Геологическая часть (стр. 4 )

Балансовые запасы составляют:

Q бал = 2860·4·0,12 ·0,81·0,821·0,89 = 813 тыс. т

Извлекаемые запасы нефти:

Q изв. = Q бал. · в = 813 · 0,308 = 250 тыс. т.  (1.3)

Добыча нефти на анализируемый период (с начала эксплуатации до 01.01.16 г.) – УQн = 51 тыс. т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.16 г.:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 813 – 51 = 762 тыс. т. 

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16 г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 250 – 51 = 199 тыс. т.

Балансовые запасы газа:

Y бал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Y бал. газа.= 813 · 35,8 / 1000 = 29 млн. мі

Извлекаемые запасы газа:

Y изв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Y изв. газа. = 250 · 35,8 / 1000 = 9 млн. мі

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.16 г.:

Y ост. бал. г=Q ост. бал. · Г  (1.8)

Y ост. бал. г = 762 · 35,8 / 1000 = 27 млн. мі

Остаточные извлекаемые запасы газа на 01.01.16 г.:

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

Y ост. изв. г = 199· 35,8 / 1000 = 17 млн. мі

Таблица 1.6

Начальные и остаточные запасы нефти и газа на 01.01.16 г.

Запасы	Пласт В1	ед. измерения
Центральный участок	Восточный участок	Зуевское поднятие	В ЦЕЛОМ
Qбал	6778	813	2627	10217	тыс. т.
Qизвл	2609	250	982	3842	тыс. т.
Qбал. ост	4731	762	2148	7640	тыс. т.
Qизв. ост	562	199	503	1265	тыс. т.
Yбал	273	29	114	416	млн. мі
Yизвл	105	9	43	157	млн. мі
Yбал. ост	191	27	93	311	млн. мі
Yизв. ост	23	7	22	52	млн. мі

Выводы

В административном отношении Ветлянское месторождение расположено на территории Нефтегорского района Самарской области, в 70 км к юго-востоку от областного центра г. Самара.

В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к водоразделу рек Самара, Съезжая, Ветлянка и Чапаевка.

В региональном тектоническом плане Ветлянское месторождение по поверхности кристаллического фундамента и терригенного девона приурочено к Юго-Западному борту Бузулукской впадины, к району Южно-Куйбышевской депрессии. С севера месторождение ограничено от Кулешовской системы валов Любицко-Подъем-Михайловским девонским грабенообразным прогибом.

В районе Ветлянского месторождения вскрыт осадочный чехол, слагаемый палеозойскими (средняя и верхняя девонская, каменноугольная, пермская система), мезозойскими (триасовая и юрская система), кайнозойскими (неогеновая и четвертичная система) породами, и архейский кристаллический фундамент. Геологическое строение района характеризует общее моноклинальное погружение пород в сторону Прикаспийской впадины, что обуславливает увеличение толщины осадочного чехла в этом направлении.

Месторождение является многокупольным и многопластовым. По степени сложности геологического строения относится к категории сложных.

В настоящем дипломном проекте рассматривается залежь пласта В1 турнейского яруса нижнего карбона.

Промышленные залежи нефти приурочены к Центральному и Восточному участкам собственно Ветлянского поднятия и к Зуевскому поднятию. Все залежи относятся к пластовому типу, с обширной водонефтяной зоной. Покрышкой для залежей служит пачка плотных глин и алевролитов, залегающая в подошве бобриковского горизонта.

Коэффициент пористости по пласту составляет 12-13%, средний коэффициент нефтенасыщенности пласта 81-84%, проницаемость 9-19,5 мДа.

Коэффициент песчанистости по залежам составляет – 0,27-0,52, расчлененность – 5,7-7,9.

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти пласта В1в пределах 0,765-0,804 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 5,95-6,135 МПа, динамическая вязкость пластовой нефти 2,03-2,83 мПаЧс.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти по пласту 0,821-0,846 г/см3, газовый фактор 35,8-43,4 м3/т, объёмный коэффициент 1,114-1,123.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,35-1,68 %), малосмолистая и смолистая (4,2-5,92%), парафинистая и высокопарафинистая (4,63-6,36 %).

Вода пласта В1 характеризуется плотностью 1,168-1,180 г/см3, минерализацией 254,52-279,76 г/л, первой соленостью 88,85-91,08 %-экв. Содержание кальция 6,11-7,82 г/л, магния 1,34-1,95 г/л, сульфатов 0,79-1,04 г/л.

В разделе выполнен расчет запасов нефти и газа (балансовых и извлекаемых) производится на начало разработки и по состоянию на 01.01.16 года. Подсчет производился объемным методом. В целом по пласту В1 (суммарно по трем залежам) запасы нефти составили:

- балансовые (начальные/текущие) - 10217/7640 тыс. т

- извлекаемые (начальные/текущие) - 3842/1265 тыс. т.