Геологическая часть (стр. 7 )

Таблица 1.6

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Д5

Параметры	Эксплуатационный объект (подсчетный объект)
Д5
1	6
Средняя глубина залегания, м	-4393
Тип залежи	пластовая сводовая, тектонически экранированная
Тип коллектора	карб.
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	43284
Средняя общая толщина, м	-
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	8,1
Пористость, доли ед.	0,09
Средняя начальная нефтенасыщ-ть, д. ед.	0,927
Проницаемость, мкм2х10-3	11
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,31
Расчлененность, ед.	6,3
Пластовая температура, 0С	99
Пластовое давление, МПа	51,8
Вязкость нефти в пласт. условиях, мПа·с	0,12
Плотность нефти в пласт. условиях, т/м3	0,561
в станд. условиях, т/м3	0,781
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	2,091
Давление насыщения нефти газом, МПа	28,5
Газосодержание нефти, м3/ м3	467
Вязкость воды в пласт. условиях, мПа·с	0,83
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,176
Коэффициенты сжимаемости, 10–51/МПа
Нефти	87
воды	4
пористой среды	5
Коэффициент вытеснения нефти рабочим агентом	0,630

1.9 Подсчёт запасов нефти и газа объемным методом

Объёмный метод подсчёта запасов нефти широко распространён 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 2016 г.

Сводная таблица подсчётных параметров, запасов нефти и растворенного газа пласта Д5 Давыдовского месторождения, представлена в табл. 1.7.

Таблица 1.7

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа пласта Д5 Давыдовского месторождения

Параметры	Обозначения	Пласт Д5
Категория запасов		В+С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	43284
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	8,1
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,09
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	?	0,927
Пересчетный коэффициент, д. ед.	?	0,478
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	?	0,781
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,526
Газовый фактор, м3/т	g	467
Накопленная добыча нефти из пласта Д5, тыс. т. на 01.01.2016г.	2871

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 =43284,0·8,10·0,09·0,927·0,781·0,478=10919,77 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 10919,77 · 0,526= 5743,80 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.

Для подсчета остаточных запасов нефти на 01 января 2016 года, необходимо знать, сколько добыто нефти из пласта в период с 2006 года по 2016 год.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =2871,00 тыс. т

Qост. бал. = 10919,77 - 2871,0= 8048,77 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 5743,80 - 2871,0=2872,80 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 10919,77 · 467,00·=5099533,00 тыс. м?

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 5743,80·467,00= 2682355,00 тыс. м?

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =2871,00·467,00= 1340757,00 тыс. м?

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 8048,77 · 467,00 = 3758775,00 тыс. м?

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 2872,80 · 467,00 = 1341598,00 тыс. м?

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2016 года представлены в табл. 1.8.

Таблица 1.8

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
10919,77	5743,80	8048,77	2872,80	5099533,00	2682355,00	3758775,00	1341598,00

ВЫВОДЫ

Давыдовское нефтяное месторождение в административном отношении расположено на территории Первомайского района Оренбургской области.

Описание сводного литолого-стратиграфического разреза на Давыдовском месторождении приводится снизу вверх на основании данных глубокого, структурного и параметрического бурения, проведённого на Давыдовской и сопредельных с ней площадях. Вскрытый разрез представлен архейскими, девонскими, каменноугольными, пермскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями.

Давыдовский лицензионный участок расположен на юго-восточной окраине Волго-Уральской антеклизы, в осевой зоне Бузулукской впадины, в пределах Камелик-Чаганской системы дислокаций.

Вскрытый разрез представлен архейскими, девонскими, каменноугольными, пермскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями.

В региональном тектоническом плане, Камелик-Чаганская система дислокаций представляет собой субширотную, приподнятую по отложениям эйфельско-раннефранского возраста зону, протягивающуюся на расстоянии более 300 км от Павловской седловины на востоке до Пугачевского свода на западе.

К продуктивным пластам на Давыдовском месторождении относятся: пласты Б2 бобриковского, Д3-0, Д3-2 ардатовского, Д4 воробъевского и Д5 клинцовско-мосоловского горизонтов.

Нефти Давыдовского месторождения характеризуются высокой газонасыщенностью, наличием кондиционных промышленных содержаний этана и гелия в растворённом газе, практическим отсутствии сероводорода и повышенным содержанием парафинов.

Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта Д5 Давыдовского месторождения объемным методом.