Геологическая часть (стр. 5 )

Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности пласта Т1 Емельяновского купола

Метод определения	Наименование	Проницае-мость, мкм2	Пористость, доли ед.	Начальная нефтенасы-щенность, доли ед.	Насыщен. связанной водой, доли ед.
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	4	4	3	3
Количество определений, шт.	45	48	21	21
Среднее значение	0,0243	0,107	0,778	0,222
Коэффициент вариации, доли ед.	1,89	0,231	0,09	0,29
Интервал изменения	0,0002-0,198	0,069-0,163	0,654-0,904	0,096-0,346
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт.	5	5	3	3
Количество определений, шт.	55*	55*	23*	23*
Среднее значение	0,0251	0,112	0,850	0,151
Средневзвешенное значение	-	0,116	0,855	0,14
Коэффициент вариации, доли ед.	1,958	0,181	0,063	0,356
Интервал изменения	0,0003-0,253	0,08-0,155	0,723-0,938	0,062-0,277
Гидродинами- ческие исследования скважин	Количество скважин, шт.	3	-	-	-
Количество определений, шт.	7	-	-	-
Среднее значение	0,130	-	-	-

Продолжение таблицы 1.7

Коэффициент вариации, доли ед.	0,539	-	-	-
Интервал изменения	0,034-0,278	-	-	-
Принятые при проектировании значения параметров	0,025	0,12	0,86	0,14

* - с учетом ГИС по скв. № 000 и бокового ствола в скв. № 000

По разрезу продуктивный пласт Т1 характеризуется неоднородным строением, количество нефтенасыщенных прослоев на Агаровском поднятии составляет 1-4, на Емельяновском их 4-15.

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным 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 1 января 2015 г. по пласту Т-1 Агаровского месторождения, который является единственным объектом разработки.

Подсчет балансовых запасов нефти

Для подсчета балансовых запасов нефти объемным методом применяется следующая формула:

Qбал = F ∙ h ∙ m ∙ β ∙ γ ∙ 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.

γ - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/мі

θ - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти в  поверхностных условиях, доли единиц

Таблица 1.8

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа пласта Т-1 Агаровского месторождения

Параметры	Обозначения	Пласт Т-1
Категория запасов		С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	4019,7
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	6,1
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,12
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,82
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,966
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	γ	0,877
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,495
Газовый фактор, м3/т	g	21,6
Накопленная добыча нефти из пласта Т-1, тыс. т. на 01.01.2015г.	769,1

Подсчет балансовых запасов нефти

Для подсчета балансовых запасов нефти объемным методом применяется следующая формула:

Qбал = F ∙ h ∙ m ∙ β ∙ γ ∙ 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.

γ - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/мі

θ - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти в  поверхностных условиях, доли единиц

Qбал =4019,7·6,10·0,12·0,820·0,877·0,966=2044,07 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 2044,07 · 0,495 = 1011,81 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2015 г.

Для подсчета остаточных запасов нефти на 01 января 2015 года, необходимо знать, сколько добыто нефти из пласта в период по 2015 год.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =769,10 тыс. т

Qост. бал. = 2044,07 - 769,1= 1274,97 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 1011,81 - 769,1 = 242,71 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 2044,07 - 21,60 = 44151,91 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 1011,81·21,60 = 21855,10 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2014 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =769,10·21,60 = 16612,56 тыс. мі

Vост бал = Vбал - Vдоб,  (1.8)

Vост бал = 44151,91 - 16612,56 = 27539,35 тыс. мі

Vост изв = Vизв - Vдоб,  (1.9)

Vост изв = 21855,10 - 16612,56 = 5242,54 тыс. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2014 года представлены в табл. 1.9.

Таблица 1.9

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
2044,07	1011,81	1274,97	242,71	44151,91	21855,10	27539,35	5242,54

Выводы

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

В орографическом отношении оно расположено в верхней части северного склона водораздела рек Бол. Кинель и Ток.

На территории Агаровского месторождения отсутствуют производственно-технический и хозяйственно-питьевой водозаборы, а также режимная сеть наблюдательных скважин. Обеспечение работающих на месторождении предприятий и сооружений питьевым и техническим водоснабжением осуществляется за счет пробуренных скважин – колодцев на водоносные верхнепермские отложения. От скважин проложены необходимые водоводы.

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 геологическом разрезе Агаровского месторождения на основании данных исследований керна, опробования скважин поисково-разведочного и эксплуатационного бурения выделяется один продуктивный пласт с доказанной промышленной нефтеносностью. Пласт Т1 расположен непосредственно в кровельной части турнейского яруса нижнего карбона. Покрышкой для залежей служит глинистая пачка радаевско-косьвинских отложений визейского яруса.

На площади месторождения в пласте Т1 установлены две залежи нефти. Одна из них связана с Агаровским поднятием, вторая – с Емельяновским.

По своим характеристикам нефть Агаровской залежи относится к средним по плотности, высокосмолистым, парафинистым, высокосернистым.

Нефть Емельяновской залежи по плотности относится к средним, высокосмолистым, парафиновым, высокосернистым, а также содержит 3,69 % массовых асфальтенов.

По разрезу продуктивный пласт Т1 характеризуется неоднородным строением, количество нефтенасыщенных прослоев на Агаровском поднятии составляет 1-4, на Емельяновском их 4-15.

В разделе представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на 1 января 2015 г. по пласту Т-1 Агаровского месторождения, который является единственным объектом разработки. Проведенная оценка показала хорошую сходимость с запасами, числящимися на балансе .