Партнерка на США и Канаду по недвижимости, выплаты в крипто
- 30% recurring commission
- Выплаты в USDT
- Вывод каждую неделю
- Комиссия до 5 лет за каждого referral
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении
В административном отношении Твердиловское месторождение расположено на территории Бузулукского района Оренбургской области. От районного центра г. Бузулук месторождение удалено на расстояние 34 км в северо-восточном направлении.
Непосредственно на рассматриваемой площади и вблизи нее находятся населенные пункты: поселки Твердилово, Ново-Алексеевка, Витебский и села Павловка, Михайловка и др. Поселки и села связаны асфальтированными дорогами районного значения:, автодорогой республиканского значения Оренбург – Сорочинск – Бузулук, а также грунтовыми проселочными дорогами. С юга на север Бузулукский район пересекает асфальтированная автодорога Ш категории Бузулук – Бугуруслан, проходящая в непосредствен-ной близости от Твердиловского месторождения и связывающая Оренбургскую область с республиками Татарстан и Башкортостан. Южнее месторождения, в 30 – 40 км от него, проходит железная дорога Самара – Оренбург. Ближайшая железнодорожная станция – г. Бузулук.
1.2 Орогидрография
В орографическом отношении месторождение расположено на водоразделе рек Боровка и Ток (северный склон). Гидрографическая сеть в пределах площади месторождения представлена рекой Крутинка – левым притоком р. Боровка. Река Боровка, к которой тяготеют все речки северного склона водораздела, протекает в 2-2,5 км севернее описываемой площади с северо-востока на юго-запад. Русло реки сильно извилистое и образует ряд меандр, озер и стариц. Пойма реки довольно широкая и достигает 1-1,5 км. Долина имеет асимметричное строение: правый склон высокий и крутой, а левый – низкий и пологий. Средний уклон – 0,7 м на 1 км.
1.3 Стратиграфия
В геологическом строении Твердиловской площади принимают участие дорифейские (кристаллический фундамент), девонские, каменноугольные, пермские, неогеновые и четвертичные отложения. Характерной особенностью геологического разреза данной площади является значительное развитие в нижнем карбоне мощной терригенной толщи пород (320-350 м), связанной с распространением на рассматриваемой территории Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов.
Каменноугольная система - С
Нижний отдел - С1
Турнейский ярус - С1 t
На Твердиловской площади отложения турнейского яруса керном охарактеризованы в преобладающем большинстве скважин только в своей верхней части. Как и нижележащие отложения фаменского яруса, они представлены сравнительно мощной однообразной толщей карбонатных пород. Мощность турнейского яруса составляет 94-103 м.
Визейский ярус - C1 v
Визейский ярус на Твердиловской площади представлен в полном объеме и подразделяется на нижневизейский (кожимский надгоризонт) и вехневизейский (окский надгоризонт) подъярусы. Отличительной особенностью его разреза в пределах западной части Самаркинской дислокации является наличие в нижней части мощной толщи терригенных пород.
Нижневизейский подъярус (С1v1) подразделяется на косьвинский, радаевский и бобриковский горизонты.
Косьвинский горизонт (C1ks) представлен переслаиванием аргиллитов, известняков, мергелей и доломитов. Общая мощность пород косьвинского горизонта по скважинам Твердиловской площади составляет 228-263 м.
Радаевский горизонт (С1rd) на рассматриваемой площади представлен переслаиванием алевролитов, песчаников и аргиллитов.
Мощность горизонта колеблется в пределах 18-37 м. Максимальные мощности горизонта зафиксированы в юго-восточной части площади (скв.№№1 ,2,10,4)
Бобриковский горизонт (С1bb) по литологическому составу сходен с подстилающими отложениями радаевского горизонта. Верхняя граница горизонта проводится в основании известняков тульского горизонта, покрывающих терригенную толщу.
Мощность горизонта на Твердиловской площади изменяется от 64 до 76 м.
Общая мощность терригенной толщи нижнего карбона изменяется от 321 до 352 м, закономерно уменьшаясь в восточном направлении.
Верхневизейский подъярус С1v2
Вехневизейский подъярус (окский надгоризонт) включает отложения тульского, алексинского, михайловского и веневского горизонтов. Из-за слабой изученности верхневизейского подъяруса на Твердиловской площади в нем выделяется тульский горизонт и верхняя нерасчлененная на горизонты пачка, включающая алексинский, михайловский и веневский горизонты.
Тульский горизонт (C1tl) на Твердиловcкой площади керном охарактеризован только в своей нижней части по единичным скважинам.
В литологическом отношении отложения представлены известняками с прослоями доломита. Мощность горизонта 46-54 м.
Верхняя пачка верхневизейского подъяруса (С1al+mh+vn) сложена известняками, которые не охарактеризованы керном и выделяется условно.
Мощность пачки на Твердиловской площади выдерживается в пределах от 222 до 236 м.
Серпуховский ярус – С1s
Серпуховский ярус в Оренбургской области выделен в объеме тарусского, стешевского, протвинского и запалтюбинского горизонтов. Отложения яруса охарактеризованы керном по скважине №6.
В основании залегает "покровская пачка" представленная переслаиванием мергелей, глинистых известняков и доломитов.
Над «покровской» пачкой залегают ангидриты, переслаивающиеся с известняками. Выше по разрезу отложения перекрыты известняками. Мощность пород серпуховского яруса составляет 192-251 м.
Средний отдел - C2
В составе среднего отдела каменноугольной системы выделяются башкирский и московский ярусы.
Поскольку на Твердиловской площади башкирский ярус керном охарактеризован слабо (частично лишь в верхней части ), подразделение его на горизонты не производится. Мощность отложений башкирского яруса в пределах Твердиловской площади составляет 102-123 м.
В составе московского яруса (С2m) выделяются верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.
Верейский горизонт (C2vr) представлен терригенным типом разреза. В горизонте выделяются три пачки: нижняя (глинистая), средняя (песчано-алевритистая) и верхняя (глинистая с прослоями карбонатных пород). Все три пачки на Твердиловской площади неплохо освещены керном.
Мощность нижней пачки изменяется от 6 до 24 м. Мощность средней пачки изменяется от 6 до 35 м. Мощность верхней пачки - 13-30 м.
Мощность верейского горизонта выдерживается в пределах 52-62 м.
Каширский горизонт - С2ks
На Твердиловской площади пройден в скв.№1 с отбором керна по всему разрезу, а в большинстве других скважин - частично и преимущественно в его нижней части. В подошве горизонта залегает пласт известняков. Мощность пласта составляет 10-15 м. Выше пласта известняков по всем скважинам прослеживается прослой (2-3 м) глины. Еще выше по разрезу в преобладающей массе известняков встречаются прослои доломита с тонкими прослоями глины. Мощность отложений каширского горизонта изменяется от 82- до 94 м.
Подольский горизонт - С2pd
На Твердиловской площади керном охарактеризован по скв.№3. Отложения представлены известняками с прослоями доломитов и ангидритов. Мощность горизонта-125-143 м.
Мячковский горизонт - С2mс
На Твердиловской площади керном охарактеризован в скв.№1. Горизонт представлен известняками с включениями кальцита, часто доломитизированные.
Мощность мячковского горизонта изменяется от 136 до 154 м.
Общая мощность московского яруса варьирует в пределах 397- 453 м.
Верхний отдел - С3
Судя по каротажу и шламу скв.№№ 3 и 14 Твердиловской площади, отложения верхнего карбона слагают известняки с прослоями доломитов, а также с включениями ангидритов. Мощность отложений верхнего карбона колеблется в пределах от 250 до 288 м.
1.4 Тектоника
Твердиловское месторождение контролируется одноименным поднятием, приуроченным к Кинельско-Самаркинской системе дислокаций, расположенной в северной части Бузулукской впадины. На юго-западе Кинельсксо-Самаркинская система дислокаций граничит с Борской депрессией, на юго-востоке - с Бобровско-Покровским валом.
Кинельско-Самаркинские дислокации вытянуты в направлении, близком к широтному, на расстояние 150 км при ширине 10—30 км. По фундаменту они объединяют систему кулисообразно расположенных блоков, которые, разветвляясь в восточном направлении, образуют две зоны: северную — Мухановскую и южную — Дмитриевско-Коханскую. В осадочном чехле этим зонам соответствуют укороченные валы (длиной 30—60 км), имеющие форму структурных носов, погружающихся в восточном и юго-восточном направлениях. В составе Мухановской зоны выделяются Белозерский, Хилковский и Муахновский валы. В Дмитриевско-Коханскую зону объединяются Дмитриевский, Коханский, Могутовский, Воронцовский и другие валы. Валы Кинельско-Самаркинской системы представляют собой дизъюнктивные структуры. Они характеризуются асимметричным строением, крутыми северными флексурными крыльями, которым в рельефе фундамента соответствуют сбросовые, нарушения. Углы наклона крыльев увеличиваются с глубиной от 1°10' —до 1°30' ' (верхняя пермь) до 13—15° (фундамент). Локальные поднятия, слагающие валы, имеют вытянутую брахиантиклинальную форму, длину 5—15 км, ширину 2—4 км. Их амплитуда вниз по разрезу изменяется от 15—30 км до 100—150 м.
В Оренбургской области расположена восточная часть Кинельско-Самаркинскои системы дислокаций. Она представляет собой линейно-вытянутую приподнятую зону субширотного простирания с флексурообразным перегибом слоев и устойчивой прослеживаемостью структурных планов поднятий по всем горизонтам от фундамента до перми. Твердиловское поднятие, наряду с Могутовским и Гремячевским объединяются в Могутовский вал. По нижнёкаменоугольным отложениям Твердиловское поднятие приурочено к осевой зоне наложенного Мухано-Ероховского прогиба Камско-Кинельской системы дислокаций.
По поверхности кристаллического фундамента (отражающий горизонт А) Твердиловский выступ с севера ограничен сбросом, амплитуда которого на западе участка достигает 100 м и уменьшается к востоку до 40 м. Поверхность фундамента от сброса на юго-восток погружается на 40 м (от а. о. - 3230м до – 3370 м). Севернее сброса располагаются глубокие впадины с максимальными отметками -3390м. По изогипсе 3275 м выступ имеет размеры: по длинной оси - 9.0 км, по короткой оси – 1,3 км. Амплитуда выступа достигает 45 м. Твердиловский выступ осложнен пятью куполами, размеры которых от 0,75x0,5 км до 2x1 км и амплитуда от 10 до 30 км, а также серией мелких малоамплитудных (менее 10 м) тектонических нарушений субширотной, субмередиональной и юго-восточной ориентировки.
По кровле верейского горизонта по изогипсе 1660 м оконтуривается западное линейно-вытянутое поднятие с амплитудой 10 м, осложненное тремя малоамплитудными куполами.
1.5 Нефтегазоводоносность
По состоянию изученности месторождения на 01.01.2016 г. в пределах рассматриваемого участка продуктивными являются отложения верейского горизонта (пласт А3), башкирского яруса (пласт А4), бобриковского горизонта (пласты Б2 и Б3), турнейского яруса (пласт Т1), пашийского (пласт Д0), бийского (пласт Д5) и койвенского (пласт Д6) горизонтов.
В пласте А3 выделено три залежи нефти: в р-не скв.10, в р-не скв.8, в р-не скв.4. В районе скв.10 пробурены новые скважины 510 и 531. Все залежи пластовые сводовые литологически ограниченные, контролируются брахиантиклинальной складкой западного-северо-западного простирания и зонами замещения коллекторов.
Залежь в р-не скв. 10
После ОПЗ 2009 г. в пределах залежи пробурены новые скв.510 и 531. По уточненным данным залежь вскрыта четырьмя скважинами: 10, 11, 510 и 531. Пласт А3 в пределах залежи состоит из одного, трех и четырех проницаемых пропластков, толщина которых меняется от 0,6 до 2,4 м. Общая толщина пласта по скважинам изменяется от 1,8 м до 9,6 м и составляет в среднем 5,3 м; эффективная - от 1,8 м до 8,0 м, составляя в среднем 4,1 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам составляет 3,4 м; средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по залежи - 2,2 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 15 %, нефтенасыщенность – 60,5 %. Коэффициент расчлененности пласта 2,3, песчанистости 0,849. Результаты бурения, опробования и испытания новых скважин 510 и 531 подтвердили принятый ВНК по залежи на а. о. -1629 м. Размеры залежи составляют 2,3?1,6 км, высота 13 м. Запасы залежи отнесены к категории С1.
Залежь в р-не скв. 8
В ОПЗ 2009 г. эта залежь объединяла скв.3, 126-бис и 8, уровень ВНК был принят на а. о.-1935 м. В связи с тем, что при испытании пласта А3 в скв. 126-бис получен приток воды дебитом 43,5 м3/сут и пересмотрено насыщение коллекторов пласта А3 в скв.3 (коллектора приняты как водонасыщенные), контуры залежи и уровень ВНК уточнены.
По уточненным данным пласт А3 в р-не скв.8 состоит из четырех проницаемых пропластков, толщина которых меняется от 0,8 до 2,2 м. Общая толщина пласта по скважине составляет 9,6 м и эффективная - 5,5 м, нефтенасыщенная – 3,0 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пласта по залежи - 1,7 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 15 %, нефтенасыщенность – 53,9 %. Коэффициент расчлененности пласта 4, песчанистости 0,573. ВНК по залежи принят на а. о. -1626 м, размеры залежи значительно уменьшились и составляют 2,2?1,3 км, высота около 6 м. Запасы залежи отнесены к категории С1.
Залежь в р-не скв. 4
В ОПЗ 2009 г. эта залежь согласно данным сейсморазведочных работ 3D имела большие размеры. После бурения новой скв.504, "провалившейся" на 10 м относительно прогнозов сейсморазведочных работ, при опробовании которой в открытом стволе получили приток воды, контуры залежи были уточнены.
По уточненным данным пласт А3 в р-не скв.4 представлен одним проницаемым пропластком, общая, эффективная и нефтенасыщенная толщины пласта по скважине равны и составляют 8,0 м; средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пласта по залежи - 5,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 19 %, нефтенасыщенность –53 %. Коэффициент расчлененности пласта 1, песчанистости 1. ВНК залежи принят на а. о. -1634 м. Размеры залежи 2,3?1,7 км, высота около 10 м. Запасы залежи отнесены к категории С2.
1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Пласт А3
Характеристика нефти и газа приведена в табл. 1.1-1.3.
По результатам исследований плотность пластовой нефти 0,8230 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 6,5 МПа, динамическая вязкость пластовой нефти 4,1 мПа·с.
Пластовая температура и пластовое давление на глубине 1800 м – соответственно, равны +36°С и 18,51 МПа.
После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,869 г/см3, газосодержание 17,89 м3/т, объемный коэффициент 1,055 (пересчетный коэффициент – 0,948), динамическая вязкость разгазированной нефти 40,82 мПа·с. Нефть высоковязкая.
Таблица 1.1
Свойства пластовой нефти
Параметр | Пласт А3 | |
диапазон значений | принятые значения | |
Начальное пластовое давление, МПа | — | 18,42 |
Начальная пластовая температура, °С | — | 36 |
Давление насыщения, МПа | 6,48-6,50 | 6,5 |
Газосодержание, м3 /т | 17,9-18,0 | 18,0 |
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1=4,0 МПа; t1=293 оК | — | 17,89 |
— | 1,25 | |
— | 1,59 | |
— | 2,24 | |
— | 12,81 | |
Плотность в условиях пласта, г/см3 | 0,823-0,854 | 0,823 |
Вязкость в условиях пласта, мПа с | 4,0-11,05 | 4,1 |
Коэффициент изотермической сжимаемости, 10-4/МПа | 12,2-12,4 | 12,2 |
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20°C: при однократном (стандартном) разгазировании при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании | ||
0,980-1,108 | 1,044 | |
— | 1,108 | |
Плотность дегазированной нефти, г/см3 , при 20°С: при однократном (стандартном) разгазировании при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании | ||
0,865-0,872 | 0,869 | |
— | 0,869 |
Таблица 1.2
Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
Наименование | Пласт А3 | ||||
Количество исследованных | Диапазон | Среднее значение | |||
скв. | проб | ||||
Вязкость, мПас при 20°С | 1 | 2 | 40,82-42,04 | 42,04 | |
Температура застывания, °С | 1 | 2 | - (15,5 -18,0) | - 16,75 | |
Плотность при 20°С, кг/м | 1 | 2 | 0,865-0,872 | 0,869 | |
Молярная масса, г/ моль | 1 | 2 | 177-214 | 195,5 | |
Температура плавления парафина, °С | 1 | 2 | 38,5-46 | 42,3 | |
Температура начала кипения, °С | 1 | 2 | 50-58,63 | 54,3 | |
Массовое содержание, % | серы | 1 | 2 | 1,06-1,35 | 1,21 |
смол силикагелевых | 1 | 2 | 7,48-11,42 | 9,45 | |
асфальтенов | 1 | 2 | 2,32-2,52 | 2,42 | |
парафинов | 1 | 2 | 1,94-3,56 | 2,75 | |
Обычный выход, % | Н. К. - 100оС | 1 | 2 | 4 | 4 |
до 150°С | 1 | 2 | 10,0-12,0 | 11 | |
до 200°С | 1 | 2 | 19,5-20,0 | 19,75 | |
до 300°С | 1 | 2 | 38,0-40,0 | 39 |
По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,35%), смолистая (13,94%), парафинистая (3,56%), объемный выход светлых фракций при разгонке до 300°С - 40 %.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 37,43%, метана 42,07%, этана 7,18%, пропана 5,92%, высших углеводородов (бутан+высшие) 7,36%. Относительная плотность газа по воздуху 1,108.
Воды верейского горизонта изучены в скважинах№№7 и 11. Вмещающими породами верейского водоносного горизонта служат песчаники и алевролиты. В скважине №7 в результате опробования в колонне интервала 1782-1784 м получен приток пластовой воды с пленкой нефти дебитом 19,5 м3/сут. При испытании скважины №11 (также в колонне) из интервала 1799-1801 м был получен приток жидкости дебитом 23,7 м3/сут. при уровне 1001 м, в том числе нефти – 2,9 м3/сут. и пластовой воды – 20,8 м3/сут. Удельный вес воды 1,173 г/см3, минерализация – 262,99 г/л. Вода хлор-кальциевого типа. В ней содержатся бром (577), йод (4,8), бор (48 мг/л).
Таблица 1.3
Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти
Компонент | Пласт А3 | |||||||
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях | при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях | Пластовая нефть, | ||||||
Выделившийся газ, %, масс. | Нефть, %, масс. | Выделив- масс. | Нефть, %, масс. | |||||
диапазон изменения | среднее значение | диапазон изменения | среднее значение | диапазон изменения | среднее значение | |||
Сероводород | 0,00-0,23 | 0,12 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 |
Углекислый газ | 0,06-1,40 | 0,73 | 0,00 | 0,00 | 0,06 | - | 0,00-0,01 | 0,01 |
Азот+редкие | 38,17-39,36 | 38,77 | 0,00 | 0,00 | 39,36 | - | 0,54-0,66 | 0,60 |
Метан | 25,33-33,27 | 29,3 | 0,00-0,01 | 0,005 | 25,33 | - | 0,75-0,82 | 0,79 |
Этан | 8,1-17,29 | 12,70 | 0,07-0,08 | 0,075 | 8,10 | - | 0,20-0,30 | 0,25 |
Пропан | 5,99-9,79 | 7,89 | 0,44-0,45 | 0,445 | 9,79 | - | 0,49-0,55 | 0,52 |
Изобутан | 0,96-5,27 | 3,12 | 0,33 | 0,33 | 5,27 | - | 0,33-0,37 | 0,35 |
Н. бутан | 1,85-6,57 | 4,21 | 0,70 | 0,70 | 6,57 | - | 0,70-0,74 | 0,72 |
Изопентан | 0,34-2,53 | 1,435 | 0,49-0,57 | 0,53 | 2,53 | - | 0,50-0,56 | 0,53 |
Н. пентан | 0,31-1,71 | 1,01 | 0,89-0,90 | 0,895 | 1,71 | - | 0,89 | 0,89 |
Гексаны | 0,15-0,8 | 0,48 | 2,29-2,50 | 2,40 | 0,80 | - | 2,25-2,46 | 2,36 |
Гептаны | 0,00-0,3 | 0,15 | 2,06-2,17 | 2,12 | 0,30 | - | 2,03-2,13 | 2,08 |
Остаток (С8 + высшие) | 0,05-0,19 | 0,12 | 92,32-92,7 | 92,51 | 0,19 | - | 90,76-91,07 | 90,92 |
Плотность: | ||||||||
газа, кг/м3 | 0,980-1,108 | 1,044 | - | - | 1,108 | - | - | - |
газа относительная | 0,813-0,920 | 0,867 | - | - | 0,920 | - | - | - |
нефти, г/см3 | - | - | 0,865-0,872 | 0,869 | - | - | 0,823-0,854 | 0,839 |
1.7 Коллекторские свойства пласта А3
Продуктивный пласт верейского горизонта (А3) представлен песчаниками, темно - серыми, средне - и мелкозернистыми, в различной степени пористыми, слоистыми, а также алевролитами, отличающимися от песчаников только размерностью зерен. Под микроскопом песчаники и алевролиты, кварцевые или слюдисто-кварцевые, сложены зернами кварца размером 0,01-0,04 мм. Цемент глинисто-известковистый базального типа. Покрышкой для пласта служат одновозрастные аргиллиты верхней пачки верейского горизонта. Аргиллиты темно-серые, тонкослоистые, плотные, с маломощными прослоями глинистых известняков.
В таблице 1.4 приводятся основные геолого-физические параметры объекта А3.
Таблица 1.4
Сводная геолого-физическая характеристика пласта А3
Параметры | Объект |
пласт А3 | |
1 | 2 |
Средняя глубина залегания, м | 1813 |
Тип залежи | Пластовая сводовая литологич. ограниченная |
Тип коллектора | терригенный |
Площадь нефтеносности, тыс. м2 | 8317 |
Средняя общая толщина, м | 5,3 |
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м | 3,3 |
Пористость, доли ед. | 0.15-0.19 |
Средняя нефтенасыщенность, доли ед. | 0.530-0.605 |
Проницаемость, 10-3мкм2 | 85,3 |
Коэффициент песчанистости, д ед. | 0,828 |
Коэффициент расчлененности, доли ед. | 2,3 |
Начальная пластовая температура, оС | 36 |
Начальное пластовое давление, МПа | 18,42 |
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с | 4,1 |
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 | 0,823 |
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 | 0,869 |
Объемный коэффициент нефти, доли ед. | 1,055 |
Содержание серы в нефти, % масс. | 1,21 |
Содержание парафина в нефти, % масс. | 2,75 |
Давление насыщения нефти газом, МПа | 6,50 |
Газосодержание нефти, м3/т | 17,9 |
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с | 0,84 |
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 | 1,168 |
Коэффициенты сжимаемости, 10–5 1/МПа | |
Нефти | 12,2 |
Воды | 2,75 |
Пористой среды | 11,63 |
Коэффициент вытеснения, доли ед | 0,576 |
В районе скв. 5, 10, 11 и 14 наблюдается замещение песчаников алевролитами, глинами и плотными глинистыми песчаниками.
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 01 января 2016 г. по пласту А3 Твердловского месторождения, который рассматривается в настоящей работе.
Таблица 1.5
Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и
растворенного газа пласта А3
Параметры | Обозначения | Пласт А3 |
Категория запасов | С1 | |
Площадь нефтеносности, тыс. м2 | F | 5158 |
Средняя нефтенасыщенная толщина, м | h | 2,1 |
Коэффициент открытой пористости, д. ед. | m | 0,15 |
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед. | ? | 0,531 |
Пересчетный коэффициент, д. ед. | ? | 0,948 |
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 | ? | 0,869 |
Коэффициент извлечения нефти, д. ед. | K | 0,304 |
Газовый фактор, м3/т | g | 18 |
Накопленная добыча нефти из пласта А3, тыс. т на 01.01.2016 г. | 4,9 |
Подсчет балансовых запасов нефти
Для подсчета балансовых запасов нефти объемным методом применяется следующая формула:
Qбал = F • h • m • ? • ? • ?, (1.1)
где Qбал – балансовые запасы нефти, тыс. т
F - площадь нефтеносности, тыс. м?
h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м
m - коэффициент эффективной пористости нефтесодержащих пород, доли единиц.
? - коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц.
? - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м?
? - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти в поверхностных условиях, доли единиц
Qбал =5158,0·2,10·0,15·0,531·0,869·0,948=710,75 тыс. т
Qизв = Qбал·К, (1.2)
где К - коэффициент извлечения нефти.
Qизв. = 710,75 · 0,304= 216,07 тыс. т
Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.
Qост. бал = Qбал – Qдоб, (1.3)
Qдоб.. =28,20 тыс. т
Qост. бал. = 710,75 - 28,2= 682,55 тыс. т
Qост. изв = Qизв – Qдоб, (1.4)
Qост. изв.= 216,07 - 28,2=187,87 тыс. т
Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа
Vбал = Qбал· g, (1.5)
где g – газовый фактор
Vбал. = 710,75 · 18,00·=12793,50 тыс. м?
Vизв = Qизв· g, (1.6)
Vизв. = 216,07·18,00= 3889,26 тыс. м?
Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.
Vдоб = Qдоб· g, (1.7)
Vдоб. =28,20·18,00= 507,60 тыс. м?
Vост бал = Qост. бал· g, (1.8)
Vост бал = 682,55 · 18,00 = 12285,90 тыс. м?
Vост изв = Qост. изв· g, (1.9)
Vост изв = 187,87 · 18,00 = 3381,66 тыс. м?
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, тыс. м3 | ||||||
Начальные | Остаточные | Начальные | Остаточные | ||||
Баланс | Извлекаемые | Баланс | Извлекаемые | Баланс | Извлекаемые | Баланс | Извлекаемые |
710,75 | 216,07 | 682,55 | 187,87 | 12793,50 | 3889,26 | 12285,90 | 3381,66 |
Выводы
В административном отношении Твердиловское месторождение расположено на территории Бузулукского района Оренбургской области. От районного центра г. Бузулук месторождение удалено на расстояние 34 км в северо-восточном направлении.
В орографическом отношении месторождение расположено на водоразделе рек Боровка и Ток.
Визейский ярус на Твердиловской площади представлен в полном объеме и подразделяется на нижневизейский (кожимский надгоризонт) и вехневизейский (окский надгоризонт) подъярусы. Отличительной особенностью его разреза в пределах западной части Самаркинской дислокации является наличие в нижней части мощной толщи терригенных пород.
По состоянию изученности месторождения на 01.01.2016 г. в пределах рассматриваемого участка продуктивными являются отложения верейского горизонта (пласт А3), башкирского яруса (пласт А4), бобриковского горизонта (пласты Б2 и Б3), турнейского яруса (пласт Т1), пашийского (пласт Д0), бийского (пласт Д5) и койвенского (пласт Д6) горизонтов.
В пласте А3 выделено три залежи нефти: в р-не скв.10, в р-не скв.8, в р-не скв.4. В районе скв.10 пробурены новые скважины 510 и 531. Все залежи пластовые сводовые литологически ограниченные, контролируются брахиантиклинальной складкой западного-северо-западного простирания и зонами замещения коллекторов.
По товарной характеристике нефть пласта А3 сернистая (массовое содержание серы 1,35%), смолистая (13,94%), парафинистая (3,56%).
Продуктивный пласт верейского горизонта (А3) представлен песчаниками, темно - серыми, средне - и мелкозернистыми, в различной степени пористыми, слоистыми, а также алевролитами, отличающимися от песчаников только размерностью зерен.
В разделе проведен подсчет запасов нефти и растворенного в ней газа на 01 января 2016 г. по пласту А3. Балансовые/извлекаемые запасы нефти по категории С1 составили 711/216 тыс. т, что соответствует запасам на балансе .
