Геологическая часть (стр. 5 )

Таблица 1.2

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Б2

1.9 Подсчёт запасов нефти и газа объёмным 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 2016 г.

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа пласта Б2 Юго-Восточного купола Саврушинского месторождения, представлена в табл. 1.3.

Таблица 1.3

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа пласта Б2 Юго-Восточного купола Саврушинского месторождения

Параметры	Обозначения	Пласт Б2
Категория запасов		А+В+С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	5962,5
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	5,07
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,194
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,848
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,932
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	1,163
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,57
Газовый фактор, м3/т	g	27,8
Накопленная добыча нефти из пласта Б2, тыс. т. на 01.01.2016г.	805

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 =5962,5·5,07·0,19·0,848·1,163·0,932=5390,51 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 5390,51 · 0,570= 3072,59 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.

Для подсчета остаточных запасов нефти на 01 января 2016 года, необходимо знать, сколько добыто нефти из пласта в период с 1968 года по 2016 год.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =805,00 тыс. т

Qост. бал. = 5390,51 - 805,0= 4585,51 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 3072,59 - 805,0=2267,59 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 5390,51 · 27,80·=149856,20 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 3072,59·27,80= 85418,00 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =805,00·27,80= 22379,00 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 4585,51 · 27,80 = 127477,20 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 2267,59 · 27,80 = 63039,00 тыс. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2016 года представлены в табл. 1.4.

Таблица 1.4

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
5390,51	3072,59	4585,51	2267,59	149856,20	85418,00	127477,20	63039,00

ВЫВОДЫ

Саврушинское нефтяное месторождение в административном отношении расположено на территории двух областей: Бугурусланском районе Оренбургской области и Похвистневском районе Самарской области.

Участок месторождения находится на правобережье р. Бол. Кинель, в верховьях речек Анлы, Савруша, Тылкаш, в южных отрогах Бугульминско - Белебеевской возвышенности.

Саврушинское месторождение расположено в пределах Северо-Кинельского нефтегазоносного района Оренбургской области.

Скважинами, пробуренными на Саврушинском месторождении, породы кристаллического фундамента не вскрыты. Здесь самыми древними оказались отложения бавлинской серии.

Пласт Б2. Северо-Западное поднятие. Сложен песчаниками и алевролитами.

Залежь нефти пластового типа. Размеры залежи 2.5 х 1 – 1.5 км. Этаж нефтеносности 13.4 м.

Пористость изучена по керну (2 определения в одной скважине) и по ГИС (24 определения в 9 скважинах).

Проницаемость определялась по результатам ГДИ (5 определений в 2 скважинах) и по керну (1 определение в 1 скважине).

Нефтенасыщенность определена по ГИС (15 определений в 8 скважинах).

Для проектирования значение пористости принято по ГИС, проницаемости – по ГДИ.

Определение коэффициентов вытеснения нефти и относительных фазовых проницаемостей (ОФП) не проводилось.

Отбор глубинных проб нефти при опробовании скважин не проводился. Поэтому при расчетах приняты параметры нефти, аналогичные для залежи пласта Б2 Юго-восточного купола.

Нефть средняя по плотности, маловязкая.

Пласт Б2. Район скважины 30. Сложен песчаниками и алевролитами.

Залежь нефти пластового типа.  Размеры залежи 2.1 х 1.25  км. Этаж нефтеносности 10.7 м.

Пористость изучена по керну (2 определения в одной скважине) и по ГИС (2 определения в 1 скважине). Проницаемость не определялась.

Нефтенасыщенность определена по ГИС (1 определение в 1 скважине).

Для проектирования значение пористости принято по ГИС, проницаемости – по ГДИ.

Определение коэффициентов вытеснения нефти и относительных фазовых проницаемости (ОФП) не проводилось.

Отбор глубинных проб нефти при опробовании скважин не проводился. Поэтому при расчетах приняты параметры нефти, аналогичные для залежи пласта Б2 Юго-восточного купола.

Нефть средняя по плотности, маловязкая.

Пласт Б2. Юго-восточное поднятие. Сложен песчаниками и алевролитами, пластового типа. Размеры залежи 4.5 × 1.5 – 2.0 км.  Этаж нефтеносности 17.3 м.

Пористость изучена по керну (9 определений в 6 скважинах) и по ГИС (19 определений в 6 скважинах).

Проницаемость определялась по керну (5 определений в 3 скважинах) и по результатам ГДИ (2 определения в 2 скважинах).

Нефтенасыщенность определена по ГИС (19 определений в 6 скважинах).

Для проектирования значение пористости принято по ГИС, проницаемости – по ГДИ.

Определение коэффициентов вытеснения нефти и относительных фазовых проницаемости (ОФП) не проводилось.

Свойства нефти охарактеризованы четырьмя глубинными и тремя поверхностными пробами.

Нефть средняя по плотности, маловязкая.

Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта Б2 Саврушинского месторождения объёмным методом.