые запасы нефти:

Q изв. = Q бал. · в = 1333 · 0,517 = 689 тыс. т.  (1.3)

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.16 г.:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 1333 – 398 = 935 тыс. т. 

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16 г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 689 – 398 = 291 тыс. т.

Балансовые запасы газа:

Yбал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Yбал. газа.= 1333 · 24,8 / 1000 = 33 млн. мі

Извлекаемые запасы газа:

Yизв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Y изв. газа. = 689 · 24,8 / 1000 = 17 млн. мі

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.16 г.:

Yост. бал. г=Q ост. бал. · Г  (1.8)

Yост. бал. г = 935 · 24,8 / 1000 = 23 млн. мі

Остаточные извлекаемые запасы газа на 01.01.16 г.:

Yост. изв. г = Q ост. изв. г · Г  (1.9)

Yост. изв. г = 291· 24,8 / 1000 = 7 млн. мі

Аналогично рассчитаны запасы по нижнему пропластку пласта Б-2. Запасы в целом по пласту получены суммированием соответствующих запасов по залежам. Результаты расчетов представлены в таблице 1.9.

Таблица 1.9

Начальные и остаточные запасы нефти и газа на 01.01.16 г.

Запасы	Б-2	Б-2 ниж. пач.	Б-2 в целом	ед. измерения
Qбал	1333	356	1689	тыс. т.
Qизвл	689	191	880	тыс. т.
Qбал. ост	935	356	1291	тыс. т.
Qизв. ост	291	191	482	тыс. т.
Yбал	33	9	42	млн. мі
Yизвл	17	5	22	млн. мі
Yбал. ост	23	9	32	млн. мі
Yизв. ост	7	5	12	млн. мі

Выводы

Кротковско-Алешкинское месторождение расположено в Похвистневском административном районе Самарской области и удалено на 28 км к северо-востоку от г. Похвистнево.

Через всю территорию площади с северо-запада на юго-восток протекает р. Тергала, делящая описываемый район на две части: юго-западную и северо-восточную. Юго-западная часть района соответствует водораздельному пространству р. Тергала и Муракла.

Геологический разрез Кротковско-Алешкинского месторождения представлен отложениями бавлинской свиты, девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем.

В региональном тектоническом плане Кротковская и Алешкинская структуры приурочены к тектоническому элементу Сергиевско-Абдулинской впадине.

По кровле бобриковского горизонта Кротковско-Алешкинская структура представлена брахиантиклинальной складкой субширотного простирания, осложненной Кротковским и Алешкинским поднятиями.

В разрезе Кротковско-Алешкинского месторождения залежи нефти содержатся в терригенных и карбонатных коллекторах верхнего девона и нижнего карбона.

Пласт Б-2 представлен двумя пачками проницаемых песчаников, индексируемых как пласты Б-2 и Б-2 ниж. пач., приурочены к Кротковскому поднятию. Пласт представлен терригенными породами песчаниками серыми, темно-серыми, мелкозернистыми, средней крепости, плотными пиритизированными с прослоями алевролитов, глин и углистых сланцев. Относится к типу пластовых, литологически экранированных. В плане составляет 0,1-2,9Ч1,4-1,8 км. Высота залежей от 21 до 24 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина коллекторов изменяется от 0,6 м до 8,2 м.

Коэффициент песчанистости составляет Б-2-0,7 и Б-2 ниж. пач.-0,9; коэффициент расчлененности - 1,46 и 1,08 соответственно.

Значения нефтенасыщенности и пористости приняты по геофизическим данным и составляют по залежам: нефтенасыщенность 83-84%, пористость 20%. Проницаемость принята по уравнению корреляционной зависимости в размере 0,537 Да.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти равна 859 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 5,6 МПа, газосодержание на уровне 27,9 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 10,83 мПа*с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 880 кг/м3, газовый фактор 24,8 м3/т, объемный коэффициент 1,057, динамическая вязкость разгазированной нефти 34,15 мПа*с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,78%), смолистая (14,82%), парафиновая (5,85%).

Пластовые воды бобриковского горизонта имеют плотность 1161-1175 кг/м3, вязкость 1,33 мПа*с, минерализацию порядка 180,9-217,5 г/л, содержание ионов кальция в их составе составляет 8,49 г/л.

В разделе приведен подсчет запасов нефти и газа (балансовых, извлекаемых и остаточных) на 01.01.16 года объемным методом. Расчет производился по каждой залежи отдельно. Запасы в целом по пласту получены суммированием соответствующих запасов по залежам.