Геологическая часть (стр. 4 )

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 1.6

Исходные данные

Параметры	Агаровская залежь	Емельяновская залежь
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2	1324	2696
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м	2,46	8
Коэффициент пористости m, доли ед.	0,12	0,12
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед.	0,78	0,86
Плотность нефти с, г/м3	0,877	0,877
Объемный коэффициент нефти В, доли ед.	1,0352	1,0352
Пересчетный коэффициент θ, доли ед.	0,966	0,966
Газовый фактор Г, м3/т	21,6	21,6
Коэффициент извлечения нефти, в	0,350	0,500
Накопленная добыча нефти УQн на 01.01.2016 г., тыс. т	86,024	634,239

Расчет для примера проводится по пласту Т1 собственно Агаровской залежи.

Балансовые запасы составляют:

Q бал = 1324·2,46·0,12 ·0,78·0,877·0,966 = 258,3 тыс. т

Извлекаемые запасы нефти:

Q изв. = Q бал. · в = 258,3 · 0,350 = 90,4 тыс. т.  (1.3)

Добыча нефти на анализируемый период (с начала эксплуатации до 01.01.16 г.) – УQн = 495 тыс. т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.16 г.:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 258,3 – 86,024 = 172,2 тыс. т. 

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16 г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 90,4 – 86,024 = 4,4 тыс. т.

Балансовые запасы газа:

Q бал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Q бал. газа.= 258,3 · 21,6 / 1000 = 5,6 млн. мі

Извлекаемые запасы газа:

Q изв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Q изв. газа. = 90,4 · 21,6 / 1000 = 2,0 млн. мі

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.16 г.:

Qост. бал. г=Q ост. бал. · Г  (1.8)

Qост. бал. г = 172,2 · 21,6 / 1000 = 3,7 млн. мі

Остаточные извлекаемые запасы газа на 01.01.16 г.:

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

Q ост. изв. г = 4,4· 21,6 / 1000 = 0,1 млн. мі

Аналогично подсчитаны запасы по Емельяновской залежи. В целом по пласту Т1 Агаровского месторождения запасы получены путем суммирования соответствующих запасов. Результаты подсчета запасов по состоянию на 01.01.16 г. приведены в таблице 1.7.

Таблица 1.7

Начальные и остаточные запасы нефти и газа на 01.01.16 г.

	Агаровская залежь	Емельяновская залежь	Пласт Т1 в целом
Qбал	258,3	1885,7	2143,9	тыс. т.
Qизвл	90,4	942,8	1033,2	тыс. т.
Qбал. ост	172,2	1251,4	1423,7	тыс. т.
Qизв. ост	4,4	308,6	313,0	тыс. т.
Yбал	5,6	40,7	46,3	млн. мі
Yизвл	2,0	20,4	22,3	млн. мі
Yбал. ост	3,7	27,0	30,8	млн. мі
Yизв. ост	0,1	6,7	6,8	млн. мі

Выводы

В административном отношении Агаровское месторождение нефти находится в пределах Матвеевского района Оренбургской области.

Гидрографическая сеть описываемой территории принадлежит бассейну р. Самара и представлена рекой Бол. Кинель с её левыми притоками Суелга, Муртаза, Салынка.

В геологическом строении осадочного чехла в районе месторождения принимают участие отложения рифей-вендского комплекса, среднего и верхнего девона (по аналогии с соседними месторождениями, пробуренные скважины на которых вскрыли рассматриваемые отложения), каменноугольной, пермской и четвертичной систем.

В региональном тектоническом плане Агаровское месторождение нефти расположено в пределах северного внешнего борта Муханово-Ероховского прогиба, который представляет собой крупную и своеобразную (тектоно-седиментационного типа) отрицательную структуру, выделяемую в верхнедевонско-нижнекаменноугольном комплексе.

В нефтегазоносном отношении Агаровское месторождение нефти расположено на северном погружении Бузулукской впадины в пределах Мало-Кинельской зоны нефтегазонакопления и контролируется двумя локальными поднятиями III порядка (Агаровским и Емельяновским), находящимися на восточном продолжении Боровско-Залесской структурной зоны.

На Агаровском месторождении установлен один продуктивный пласт в отложениях турнейского яруса нижнего карбона (Т1), с которыми связаны две залежи, контролируемые собственно Агаровским и Емельяновским поднятиями. Обе залежи относится к массивному типу. В пределах залежей пласт характеризуется высокой степенью неоднородности по разрезу. Средний коэффициент расчлененности продуктивной части пласта равен 7,3 доли ед., коэффициент песчанистости – 0,778 доли ед.

Нефть в поверхностных условиях характеризуется плотностью 877 кг/м3 и относится к средним, высокосмолистым, парафиновым (4,72-5,67 % массовых), высокосернистым (2,54-2,64 % массовых).

В пластовых условиях плотность составляет 857,5 кг/м3, вязкость нефти - около 7,5 мПа•с, давление насыщения газом – 4,5 МПа, газосодержание – 25,47 м3/т.

Относительная плотность газа, растворенного в нефти по воздуху равна 1,281 доли ед.

Плотность вод в пределах залежей 1181 кг/м3 - 1186 кг/м3.

В дипломном проекте приведен расчет запасов нефти и газа (балансовых, извлекаемых и остаточных) по пласту Т1 (отдельно по залежам и в целом) по состоянию на 01.01.16 года. Подсчет производился объемным методом.