1 Геологическая часть (стр. 6 )

1.7 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Промышленная нефтеносность установлена в отложениях: такатинского горизонта эмского яруса нижнего девона (пласт ДVll), пашийского горизонта франского яруса верхнего девона (пласты Д0 и Д1), карбонатным отложениям фаменского яруса верхнего девона (пласт ДфII-I), в отложениях турнейского яруса нижнего карбона (пласт Т1). В пределах месторождения выделено 20 залежей нефти: ДVll -2, Д0 -6, Д1-6, ДфII-I-3, Т1-3. Пласты Д0 и Д1 литологически однотипны, и разделены между собой пачкой глинистых пород толщиной от 1,0 до 11,8 м. Пласты имеют единый ВНК, поэтому оба пласта являются единым объектом разработки - основным.

В таблице 1.7 приведена геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Пономаревского месторождения. Наилучшими коолекторскими свойствами обладают пласты пашийского горизонта (Д0 и Д1).

Таблица 1.7

Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

Параметры	Пласты
ДVII	Д1	Д0	ДфII-I	Т1
Средняя глубина залегания кровли, м	2408	2277	2267	1966	1762
Тип залежи	массивная	пластов-свод.  тектонич. экранир.	пластовая литол. и тектонич. осложн.	пластово-сводовая	массивная
Тип коллектора	терригенный	терриген.	терриген.	карбонатн.	карбонатн.
Площадь нефтеносности, тыс. м2  С1/С2	329/-	26107/-	29802/-	24207/12156	2795/1192
Средняя общая толщина пласта, м	12,1	9,9	3,5	13	33
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	5	7,8	3,1	4,5	4,8
Средневзвешенная эф. нефтенасыщенная толщина, м	2	5,5	2,6	3,8	3,4
Пористость, %	14	17	17	6	12
Средная нефтенасыщеность ЧНЗ, д. ед	-	0,92	0,92	0,76	0,89*
Средная нефтенасыщеность ВНЗ, д. ед	0,82***	0,89	0,89	0,76*	-
Проницаемость, мкм2	0,162	0,094	0,157	0,033**	0,029**
Коэффициент песчанистости, д. ед.	0,770	0,920	0,980	0,490	0,61
Расчлененность	2,8	1,5	1,1	4,8	8,4
Начальная пластовая температура, єС	46,0	43,0	43,0	36-37	33*
Начальное пластовое давление, МПа	23,4	24,1	24,1	20,7	18,4*
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с	5,6	2-3,79	2-3,79	5,45	7,89*
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,824	0,774-0,814	0,774-0,814	0,836	0,854*
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,860	0,831-0,846	0,831-0,846	0,862	0,864
Абсолютная отметка  УПУ, м	2153,1- 2157,6	2051,6-2073	2051,6-2073	1755,3-1778,1	1564,8-1590,1
Объемный коэффициент нефти, д. ед.	1,1	1,087-1,156	1,087-1,156	1,074	1,038
Содержание серы в нефти, %	1,1-1,18	1,08-1,11	1,08-1,11	1,97	1,19
Содержание парафина в нефти, %	6,1	4,76-5,02	4,46-5,02	4,38	4,5
Давление насыщения нефти газом, МПа	12,9	8,75-9,58	8,75-9,58	6,41	3,91*
Газосодержание, м3/т	39,7	38,6-63,6	38,6-63,6	33,5	20,3*
Содержание сероводорода, %
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа∙с	1,2	1,2	1,2	1,27	1,3*
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,2	1,2	1,2	1,174	1,156*
Сжимаемость, 1/МПа·10-4
нефти
воды
породы
Коэффициент вытеснения доли ед.	0,498	0,612	0,613	0,502	0,510
* по аналогии с Самодуровским месторождением
** по ГДИ
***  по аналогии с  Подгорненским

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.

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.

Таблица 1.8

Исходные данные

Параметры	ДVII	Д1	Д0	ДфII-I	Т1
Категория запасов	С1	С1	С1	С1	С2	С1	С2
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2	329	26107	29802	24207	12156	2795	1192
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м	5	7,8	3,1	4,5	4,5	4,8	4,8
Коэффициент пористости m, доли ед.	0,14	0,17	0,17	0,06	0,06	0,12	0,12
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед.	-	0,92	0,92	0,76	0,76	0,89	0,89
Плотность нефти с, г/м3	0,86	0,831	0,831	0,862	0,862	0,864	0,864
Объемный коэффициент нефти В, доли ед.	1,1	1,087	1,087	1,074	1,074	1,038	1,038
Пересчетный коэффициент θ, доли ед.	0,909	0,920	0,920	0,931	0,931	0,963	0,963
Газовый фактор Г, м3/т	39,7	51,1	51,1	33,5	33,5	20,3	20,3
Коэффициент извлечения нефти, в	0,345	0,434	0,434	0,398	0,398	0,354	0,354
Накопленная добыча нефти УQн на 01.01.2016 г., тыс. т	10,7	7230,8	328,9	0	107,6	0

Для примера расчет проводится по пласту ДVII.

Балансовые запасы составляют:

Q бал = 329·5,0·0,14 ·0,82·0,86·0,909 = 148 тыс. т

Извлекаемые запасы нефти:

Q изв. = Q бал. · в = 148 · 0,345 = 51 тыс. т.  (1.3)

Добыча нефти на анализируемый период (с начала эксплуатации до 01.01.16 г.) – УQн = 10,7 тыс. т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.16 г.:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 148 – 10,7 = 137,3 тыс. т. 

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16 г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 51 – 10,7  = 40,3 тыс. т.

Балансовые запасы газа:

Y бал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Y бал. газа.= 148 · 39,7 / 1000 = 6 млн. мі

Извлекаемые запасы газа:

Q изв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Y изв. газа. = 51 · 39,7 / 1000 = 2 млн. мі

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.16 г.:

Y ост. бал. г=Q ост. бал. · Г  (1.8)

Y ост. бал. г = 137 · 39,7 / 1000 = 5 млн. мі

Остаточные извлекаемые запасы газа на 01.01.16 г.:

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

Y ост. изв. г = 40· 39,7 / 1000 = 2 млн. мі

Аналогично рассчитаны запасы по каждому продуктивному пласту. Запасы в целом по месторождению получены суммированием соответствующих запасов по пластам. Результаты расчетов представлены в таблице 1.9.

Таблица 1.9

Начальные и остаточные запасы нефти и газа на 01.01.16 г.

Параметры	В целом по месторождению	Ед. измерения
Категория запасов	С1	С2
Запасы нефти
Qбал	40721	2511	тыс. т.
Qизвл	17421	977	тыс. т.
Qбал. ост	33043	2511	тыс. т.
Qизв. ост	9743	977	тыс. т.
Запасы газа
Yбал	1972	77	млн. мі
Yизвл	849	30	млн. мі
Yбал. ост	1589	77	млн. мі
Yизв. ост	466	30	млн. мі

Выводы

В административном отношении Пономаревское месторождение расположено в пределах Пономаревского района Оренбургской области в 8 км от районного центра с. Пономаревка.

В орогидрографическом отношении район относится к степной зоне Оренбургского Предуралья и водораздельного пространства рек Б. Кинель, Садак и Дема, входящих в состав обширного плато – Общий Сырт.

В геологическом строении Пономаревского месторождения принимают участие отложения девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем.

В региональном тектоническом отношении Пономаревское месторождение расположено в восточной части Большекинельского вала в пределах южного борта древней Серноводско-Абдулинской впадины.

Пономаревское месторождение приурочено к ряду локальных поднятий, расположенных на восточной окраине Большекинельского вала. Эти поднятия (Терентьевское, Пономаревское, Отрадненское) достаточно четко выделяются в верхнепермском структурном плане.

Всего на Пономаревском месторождении выявлено и оконтурено 20 залежей приуроченным к продуктивным пластам в отложениях такатинского горизонта эмского яруса нижнего девона (пласт ДVll), пашийского горизонта франского яруса верхнего девона (пласты Д0 и Д1), и карбонатным отложениям фаменского яруса верхнего девона (пласт ДфII-I), выявлены залежи нефти в отложениях турнейского яруса нижнего карбона (пласт Т1).

Наилучшими коолекторскими свойствами обладают пласты пашийского горизонта (Д0 и Д1) – пористость объекта 17%, нефтенасыщенность 92%, проницаемость 94-157 мДа. По остальным пластам коллекторские свойства следующие: пористость 6-14%, нефтенасыщенность 76-89%, проницаемость 29-162 мДа

Нефти всех пластов легкие (плотность в пластовых условиях 0,774-0,854 т/м3), в поверхностных 0,831-0,864 т/м3), маловязкие (вязкость в пластовых условиях 2,0-7,89 мПа∙с). По товарной характеристике нефти сернистые, смолистые, парафиновые и высокопарафиновые.

В дипломном проекте приведен расчет запасов нефти и газа (балансовых, извлекаемых, начальных и остаточных) по всем пластам по состоянию на 01.01.16 года. Подсчет производился объемным методом.