Геологическая часть (стр. 3 )

В пределах Западного купола (район скв.57) плотность нефти в пластовых условиях составляет 0,8441 г/см3, вязкость – 6,63 мПа·с, давление насыщения нефти газом - 4,47 МПа, газосодержание - 29,0 м3/т. В поверхностных условиях плотность нефти - 0,8766 г/см3, вязкость при 20 °С - 30,02 мПа·с, содержание серы  – 2,93 %, парафина - 7,03 %, выход светлых фракций при 300 єС составляет 40,8 %.

На Северном куполе (район скв.62)  нефть в пластовых условиях имеет плотность 0,8443 г/см3, вязкость – 7,43 мПа·с, давление насыщения нефти газом составляет 4,83 МПа, газосодержание - 28,6 м3/т. В поверхностных условиях плотность нефти - 0,8791 г/см3, вязкость при 20 °С –31,2 мм2/с, содержание серы - 2,85 %, парафина - 6,86 %,  выход легких фракций при 300 °С составляет 40 %.

В пределах Восточного купола (район скв.63) плотность нефти в пластовых условиях составляет 0,8672 г/см3, вязкость – 11,36 мПа·с, давление насыщения нефти газом равно 4,45 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти равен 21,1 м3/т. В поверхностных условиях плотность нефти - 0,8951 г/см3, вязкость - 43,6 мПа·с, содержание серы – 3,24 %, парафина - 6,01 %. Выход легких фракций составляет 38,2 % при разгонке нефти до 300єС.

Компонентный состав растворенного в нефти газа изучен по пробе, отобранной из пласта В1 в скв.62 на Северном куполе.

По данным этих исследований попутный газ после однократного разгазирования пластовой нефти содержит 0,16 % сероводорода, 0,86 % углекислого газа, 15,37 % азота. Метан, этан и пропан в составе газа присутствуют в количестве соответственно 18,73 %, 21,52 % и 28,44 %. Абсолютная плотность газа составляет  1,501 кг/м3, относительная плотность по воздуху – 1,246 кг/м3.

В составе попутного газа пласта В1 Березовского месторождения, выделившегося при ступенчатой сепарации в рабочих условиях содержится: сероводород в количестве 0,12 объемных процента, углекислый газ – 0,9 %, азот – 16,55 %. Среднее содержание метана, этана и пропана в газе составляет соответственно 20,81 %; 24,34 % и 27,3 %. Плотность газа по воздуху равна 1,179, абсолютная –1,421 кг/м3.

По своим свойствам нефть всех четырех залежей пласта В1 относится к легким по плотности в пластовых условиях, маловязким, высокосернистым и высокопарафиновым.

По данным стандартных исследований глубинных проб нефти институтом «Гипровостокнефть» (1989 г.) параметры нефти и газа пересчитаны на условия дифференциального разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях, которые были рекомендованы для пересчета запасов по месторождениям объединения «Оренбургнефть». В связи с этим при оперативном подсчете  запасов нефти и газа по Березовскому месторождению к балансу запасов за 2003 г. такие параметры, как плотность нефти, газовый фактор, объемный коэффициент для пластов Б2 и В1 по куполам приняты по данным этих расчетов. Эти же значения приняты при проектировании в данной работе.

Гидрогеологическая характеристика продуктивных пластов Б2 и В1, приводится по результатам гидрогеологических исследований, проводившихся при испытании объектов и данным лабораторного анализа проб воды в химлабораториях НГДУ «Бугурусланнефть» и института «Гипровостокнефть».

Пластовые воды отложений бобриковского горизонта изучались как при опробовании пласта Б2, так и в процессе его разработки. Общая минерализация по данным анализов воды изменяется от 253,0 г/л до 275 г/л, составляя в среднем 260,0 г/л. Плотность воды равна 1,175кг/м3 – 1,177 г/см3 или 1,176 г/см3 в среднем по пласту.

Средние значения содержания кальция, магния, натрия и хлора по пласту соответственно равны: 3,595 г/л, 1,08 г/л, 98,196 г/л и 161,165 г/л. Из микрокомпонентов в пробах присутствует бром (160-176 мг/л). Отмечается повышенное содержание сульфатов (1,7 - 2,4 г/л). Первая соленость по Пальмеру изменяется от 92,8 - 94,9 %. Воды пласта Б2 относятся к хлоркальциевому типу и характеризуются невысокой метаморфизацией.

Химическая характеристика пластовых вод отложений турнейского яруса (пласт В1) изучена по результатам анализов проб, отобранных в период опробования и эксплуатации скважин (1973 – 2002 г. г). Общая минерализация воды в пределах месторождения колеблется от 264,95 г/л до 275,82 г/л, составляя в среднем 270,38 г/л. Плотность пластовой воды изменяется в диапазоне от 1,173 г/см3 до 1,179 г/см3 или в среднем по пласту В1 – 1,175 г/см3.

Среднее содержание таких компонентов как кальций, магний, хлор и натрий находится в количестве, соответственно: 8,0 г/л, 1,84 г/л, 163,585 г/л и 94,836 г/л. Из микрокомпонентов присутствует бром. Среднее содержание брома по пробам достигает 300 мг/л. Первая соленость по Пальмеру по пробам изменяется в пределах 87,0 – 89  % экв.

Воды пласта В1 относятся к хлоркальциевому типу и характеризуются повышенной метаморфизацией.

1.7 Коллекторские свойства пластов

Продуктивные коллекторы Березовского месторождения приурочены к карбонатным отложениям турнейского яруса нижнего карбона и терригенным отложениям бобриковского горизонта.

Материалом для исследований послужили керн и промыслово-геофизические данные.

По данным керна продуктивная часть пласта Б2 представлена песчаниками серыми и темно-серыми, кварцевыми, плотными, крепкими мелкозернистыми, пористыми. В отдельных скважинах наблюдаются песчаники слабосцементированные (скв.64) и рыхлые (скв.511). По описанию шлифов песчаники кварцевые, разнозернистые, местами хорошо отсортированные. Зерна кварца полуокатанные, реже угловатые и окатанные, размером 0,1-0,5 мм,  обломочная часть представлена кварцами и единичными зернами полевого шпата. Цемент порово-пленочный глинистый, участками карбонатный.

По данным керна продуктивный пласт В1 представлен известняками темно-серыми, органогенными, мелкозернистыми, участками порово-кавернозными. По описанию шлифов известняк органогенно-детритусовый, участками со сгустковой структурой, с микрозернистым кальцитом, мелкозернистый. Поры разнородные по генезису, неправильной формы, часто сообщающиеся между собой открытыми трещинками и канальцами. Размеры пор 0,5 – 1,0 мм. Цемент образован межзернистым вторичным кальцитом. Тип коллектора поровый.  По химическому составу на долю кальцита приходится от 50 до 97 %.

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.

Ниже представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на состояние 01 января 2015 г.

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа пласта Б-2 Березовского месторождения, представлена в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа пласта Б-2 Березовского месторождения

Параметры	Обозначения	Пласт Б-2
Категория запасов		АВС1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	8363
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	3,0
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,18
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,85
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,95
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,866
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,6
Газовый фактор, м3/т	g	19
Накопленная добыча нефти из пласта Б-2, тыс. т. на 01.01.2015г.	1636,81

Подсчет балансовых запасов нефти

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 =8363,0·3,00·0,18·0,850·0,866·0,950=3158,03 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 3158,03 · 0,600= 1894,82 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2015 г.

Для подсчета остаточных запасов нефти на 01 января 2015 года, необходимо знать, сколько добыто нефти из пласта в период с 2005 года по 2015 год.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =1636,81 тыс. т

Qост. бал. = 3158,03 - 1636,8= 1521,22 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 1894,82 - 1636,8=258,01 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 3158,03 · 19,00·=60002,57 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 1894,82·19,00= 36001,58 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2015 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =1636,81·19,00= 31099,39 тыс. мі

Vост бал = Vбал - Vдоб,  (1.8)

Vост бал = 60002,57 - 31099,39= 28903,18 тыс. мі

Vост изв = Vизв - Vдоб,  (1.9)

Vост изв = 36001,58 - 31099,39 = 4902,19 тыс. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2015 года представлены в табл. 1.3.

Таблица 1.3

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
3158,03	1894,82	1521,22	258,01	60002,57	36001,58	28903,18	4902,19

Выводы

Березовское месторождение расположено в северо-восточной части Оренбургской области, в 40-45 км к юго-востоку от города Бугуруслана, на территории Асекеевского района.

В орогидрографическом отношении Березовское месторождение расположено на слабовсхолмленном плато, являющимся частью пологого северного склона водораздела между реками Большой Кинель и Малый Кинель.

В тектоническом отношении месторождение находится на восточном продолжении Боровско-Залесской структурной зоны, осложняющей северный внешний борт Муханово-Ероховского прогиба.

Березовское месторождение является многокупольным.

Промышленно нефтегазоносными на месторождении являются терригенные отложения бобриковского горизонта (пласт Б-2) и карбонатные отложения турнейского яруса (пласт В-1).

Пласт Б-2  коллектор сложен пористыми проницаемыми песчаниками и алевролитами. Залежи нефти пластово-сводового типа, приурочены к Южному (район скв.64), Западному (район скв.57), Северному (район скв.62), Восточному (район скв.63)  куполам.

Пласт Т-1 залегает в кровле турнейского яруса, коллектора представлены пористыми органогенными известняками. Залежи распространены на  Южном (район скв.64), Западном (район скв.57), Северном (район скв.62), Восточном (район скв.63)  куполах.

По своим свойствам нефть всех четырех залежей пласта Б-2 относится к легким по плотности в пластовых условиях, средневязким и повышенной вязкости, высокосернистым, высокопарафиновым.

По своим свойствам нефть всех четырех залежей пласта В-1 относится к легким по плотности в пластовых условиях, средневязким и повышенной вязкости, высокосернистым, высокопарафиновым.

Запасы нефти пласта Б-2 Березовского месторождения, подсчитанные объемным методом, составляют:

-начальные балансовые -                        3158,03 тыс. т

-начальные извлекаемые -                        1894,82 тыс. т

-остаточные балансовые на 01.01.15г. –        1521,22 тыс. т

-остаточные извлекаемые на 01.01.15г. –        258,01 тыс. т.