Геологическая часть (стр. 4 )

Геолого-физическая характеристика окских залежей Богатыревского месторождения

Параметры	Барин. поднятие	Лебяж. поднятие	Северо-Парфен-й купол	Южно-Парфеновский купол
О-1,О-2,О-3	О-1,О-2, О-3,О-4	О-1,О-2	О-1	О-2
Категория	А	А	С1	С1/C2	В/С1
Средняя глубина залегания, м	2024	1969	2006	1990	2010
Тип залежи	неполнопл.	неполно-пласт.	пластовая	пласт. свод., лит. экран.	пласт. свод.
Тип коллектора	карбонат.	карбонат.	карбонат.	карбонат.	карбонат.
Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м2	12526	7193	2441	2010/ 2516	4875/ 1485
Средняя общая толщина, м *	8,1	17,6	5,8	2,0	6,0
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м *	5,3	11,0	3,5	1,8	5,8
Средневзв-ная эффективная нефтенас. толщина, м	3,6	7,2	2,6	1.6/1.9	5.4/4.5
Пористость, %	12	13	11	12	16
Средняя нефтенасыщенность пласта, доли ед.	0,85	0,86	0,81	0,85	0,80
Проницаемость, мкм2	0,016	0,021	0,023	0,023	0,022
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,74	0,68	0,56	0,93	0,97
Расчлененность, доли ед.	2,6	4,2	2,7	1,2	1,3
Начальная пластовая температура, °С	46	46	45	44	44
Начальное пластовое давление, МПа	22,3	22,28	22,04	21,18	21,18
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПаЧс	4,00	3,01	2,72	2,73	2,72
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПаЧс	15,10	9,28	11,39	8,12	11,39
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3	0,822	0,810	0,802	0,78	0,802
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,850	0,847	0,838	0,844	0,838
Абсолютная отметка ВНК, м	-1929	-1928	-1921,6	-1899	-1920,9
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,070	1,098	1,098	1,143	1,098
Пересчетный коэффициент	0,935	0,911	0,911	0,875	0,911
Содержание серы в нефти, %.	1,87	1,75	1,74	1,56	1,74
Содержание парафина в нефти, %.	4,79	5,21	4,50	5,19	4,50
Давление насыщения нефти газом, МПа	3,87	5,82	6,98	5,98	6,98
Газосодержание нефти, м3 /т	30,40	46,23	49,68	52,13	49,68
Газосодержание после диф. разгазирования, м3 /т	24,50	37,70	39,40	43,04	39,40
Содержание сероводорода, %	0,85	0,26	0,27	─	0,27
Вязкость воды в пластовых условиях, мПаЧс	1,06	1,06	1,08	1,09	1,09
Вязкость воды в поверхностных условиях, мПаЧс
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,1628	1,1628	1,1633	1,1638	1,1638
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,178	1,178	1,178	1,178	1,178
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,564	0,589	0,570	0,590	0,561
Плотность газа по воздуху	1,171	1,105	1,066	1,076	1,066

1.9 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Расчет запасов нефти и газа (балансовых и извлекаемых) производится на начало разработки и по состоянию на 01.01.16 года. Подсчет производится объемным методом по объекту О-1, О-2, О-3 Бариновского поднятия, так как именно этот объект рассматривается в настоящем дипломном проекте.

При подсчёте используется следующая формула объёмного метода [4, 5]:

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 1.7

Исходные данные

Параметры	Бариновское поднятие
О-1,О-2,О-3
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2	12526
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м	5,3
Коэффициент пористости m, доли ед.	12
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед.	0,85
Плотность нефти с, г/м3	0,85
Объемный коэффициент нефти В, доли ед.	1,07
Пересчетный коэффициент θ, доли ед.	0,935
Газовый фактор Г, м3/т	30,4
Коэффициент извлечения нефти, в	0,458
Накопленная добыча нефти УQн на 01.01.2016 г., тыс. т	1383,9

Балансовые запасы составляют:

Q бал = 12526·5,3·0,12 ·0,85·0,85·0,935 = 5379 тыс. т

Извлекаемые запасы нефти:

Q изв. = Q бал. · в = 5379 · 0,458 = 2464 тыс. т.  (1.3)

Добыча нефти на анализируемый период (с начала эксплуатации до 01.01.16 г.) – УQн = 1383,9 тыс. т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.16 г.:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 5379 – 1383,9 = 3995,1 тыс. т. 

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16 г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 2464 – 1383,9 = 1080,1 тыс. т.

Балансовые запасы газа:

Y бал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Y бал. газа.= 5379 · 30,4 / 1000 = 163,5 млн. мі

Извлекаемые запасы газа:

Y изв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Y изв. газа. = 2464 · 30,4 / 1000 = 74,9 млн. мі

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.16 г.:

Y. бал. г=Q ост. бал. · Г  (1.8)

Y. бал. г = 3995,1 · 30,4 / 1000 = 121,5 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 = 1080,1· 30,4 / 1000 = 32,8 млн. мі

Результаты расчетов приведены в таблице 1.8.

Таблица 1.8

Начальные и остаточные запасы нефти и газа на 01.01.16 г.

Параметры	Пласт	ед. измерения
О-1,О-2,О-3
Qбал	5379	тыс. т.
Qизвл	2464	тыс. т.
Qбал. ост	3995,1	тыс. т.
Qизв. ост	1080,1	тыс. т.
Yбал	163,5	млн. мі
Yизвл	74,9	млн. мі
Yбал. ост	121,5	млн. мі
Yизв. ост	32,8	млн. мі

Выводы

В административном отношении Бариновско-Лебяжинское газонефтяное месторождение расположено на территории Нефтегорского и Кинельского районов Самарской области, в 60 км к юго-востоку от областного центра г. Самара.

В орогидрографическом отношении месторождение расположено на левобережье р. Самара в её среднем течении и занимает часть северо–восточного склона водораздела рек Самара и Чапаевка.

В районе Бариновско-Лебяжинского месторождения вскрыт осадочный чехол, слагаемый палеозойскими (девонская, каменноугольная, пермская система), мезозойскими (триасовая и юрская система), кайнозойскими (неогеновая и четвертичная система) породами, и архейский кристаллический фундамент. Для геологического строения района характерно общее моноклинальное погружение пород в сторону Прикаспийской впадины, что обуславливает увеличение толщины осадочного чехла в этом направлении.

Максимально вскрытая толщина разреза Бариновско-Лебяжинского месторождения составляет 3490 м.

В региональном тектоническом плане Бариновско-Лебяжинское месторождение по поверхности кристаллического фундамента и терригенного девона расположено в пределах северо-западной части Бузулукскской впадины и приурочено к крупному тектоническому элементу II порядка – Кулешовскому валу. Для Бариновско-Лебяжинской антиклинальной складки характерно наличие северного крутого крыла и увеличение резкости структурных форм и амплитуды поднятия с глубиной.

Месторождение является многокупольным и многопластовым. Всего в разрезе осадочного чехла установлено 51 нефтяная, 1 газонефтяная и 1 газовая залежи в 17 продуктивных пластах.

Промышленные залежи нефти приурочены к отложениям гжельского яруса (пласт С3-Ia) позднего карбона, каширского горизонта (пласт А-0), башкирского яруса (пласты А-4, А-5) среднего карбона, окского надгоризонта (пласты О-1,О-2,О-3,О-4), тульского (пласт Б-0) и бобриковского (пласты Б-2/, Б-2) горизонтов, турнейского яруса (пласт В-1) раннего карбона, заволжского надгоризонта (пласт Дл), пашийского горизонта (пласты Д-I, Д-II) позднего девона и ардатовского горизонта (пласт Д-III) среднего девона.

В настоящем дипломном проекте рассмотрены пласты окского надгоризонта (О-1,О-2,О-3) раннего карбона на Бариновском поднятии.

Пористость по объекту составляет 12%, начальная нефтенасыщенность 85%, проницаемость достаточно низкая 0,016 мкм2.

Пластовая нефть относится к особо легким – с плотностью 822,0 кг/м3, с незначительной динамической вязкостью 4,00 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 3,87 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 30,40 м3/т.

По результатам расчета дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 850,0 кг/м3, газосодержание – 24,50 м3/т, объёмный коэффициент – 1,070, динамическая вязкость разгазированной нефти – 15,10 мПа·с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 1,87%), смолистая (6,70%), парафинистая (4,79%).

Расчет запасов нефти и газа (балансовых и извлекаемых) производится на начало разработки и по состоянию на 01.01.16 года. Подсчет производится объемным методом по объекту О-1, О-2, О-3 Бариновского поднятия, так как именно этот объект рассматривается в настоящем дипломном проекте.