Геологическая часть (стр. 5 )

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	Бобриковский горизонт (пласт Б2)	Турнейский ярус (пласт В1)
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2	8363	10172
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м	3	6,3
Коэффициент пористости m, доли ед.	0,18	0,12
Коэффициент нефтенасыщеностиKн, доли ед.	0,85	0,89
Плотность нефти с, г/м3	0,8742	0,8706
Объемный коэффициент нефти В, доли ед.	1,054	1,058
Пересчетный коэффициент θ, доли ед.	0,949	0,945
Газовый фактор Г, м3/т	19	23,2
Коэффициент извлечения нефти, в	0,6	0,48
Накопленная добыча нефти УQн на 01.01.2016 г., тыс. т	1455,9	2255,3

Для примера расчет приведен по турнейскому пластуВ1. По бобриковскому пласту Б2 расчеты проведены аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 1.9.

Балансовые запасы составляют:

Q бал = 10172·6,3·0,12 ·0,89·0,8706·0,945 = 5632 тыс. т

Извлекаемые запасы нефти:

Qизв. = Q бал. · в = 5632 · 0,480 = 2703 тыс. т.  (1.3)

Добыча нефти на анализируемый период (с начала эксплуатации до 01.01.16 г.) – УQн = 2255,3 тыс. т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.16 г.:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 5632 – 2255= 3377 тыс. т. 

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16 г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 2703 – 2255= 448 тыс. т.

Балансовые запасы газа:

Y бал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Yбал. газа.= 5632 · 23,2 / 1000 = 131 млн. мі

Извлекаемые запасы газа:

Yизв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Yизв. газа. = 2703 · 23,2/ 1000 = 63 млн. мі

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.16 г.:

Y ост. бал. г=Qост. бал. · Г  (1.8)

Y ост. бал. г = 3377 · 23,2/ 1000 = 78 млн. мі

Остаточные извлекаемые запасы газа на 01.01.16 г.:

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

Yост. изв. г = 448· 23,2/ 1000 = 10 млн. мі

Выводы

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

Полезные ископаемые в районе месторождения представлены глинами, песками, суглинками, галечниками.

В орогидрографическом отношении рассматриваемая площадь расположена на слабо-всхолмленном плато, являющимся частью пологого северного склона водораздела между реками Большой Кинель и Малый Кинель.

Глубокими скважинами на Березовском месторождении вскрыты породы кристаллического фундамента и осадочные образования девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов.

В тектоническом отношении (рисунок 1.3) Березовское месторождение расположено в северной части Бузулукской впадины в современном структурном плане – в пределах Камско-Кинельской системы прогибов Боровско-Залесовской зоны поднятий, характеризующейся хорошим  соответствием структурных планов, незначительными размерами поднятий с небольшими амплитудами.

В бобриковских отложениях установлены четыре залежи нефти, приуроченные к Южному (район скв.64), Западному (район скв.57), Северному (район скв.62) и Восточному (район скв.63) куполам. Все четыре залежи пласта Б2 относятся к пластовым сводовым, коллектор − терригенный поровый.

Втурнейских отложениях установлены четыре залежи нефти, приуроченные к Южному (район скв.64), Западному (район скв.57), Северному (район скв.62) и Восточному (район скв.63) куполам. Тип залежей - массивный, коллектор − карбонатный поровый.

Бобриковские отложения характеризуются хорошими коллекторскими свойствами – пористость составляет 17-19% ,начальная нефтенасыщенность 80-86%. Проницаемость по пласту составляет 299-638 мкм2.

Турнейские отложения характеризуются ухудшенными коллекторскими свойствами – пористость составляет 10-12% ,начальная нефтенасыщенность 80-91%. Проницаемость по пласту составляет 59-158 мкм2.

В пластовых условиях нефти отложений характеризуются средней плотностью 844,3-867,2 кг/м3, средними значениями вязкости 6,63-13,72 мПа*с. Нефти сернистые (содержание серы 2,7-4,34%), высокопарафинистые (5,5-7,56%). Сероводород содержится только в нефти залежей в районе скв.57.

В разделе представлен расчет запасов нефти и газа (балансовых и извлекаемых) на начало разработки и по состоянию на 01.01.16 года. Подсчет производился объемным методом.

Таблица 1.9

Начальные и остаточные запасы нефти и газа на 01.01.16 г.

Параметры	Бобриковский горизонт (пласт Б2)	Турнейский ярус (пласт В1)	ед. измерения
Qбал	3184	5632	тыс. т.
Qизвл	1910	2703	тыс. т.
Qбал. ост	1728	3377	тыс. т.
Qизв. ост	454	448	тыс. т.
Yбал	60	131	млн. мі
Yизвл	36	63	млн. мі
Yбал. ост	33	78	млн. мі
Yизв. ост	9	10	млн. мі