Геологическая часть (стр. 5 )

Ниже представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на 1 января 2016 г. по пластам Ао` и Ао отдельно, т. к. они не выделены в один объект.

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 1.5

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа

Параметры	Обозначения	Ао`	Ао
Категория запасов		А+В+С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	4964
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	8,2
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,213
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,849
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,898
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	γ	0,822
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,511
Газовый фактор, м3/т	g	44,5
Накопленная добыча нефти из пласта, тыс. т. на 01.01.2016 г.	Qдоб	1702,8

Пласт Ао`

       Qбал =4964,0·8,20·0,21·0,849·0,822·0,898=5433,52 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 5433,52 · 0,511= 2776,53 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти пласта Ао`на 01.01.2016 г.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =1702,80 тыс. т

Qост. бал. = 5433,52 - 1702,8= 3730,72 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 2776,53 - 1702,8=1073,73 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа пласта Ао`

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 5433,52 · 44,50·=241791,60 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 2776,53·44,50= 123555,60 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа пласта Ао`на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =1702,80·44,50= 75774,60 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 3730,72 · 44,50 = 166017,00 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 1073,73 · 44,50 = 47780,98 тыс. мі

Пласт Ао

       Qбал =5987,0·8,40·0,22·0,859·0,820·0,905=6924,65 тыс. т

Qизв. = 6924,65 · 0,492= 3406,93 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти пласта Ао на 01.01.2016 г.

Qдоб.. =1525,90 тыс. т

Qост. бал. = 6924,65 - 1525,9= 5398,75 тыс. т

Qост. изв.= 3406,93 - 1525,9=1881,03 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа пласта Ао

Vбал. = 6924,65 · 44,30·=306762,00 тыс. мі

Vизв. = 3406,93·44,30= 150927,00 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа пласта Ао на 01.01.2016 г.

Vдоб. =1525,90·44,30= 67597,37 тыс. мі

Vост бал = 5398,75 · 44,30 = 239164,60 тыс. мі

Vост изв = 1881,03 · 44,30 = 83329,63 тыс. мі

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
Пласт Ао`
5433,52	2776,53	3730,72	1073,73	241791,60	123555,60	166017,00	47780,98
Пласт Ао
6924,65	3406,93	5398,75	1881,03	306762,00	150927,00	239164,60	83329,63

Выводы

В административном отношении Южно-Неприковское месторождение расположено на территории Борского административного района в 90 км к востоку от г. Самары.

Южно-Неприковское месторождение располагается в междуречье рек Самары и Кутулука.

Каширский горизонт в верхней своей части представлен известняками светло-серыми и серыми, реже коричневыми, известняки органогенные и кристаллические, местами пелитоморфные, трещиноватые, неравномерно пористые. В нижней части каширского горизонта залегают известняки серые и темно-серые, органогенные и органогенно-обломочные, участками сульфатизированные, с включениями пирита. Толщина каширского горизонта – 81-100 м.

В региональном тектоническом плане рассматриваемая площадь приурочена к северной части Бузулукской впадины, а по осадочным отложениям к юго-восточной прибортовой зоне Мухано-Ероховского прогиба, входящего в Камско-Кинельскую систему прогибов, представленного на данной территории увеличением толщины терригенных отложений нижнего карбона, включающих породы елховского, радаевского, бобриковского и тульского горизонтов.

По товарной характеристике нефть пластов Ао` и Ао сернистая, малосмолистая, парафинистая и высокопарафинистая.

Подсчитанные в работе запасы нефти и газа объемным методом, соответсвуют запасам, числящамся на балансе.