Геологическая часть (стр. 7 )

Таблица 1.4

Свойства и состав пластовых вод

Наименование параметра	Пласты Дк-1, Дк-2
Диапазон изменения	Средние значения
1	2	3
Газосодержание, м3/м3	0,450	0,450
Плотность воды, кг/м3
в стандартных условиях	1192-1193	1192,33
в условиях пласта	1173
Вязкость в условиях пласта, мПа с	0,90
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа х 10-4	4,19
Объемный коэффициент, доли ед.	1,0167
Химический состав вод, (мг/л)/мг-экв./л)
Na+ + K+	62301,03/2708,74-68652,24/2984,88	65675,01/2855,44
Ca+2	36472,8/1820,47-36870/1840,29	36637,6,58/1828,69
Mg+2	5700/468,77-6810/560,05	6260,4/514,86
Cl-	180800/5099,10-186820/5268,88	184004/5189,46
HCO3-	170,8/2,80-450/7,38	270,27/4,43
CO3-2	-	-
SO4-2	130/2,71-330/6,87	244,4/5,09
NH4+	-	-
Br-	-	-
I-	-	-
B+3 (оксид)	-	-
Li+	-	-
Sr+2	-	-
Rb+	-	-
Cs+	-	-
Общая минерализация, г/л	287,3-298,3	293,1
Водородный показатель, pH	4,0-6,0	5,23
Жесткость общая, (мг-экв/л)	2294,09-2400,35	2343,55
Химический тип воды по	хлоркальциевый
Количество исследованных проб (скважин)	3(1)

1.8 Сводная геолого-физическая характеристика

Основные результаты изучения пласта Дк-1 Колганского месторождения по материалам, проведённых на нем исследований сведены в табл. 1.5[1].

Таблица 1.5

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Параметры	Дк-1
основная залежь	р-н скв. 177
Категория запасов	В+С1+С2	С1	С2
Средняя глубина залегания, м	3433,7	3385,6
Тип залежи	пластовая, лит., тект. экр.	пластовая, лит., тект. экр.
Тип коллектора	поровый, каверново-поровый
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	106570	5163	12168
Средняя общая толщина, м	4,66	5,8
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	1,8	3
Коэффициент пористость, доли ед.	0,13	0,16	0,13
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,78	0,85	0,78
Проницаемость, мкм2х10-3	36	54	36
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,40	0,52
Расчлененность	1,36	2,00
Начальная пластовая температура, оС	68	68
Начальное пластовое давление, МПа	35,11	35,11
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	1,15	1,15
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,7819	0,7819
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,847	0,847
Абсолютная отметка ВНК (или УПУ), м	(-3176)	(-3098,5)
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,176	1,176
Содержание серы в нефти, %	1,42	1,148
Содержание парафина в нефти, %	2,25	0,92
Давление насыщения нефти газом, МПа	9,96	9,96
Газосодержание, м3/т	75,0	75,0
Содержание сероводорода,%	нет	нет
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с	0,90	0,90
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,192	1,192
Сжимаемость, 10-4 1/МПа
нефти	12,8	12,8
воды	4,19	4,19
пористой среды	6,060	5,528
Коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа)	3,4	0,7
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,491	0,558	0,491

1.9 Подсчёт запасов нефти и газа объёмным 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 Дк-1 Колганского месторождения, представлена в табл. 1.6.

Таблица 1.6

Сводная таблица подсчётных параметров, запасов нефти и растворенного газа пласта Дк-1 Колганского месторождения

Параметры	Обозначения	Пласт Дк-1
Категория запасов		В+С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	106570
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	1,8
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,13
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,78
Пересчётный коэффициент, д. ед.	θ	0,85
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,847
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,367
Газовый фактор, м3/т	g	75
Накопленная добыча нефти из пласта Дк-1, тыс. т. на 01.01.2016г.	791

Подсчёт балансовых запасов нефти

Для подсчёта балансовых запасов нефти объёмным методом применяется следующая формула:

Qбал = F ∙ h ∙ m ∙ β ∙ с ∙ 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.

с - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/мі

θ - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти в  поверхностных условиях, доли единиц

Qбал =106570,0·1,80·0,13·0,780·0,847·0,850=14003,86 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 14003,86 · 0,367= 5139,42 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.. =791,00 тыс. т

Qост. бал. = 14003,86 - 791,0= 13212,86 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 5139,42 - 791,0=4348,42 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 14003,86 · 75,00·=1050290,00 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 5139,42·75,00= 385456,50 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =791,00·75,00= 59325,00 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 13212,86 · 75,00 = 990964,50 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 4348,42 · 75,00 = 326131,50 тыс. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2016 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
14003,86	5139,42	13212,86	4348,42	1050290,00	385456,50	990964,50	326131,50

ВЫВОДЫ

Колганское месторождение расположено на востоке Оренбургской области в пределах Александровского, Октябрьского и Переволоцкого административных районов Оренбургской области в 90 км к северо-западу от областного центра – г. Оренбурга.

В региональном тектоническом плане Колганское месторождение находится на юго-восточном склоне Волжско-Камской антеклизы, вблизи границы с Предуральским краевым прогибом.

По поверхности кристаллического фундамента описываемый район приурочен к юго-восточному краевому блоку Жигулевско-Оренбурского свода, на сочленении с Урало-Бавлинской синеклизой. Поверхность фундамента изучена только региональными методами (гравиметрическая, аэромагнитная, электроразведочная съёмки). На кристаллическом фундаменте залегают преимущественно терригенные рифейские и вендские породы так называемого промежуточного комплекса; мощность их составляет здесь около 2 км. На вендских слоях с большим стратиграфическим и угловым несогласием лежат породы нижнего девона.

Промышленные залежи нефти установлены в следующих пластах (сверху вниз):

Дк-1, Дк-2 и Дк-4 – тиманского горизонта (верхний девон);

ДI-1, ДI-2 – пашийского горизонта (верхний девон);

ДII - муллинского горизонта (средний девон);

ДIII – ардатовского горизонта (средний девон);

ДV-1 – афонинского горизонта (средний девон);

ДVI-2 – бийского горизонта (средний девон).

Всего в девяти нефтеносных пластах Колганского месторождения выделяются 13 отдельных залежей нефти.

Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта Дк-1 объёмным методом.