Геологическая часть (стр. 6 )

Керн из пласта БII/ отбирался в тех же скважинах, что и из пласта Т1.

Нефтяная залежь пласта БII/ по данным исследований керна изучена по 16 кондиционным определениям пористости, 3 – проницаемости. Значение пористости колеблется от 13,0% до 23,5%, составляя в среднем 19,7%, проницаемости – от 0,156 до 0,747 в среднем 0,463 мкм2.

По материалам ГИС значение пористости (6 определений) изменяется от 16,4% до 22,0%, составляя в среднем 19,0%. Средневзвешенное значение пористости составляет 20,0%.

По материалам ГИС значение нефтенасыщенности (5 определений) изменяется от 0,75 до 0,95 доли ед., составляя в среднем 0,91. Средневзвешенное значение нефтенасыщенности по эффективным толщинам равно 0,94 доли ед.

Каждый из охарактеризованных выше продуктивных пластов перекрыт породами, способствующими сохранению в их пределах нефтяных залежей. Породы-покрышки, как правило, представлены плотными, непроницаемыми разностями.

Для пласта БII/ покрышкой служат одновозрастные аргиллиты и плотные, глинистые известняки тульского горизонта.

Покрышкой для продуктивного пласта Т1 являются терригенные образования бобриковского горизонта – аргиллиты темно-серые, каолинитово-гидрослюдистые, лежащие в его основании, и перекрывающие их плотные песчаники, алевролиты, аргиллиты, переслаивающиеся между собой.

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

По состоянию на 01.01.2013г. на государственном балансе в целом по месторождению числятся запасы углеводородов по категории А+В: нефти (геологические/извлекаемые) - 2918/1522 тыс. т, в т. ч. в пределах лицензионного участка - 2606/1361 тыс. т; извлекаемые запасы растворенного газа - 35 млн. м3, в т. ч. в пределах лицензионного участка 32 млн. м3.

Основные запасы нефти сосредоточены в турнейской залежи.

Ниже представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на 1 января 2015 г. по пласту Т1 Каменского месторождения.

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

Таблица 1.6

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа пласта Т1 Каменского месторождения

Параметры	Обозначения	Пласт Т1
Категория запасов		А
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	1967,5
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	12
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,13
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,909
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,948
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	γ	0,872
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,527
Газовый фактор, м3/т	g	25,3
Накопленная добыча нефти из пласта Т1, тыс. т. на 01.01.2015 г.	1015,2

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 =1967,5·12,00·0,13·0,909·0,872·0,948=2306,36 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 2306,36 · 0,527 = 1215,45 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.. =1015,20 тыс. т

Qост. бал. = 2306,36 - 1015,2= 1291,16 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 1215,45 - 1015,2 = 200,25 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 2306,36 - 25,30 = 58350,91 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 1215,45·25,30 = 30750,88 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2014 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =1015,20·25,30 = 25684,56 тыс. мі

Vост бал = Vбал - Vдоб,  (1.8)

Vост бал = 58350,91 - 25684,56 = 32666,35 тыс. мі

Vост изв = Vизв - Vдоб,  (1.9)

Vост изв = 30750,88 - 25684,56 = 5066,32 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
2306,36	1215,45	1291,16	200,25	58350,91	30750,88	32666,35	5066,32

Выводы

Месторождение находится в Бугурусланском районе Оренбургской области в 17 км севернее районного центра г. Бугуруслан.

Ближайшие нефтяные месторождения: Саврушинское, Херсонское, Ново-кудринское, Карповское, Северо-Красноярское.

Гидрографическая сеть непосредственно на площади месторождения представлена речкой Турхановка. Здесь находится ее верховье. Речка является правым притоком р. Бол. Кинеля.

Месторождение находится в районе с хорошо развитой инфраструктурой.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к юго-восточной части Саврушинской структурной зоны и связано с одноименным локальным под-нятием. В региональном плане эта зона по поверхности кристаллического фунда-мента соответствует северному борту Серноводско-Абдулинского авлакогена, раз-деляющего Татарский и Жигулевско-Оренбургский своды.

Промышленная нефтеносность установлена в терригенных отложениях бобриковского горизонта (пласт Б2-1) и карбонатных отложениях турнейского яруса (пласт Т1) нижнего карбона.

Пласт Б2-1 представлен песчаниками и алевролитами.

Тип коллектора - терригенный, поровый.

Залежь нефти пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры - 1,0 Ч 1,5 км, этаж нефтеносности - 27,4 м.

Свойства нефти изучены по двум глубинным и пяти поверхностным пробам из двух скважин.

Нефть битуминозная, с повышенной вязкостью, высокосернистая, высокопарафинистая, высокосмолистая.

Пласт Т1 сложен известняками.

Тип коллектора - карбонатный, поровый.

Залежь нефти - массивная, размеры - 1.2Ч1.7 км, этаж нефтеносности - 33,2м.

Свойства нефти изучены по семи глубинным и девяти поверхностным пробам из пяти скважин.

Нефть тяжелая, маловязкая, высокосернистая, парафинистая, высокосмолистая.

По состоянию на 01.01.2015г. на государственном балансе в целом по месторождению числятся запасы углеводородов по категории А+В: нефти (геологические/извлекаемые) - 2918/1522 тыс. т, в т. ч. в пределах лицензионного участка - 2606/1361 тыс. т; извлекаемые запасы растворенного газа - 35 млн. м3, в т. ч. в пределах лицензионного участка 32 млн. м3.

В разделе представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на 01 января 2015 г. по пласту Т1 Каменского месторождения, который является основным по накопленной добычи нефти объектом разработки.