Введение Месторождение расположено на территории Сергиевского и Челно-Вершинского районов Самарской области в 115 км к северо-востоку от г. Самары (стр. 4 )

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

В целом по Красногородецкому месторождению на государственном балансе на 1.01.2016 г. числятся следующие начальные запасы нефти (геологические/извлекаемые):

по категории ВС1-6939/3771 тыс. т.;

по категории С2-263/93 тыс. т.;

растворенного газа:

по категории ВС1- 89/49 тыс. т.;

по категории С2- 3/1 тыс. т.;

Основной по величине начальных извлекаемых запасов нефти (2450 тыс. т или 73% запасов месторождения) является залежь нефти пласта Б-2.

Пересчёт запасов нефти и растворенного газа на 01 января 2016 г. по объекту Б-2 приведен ниже. Данные для расчета приведены в табл. 1.5.

Таблица 1.5

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа

Параметры	Обозначения	Пласт Б-2
Категория запасов		В
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	3812
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	5,7
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,21
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,94
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,966
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,9
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,657
Газовый фактор, м3/т	g	13,9
Накопленная добыча нефти, тыс. т. на 01.01.2016 г.	2291

Для подсчета балансовых запасов нефти объемным 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 =3812,0·5,70·0,21·0,940·0,900·0,966=3729,02 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 3729,02 · 0,657= 2449,97 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =2291,00 тыс. т

Qост. бал. = 3729,02 - 2291,0= 1438,02 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 2449,97 - 2291,0=158,97 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 3729,02 · 13,90·=51833,38 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 2449,97·13,90= 34054,58 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =2291,00·13,90= 31844,90 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 1438,02 · 13,90 = 19988,48 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 158,97 · 13,90 = 2209,68 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
3729,02	2449,97	1438,02	158,97	51833,38	34054,58	19988,48	2209,68

Выводы

В административном отношении Красногородецкое месторождение расположено на территории Сергиевского и Челно-Вершинского районов Самарской области в 115 км к северо-северо-востоку от г. Самары.

В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к водоразделу рек Липовка и Кондурча. В непосредственной близости от месторождения протекает река Кильна.

По данным геологических исследований, проведенных в процессе структурного, разведочного и эксплуатационного бурения, разрез представлен породами кристаллического фундамента, отложениями девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов.

Каменноугольная система представлена турнейским, визейским и серпуховским ярусами нижнего отдела, башкирским и московским ярусами среднего отдела, а также верхним отделом.

В региональном тектоническом плане Красногородецкое месторождение по поверхности кристаллического фундамента и терригенному девону расположено на границе Мелекесской впадины и Южно-Татарского свода - крупных тектонических структур I порядка, в пределах Шумолгинского выступа кристаллического фундамента.

Залежь пласта Б-2 приурочена к отложениям бобриковского горизонта и представлена песчаником, залегающим в глинисто-алевролитовой пачке, с включением углистого сланца. Коллекторами служат прослои песчаника кварцевого, разнозернистого, различной степени крепости, участками рыхлого.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 3,59 %), смолистая (11,45 %), парафиновая (3,72 %).

Начальные запасы, подсчитанные объемным методом, пласта Б-2 (геолог/извлек) составили 3729/2450 тыс. т, что соответствует запасам, утвержденным в ГКЗ  в приделах лицензионного участка.

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения

Месторождение открыто в 1979 году, введено в разработку в декабре 1992 года тремя разведочными скважинами: двумя (№№ 10,14) на пласт Б-2 и одной (№12) на пласт В-1.

Всего выполнено три пересчета запасов нефти и семь проектно-технологических документов на разработку Красногородецкого месторождения.

В 1983 году был выполнен «Подсчет запасов нефти и газа Красногородецкого месторождения Куйбышевской области» институтом «Гипровостокнефть» и утвержден ГКЗ СССР (протокол № 000 от 22.10.84 г.).

На основании утвержденных запасов в 1986 г. институтом «Гипровостокнефть»  составлена «Технологическая схема разработки Красногородецкого и Шумолгинского нефтяных месторождений» [1].

В 1991 г. ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть» выполнено «Дополнение к технологической схеме разработки Красногородецкого месторождения» [2], в котором изменились только сроки ввода месторождения в разработку и сроки разбуривания.

В 1993 г. институтом «Гипровостокнефть»  составлена «Технологическая схема разработки пласта Б-2 Красногородецкого месторождения с применением полимерного воздействия» [3].

В 1994 г  институтом «Гипровостокнефть» была выполнена работа  «Оптимизация плотности сетки скважин в целях увеличения нефтеотдачи по Красногородецкому, Шумолгинскому и Горбуновскому  месторождениям» с целью выбора оптимальной плотности сетки скважин.

В 2003 г. была выполнен «Подсчет запасов нефти и растворенного газа по Красногородецкому месторождению» – Самара» и утвержден в  2004 г. ГКЗ [2] (протокол г.). Было выделено еще два объекта разработки с запасами нефти категории С2: пласты А-0 и А-4. Таким образом, на месторождении выделено четыре объекта разработки.

В 2005 г. институтом “Гипровостокнефть” был выполнен «Проект разработки Красногородецкого месторождения», и утвержденный ЦКР МЭ РФ (протокол № 000 от 27.08.03 г.) [4].

При составлении проекта разработки в 2005 г. выявлено, что утвержденные ГКЗ запасы по пласту Б-2 занижены и в рамках проекта разработки был пересчитан КИН и соответственно извлекаемые запасы нефти, которые в 2005 г. утверждены ЦКЗ МПР РФ (протокол г.).

В 2007 г. институтом «Гипровостокнефть» был выполнен «Авторский надзор за выполнением проекта разработки Красногородецкого месторождения» утвержденный ЦКР МПР РФ (протокол № 000 от 12.10.05г.) [5], в котором, не меняя принципиальных положений «Проекта разработки Красногородецкого месторождения» (2005 г.), были скорректированы уровни добычи нефти и геолого-технологические мероприятия.

В 2010 году центр » выполнил «Пересчет запасов нефти и растворенного газа Красногородецкого месторождения», (протокол ГКЗ Роснедра от 01.01.2001г).

В 2010 г. выполнено «Дополнение к проекту разработки Красногородецкого месторождения [6], утвержденный протоколом заседания ТО ЦКР по УР г.

Действующим проектным документом является «Технологический проект разработки Красногородецкого нефтяного месторождения Самарской области», выполненный в 2014 г. «СамараНИПИнефть».

Основные положения по пласту Б-2 следующие:

- перевод скважин с других объектов под добычу нефти – 4;

- ввод скважин из бездействия – 1;

- проведение повторной перфорации и ОПЗ – 1;

- перевод добывающих скважин в пьезометрический фонд – 2:

- перевод скважин на другие объекты;

Все ГТМ проводятся в границах лицензионного участка.

Общий фонд скважин – 45, в т. ч. 36 добывающих, шесть нагнетательных скважин и три ликвидированные, плотность сетки – 10,4 га/скв.

Накопленная добыча нефти – 2815 тыс. т. Достижение КИН – 0,657. Коэффициент охвата – 0,936 при Квыт – 0,702.

В том числе в границах Л. У.:

Общий фонд скважин – 45, в т. ч. 36 добывающих, шесть нагнетательных скважин и три ликвидированные, плотность сетки – 7,7 га/скв.

Накопленная добыча нефти – 2450 тыс. т. Достижение КИН – 0,657. Коэффициент охвата – 0,936 при КВЫТ – 0,702.

2.2 Анализ текущего состояния разработки пласта Б-2

По состоянию на 01.01.2016 г. по объекту Б-2 числятся начальные запасы нефти по категории В в количестве: геологические – 4284 тыс. т; извлекаемые – 2815 тыс. т.