Геологическая часть (стр. 6 )

Другие физико-гидродинамические характеристики пластов, в связи с отсутствием исследований на собственном керне, также приводятся на основании имеющихся исследований керна месторождений Оренбургской области.

При обосновании физико-гидродинамических характеристик пластов Б2 и Т1 использовались обобщенные результаты геофизических и гидродинамических исследований скважин Карповского месторождения; по ним приняты значения пористости, начальной нефтенасыщенности, и проницаемости, рассчитанные либо по принятым при пересчете запасов петрофизическим зависимостям, либо по ГДИ.

В соответствии со схемой нефтегеологического районирования Карповское месторождение относится к Большекинельской зоне Северо-Кинельского нефтегазо-носного района. Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются Западно-Степановское и Журавлевско-Степановское. Основная добыча на этих месторождениях приходится на нефтяные залежи турнейского яруса.

Особенности геологического строения продуктивных объектов:

- нефтеносность на месторождении  выявлена в терригенных и карбонатных отложениях нижнего карбона;

- залежи нефти имеют, в основном, средние размеры и относительно средние этажи нефтеносности (до 18 метров);

- продуктивный пласт Б2 характеризуется невыдержанностью по разрезу, пласт Т1 выдержан по площади и по разрезу;

- в зависимости от структурного положения, литологической характеристики коллекторов и фациальной изменчивости на месторождении выделяются массивный (пласт Т1) и пластово-сводовый литологически экранированный (пласт Б2) типы залежей;

- тип коллекторов - поровый;

- контуры нефтеносности приняты по абсолютным отметкам, соответствующим уровням ВНК.

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Карповского месторождения приведена в таблице 1.8.

Таблица 1.8

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Параметры	Б2	Т1
Средняя глубина залегания, м	1671	1689
Тип залежи	пласто-свод. литологич. экран.	массивный
Тип коллектора	поровый терригенный	поровый карбонатный
Площадь нефтеносности, тыс. м2	7829	16764
Средняя общая толщина, м	15,6	32,4
Эффектив. нефтенасыщ. толщина, м	2,2	6
Пористость, доли ед.	0,185	0,12
Нефтенасыщенность, доли ед.	0,8	0,86
Проницаемость, мкм2Ч10-3	450	26
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,727	0,74
Расчлененность, ед.	1,7	2,48
Начальная пластовая температура, оС	34	34
Начальное пластовое давление, МПа	16,7	17,5
Вязкость нефти в пластовых усл., мПа·с	5,8	7,8
Плотность нефти в пластовых усл., т/м3	0,838	0,84
в стандартных условиях, т/м3	0,866	0,88
Абсолютная отметка ВНК, м	1494,0 - 1499,1	1512,2-1521,9
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,07	1,064
Давление насыщения нефти газом, МПа	5,5	5,7
Газосодержание, м3/т	28,9	30
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	1,27	1,26
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,172	1,173
Коэффициент сжимаемости, 10-4 1/МПа
нефти	7,5	8,6
воды	-	4,4*
породы	-	4,1*
Коэффициент вытеснения нефти, доли ед.	0,68	0,62

* по аналогии с Донецко-Сыртовским месторождением

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.

Карповского месторождения разрабатывается с 1970 года.

Несмотря на длительный срок эксплуатации, месторождение не доизучено.

Основным объектом разработки Карповского месторождения являются карбонатные отложения турнейского яруса, в которых сосредоточено 93,2 % от всех запасов по месторождению.

Ниже представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на 1 января 2015 г. по пласту Т1 Карповского месторождения, который является основным объектом разработки.

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 1.9

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа пласта Т1

Параметры	Обозначения	Пласт Т1
Категория запасов		В+С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	16764
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	6
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,12
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,86
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,94
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	γ	0,88
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,455
Газовый фактор, м3/т	g	30
Накопленная добыча нефти из пласта Т1, тыс. т. на 01.01.2015 г.	Qдоб	3428

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 =16764,0·6,00·0,12·0,860·0,880·0,940=8586,56 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 8586,56 · 0,455 = 3906,88 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2015 г.

Для подсчета остаточных запасов нефти на 01 января 2014 года, необходимо знать, сколько добыто нефти из пласта в период по 2014 год.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =3428,00 тыс. т

Qост. бал. = 8586,56 - 3428,0= 5158,56 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 3906,88 - 3428,0 = 478,88 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 8586,56 - 30,00 = 257596,80 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 3906,88·30,00 = 117206,40 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2014 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =3428,00·30,00 = 102840,00 тыс. мі

Vост бал = Vбал - Vдоб,  (1.8)

Vост бал = 257596,80 - 102840,00 = 154756,80 тыс. мі

Vост изв = Vизв - Vдоб,  (1.9)

Vост изв = 117206,40 - 102840,00 = 14366,40 тыс. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2015 года представлены в табл. 1.10.

Таблица 1.10

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
8586,56	3906,88	5158,56	478,88	257596,80	117206,40	154756,80	14366,40

Выводы

В административном отношении Карповское месторождение расположено в Бугурусланском районе в 10 км к северу от г. Бугуруслана.

В орогидрографическом отношении район расположен на правобережье реки Большой Кинель и представляет собой возвышенное плато.

На территории Карповского месторождения расположены питьевые водозаборы г. Бугуруслана: Кармалинский, Турхановский и Михайловский.

Южнее месторождения по долине ручья Кармалка действует водозабор пресных подземных вод нижнетатарского терригенного комплекса, который является наиболее перспективным для организации хозяйственно-питьевого водоснабжения Карповского месторождения.

Для обеспечения системы заводнения на месторождении используется вода с Благодаровского водозабора, имеющего лицензию на добычу технических вод.

Таким образом, месторождение находится в районе с развитой инфраструктурой. Существенных ограничений для разработки с позиции инфраструктуры, природных условий и климата в настоящее время нет.

В геологическом строении месторождения принимают участие додевонские, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения.

На Карповском месторождении промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях турнейского яруса (пласт В1) и терригенных отложениях бобриковского горизонта (пласт Б2). В настоящей работе  для пласта В1 используется индексация Т1, согласно стратиграфической унифицированной схеме Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Всего открыто шесть залежей: четыре в бобриковском и две в кизеловском горизонтах.

В региональном тектоническом плане по поверхности кристаллического фундамента месторождение расположено в пределах Серноводско-Абдулинского авлакогена.

Нефть пластов высокосернистая – содержание серы 2,19 % масс. (от 1,48 до 3,85); смолистая – смол силикагелевых от 6,35 до 17,43, в среднем 11,5 %; парафиновая 5,2 % (содержание изменяется в пределах 4,2-6,12 %).

В разделе представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на 01 января 2015 г. по пласту Т1.