Геологическая часть (стр. 4 )

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти пласта

Наименование	Пласт Б2
Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
скв.	проб
Вязкость, мПа*с:
При 20*С	1	4	44,60-49,78	47,44
При 50*С	-	-	-	-
Температура застывания, °С	1	1	-4	-4
Температура насыщения парафином, °С	-	-	-	-
Массовое содержание, %	серы	1	4	2.67-2.82	2.76
смол силикагелевых	1	3	13.80-14.64	14.22
асфальтенов	1	3	1.90-3.58	2.72
парафинов	1	4	6.62-6.80	6.69
Объемный выход фракций, %	Н. К. - 100°С	1	4	4-6	5
до 150°С	1	4	10-12	11
до 200°С	1	4	17-20	18
до 300°С	1	4	34-36	35

Продолжение таблицы 1.4

Наименование	Пласт В1
Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
скв.	проб
Вязкость, мПа*с:
при 20°С	2	2	67.06-75.50	71.28
при 50°С	-	-	-	-
Температура застывания, °С	1	1	-9	-9
Температура насыщения парафином, °С	-	-	-	-
Массовое содержание, %	серы	3	3	3.05-3.51	3.35
смол силикагелевых	3	3	13.30-17.36	15.67
асфальтенов	3	3	4.06-6.40	4.90
парафинов	2	2	4.01-4.30	4.16
Объемный выход фракций, %	Н. К. - 100*С	3	3	4-5	5
до 150*С	3	3	12-14	13
до 200*С	3	3	19-22	20
до 300*С	3	3	34-38	35

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом.

Расчет запасов нефти и газа (балансовых, извлекаемых и остаточных) производится на 01.01.16 года. Подсчет производится объемным методом [15].

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 1.5

Исходные данные

Параметры	Б2 Запад	Б2 Восток	В1 Запад	В1 Восток	В1 Юг
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2	3398	6595	1880	2690	63
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м	7,1	3,5	13,2	5,8	2,4
Коэффициент пористости m, доли ед.	19,2	20,2	10,6	11,6	10,5
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед.	0,818	0,822	0,744	0,694	0,704
Плотность нефти с, г/м3	0,8893	0,8893	0,8904	0,8904	0,8904
Объемный коэффициент нефти В, доли ед.	1,0406	1,0406	1,0395	1,0395	1,0395
Пересчетный коэффициент θ, доли ед.	0,961	0,961	0,962	0,962	0,962
Газовый фактор Г, м3/т	21,1	21,1	16,9	16,9	16,9
Коэффициент извлечения нефти, в	0,509	0,445	0,407	0,305	0,267
Накопленная добыча нефти УQн на 01.01.2016 г., тыс. т	1256,9	461,7

Для примера, приведем подробный расчет по залежи пласта Б2 Западного участка, по остальным залежам запасы считаются аналогично.

Балансовые запасы (по Западному участку пласта Б2) составляют:

Q бал = 3398·7,1·0,192 ·0,818·0,8893·0,961 = 3238 тыс. т

Извлекаемые запасы нефти (по Западному участку пласта Б2):

Q изв. = Q бал. · в = 3238· 0,509 = 1648 тыс. т.  (1.3)

Добыча нефти на анализируемый период (с начала эксплуатации до 01.01.16г.) по пласту Б2в целом составляет  – УQн = 1256,9 тыс. т. Чтобы определить остаточные запасы по пласту Б2 в целом, надо просуммировать начальные запасы по залежам Западного и Восточного участка.

Суммарные запасы по пласту Б2 в целом по расчету составят:

Балансовые  3238+3275 = 6514 тыс. т

Извлекаемые 1648+1458 = 3106 тыс. т

Остаточные балансовые запасы нефти (суммарные по пласту Б2) на 01.01.16г.:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 6514– 1256,9= 5256,1 тыс. т. 

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 3106– 1256,9= 1848,1 тыс. т.

Балансовые запасы газа (по Западному участку пласта Б2):

Q бал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Q бал. газа.= 3238· 21,1 / 1000 = 68 млн. мі

Извлекаемые запасы газа (по Западному участку пласта Б2):

Q изв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Q изв. газа. = 1648· 21,1 / 1000= 35 млн. мі

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.16г. в целом по пласту Б2 рассчитываются следующим образом:

Qост. бал. г=Qост. бал. · Г  (1.8)

Qост. бал. г = 5256,1· 21,1 / 1000 = 111 млн. мі

Остаточные извлекаемые запасы газа на 01.01.16г.:

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

Q ост. изв. г = 1848,1· 21,1 / 1000 = 39 млн. мі

Аналогичным образом рассчитаны запасы нефти и газа по пласту В1 – вначале рассчитаны запасы по каждой залежи (Запад, Восток, Юг). Затем, для нахождения остаточных запасов, просуммированы начальные по залежам, из которых вычитается накопленная добыча нефти в целом по пласту. Результаты расчетов сведены в таблицу 1.6.

Таблица 1.6

Начальные и остаточные запасы нефти и газа на 01.01.16 г.

Запасы	Б2 Запад	Б2 Восток	В1 Запад	В1 Восток	В1 Юг	Объект Б2+В1
Qбал	3238	3275	1676	1076	10	9275	тыс. т.
Qизвл	1648	1457	682	328	3	4118	тыс. т.
Qбал. ост	5256,1	2300	7556	тыс. т.
Qизв. ост	1848,1	551	2399	тыс. т.
Yбал	68	69	28	18	0	184	млн. мі
Yизвл	35	31	12	6	0	83	млн. мі
Yбал. ост	111	39	150	млн. мі
Yизв. ост	39	9	48	млн. мі

Выводы.

В административном отношении Якушкинское нефтяное месторождение находится в Сергиевском районе Самарской области. В орогидрографическом отношении месторождение расположено на водоразделе рек Шунгут и Сок. Климат района континентальный: с сухим жарким летом и холодной зимой.

По данным геофизических исследований, геологический разрез Якушкинского месторождения представлен породами бавлинской свиты, отложениями среднего и верхнего девона, нижнего, среднего и верхнего карбона, нижней и верхней перми и четвертичными отложениями. Наиболее хорошо изученными и продуктивными являются отложения среднего и нижнего карбона.

Якушкинское месторождение находится в Сергиевском нефтеносном районе Средне-Волжской нефтегазоносной области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В региональном тектоническом плане месторождение приурочено к осевой части Камско-Кинельской системы прогибов Серноводско-Шунгутского вала Южно-Татарского свода.

На Якушкинском месторождении промышленная нефтеносность установлена в продуктивных отложениях среднего и нижнего карбона. В настоящем дипломном проекте рассмотрены пласты Б2 и В1 нижнего карбона.

Пласт В1 представлен тремя залежами – западной, восточной и южной. Средняя глубина залегания кровли 1360 м. Значение пористости по залежам составляет 10,5-11,6%, начальная нефтенасыщенность 69,4-74,4%, проницаемость составляет 0,029 мкм2. Расчлененность залежей изменяется от 1 до 3,6, коэффициент песчанистости составляет 0,53-0,655.

Плотность пластовой нефти 0,8765 г/см3, давление насыщения нефти газом 3,66 МПА, газосодержание 18,8 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 21,4 мПа с. После разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,8904 г/см3, газовый фактор 16,9 м3/т, объемный коэффициент 1,040, динамическая вязкость разгазированной нефти 71,28 мПа с. По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 3,35%), высокосмолистая (15,67%), парафиновая (4,16%).

Общая минерализация пластовой воды пласта В1 составляет 684,7 мг. экв/100г, удельный вес 1,1617. Первая соленость вод равна 82,8%. Коэффициент метаморфизации составляет 2,85, коэффициент сульфатности – 0,64.

Пласт Б2 нефтеносен на западном и восточном участках. Средняя глубина залегания кровли 1335 м. Значение пористости по залежам составляет 19,2-20,2%, начальная нефтенасыщенность 81,8-82,2%, проницаемость составляет 0,1-0,137 мкм2. Расчлененность залежей изменяется от 2,4 до 2,6, коэффициент песчанистости составляет 0,4-0,67.

Плотность пластовой нефти 0,8780 г/см3, давление насыщения нефти газом 5,24 МПа, газосодержание 23,1 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 21,22 мПа с. После разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,8893 г/см3, газовый фактор 21,1 м3/т, объемный коэффициент 1,041, динамическая вязкость разгазированной нефти 47,44 мПа с. По товарной характеристике нефть выфсокосернистая (массовое содержание серы 2,76%), смолистая (14,22%), высокопарафиновая (6,69%).

Пластовые воды пласта Б2 характеризуются незначительной водообильностью. Общая минерализация вод составляет 645-745 мг. экв/100г. Величина первой солености S1=80-83, средний коэффициент метаморфизации равен 2,91, коэффициент сульфатности колеблется в пределах 0,50-0,68. Удельный вес в среднем равен 1,160-1,163 г/см3.

В разделе приведен расчет начальных запасов нефти и газа (балансовых и извлекаемых) по каждой залежи, а так же остаточных запасов нефти и газа по пластам Б2 и В1и в целом по объекту Б2+В1.