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 1.8

Исходные данные

Параметры	Бобриковский горизонт (пласт Б2)
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2	8363
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м	3,0
Коэффициент пористости m, доли ед.	0,18
Коэффициент нефтенасыщеностиKн, доли ед.	0,85
Плотность нефти с, г/м3	0,8742
Объемный коэффициент нефти В, доли ед.	1,054
Пересчетный коэффициент θ, доли ед.	0,949
Газовый фактор Г, м3/т	19,0
Коэффициент извлечения нефти, в	0,600
Накопленная добыча нефти УQн на 01.01.2016 г., тыс. т	1455,9

Балансовые запасы составляют:

Q бал = 8363·3,0·0,18 ·0,85·0,8742·0,949 = 3184 тыс. т

Извлекаемые запасы нефти:

Qизв. = Q бал. · в = 3184 · 0,600 = 1910 тыс. т.  (1.3)

Добыча нефти на анализируемый период (с начала эксплуатации до 01.01.16 г.) – УQн = 1455,9 тыс. т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.16 г.:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 3184 – 1455,9= 143 тыс. т. 

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16 г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 1910 – 1455,9= 15 тыс. т.

Балансовые запасы газа:

Y бал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Yбал. газа.= 3184 · 19,0 / 1000 = 60 млн. мі

Извлекаемые запасы газа:

Yизв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Yизв. газа. = 1910 · 19,0/ 1000 = 36 млн. мі

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.16 г.:

Y ост. бал. г=Qост. бал. · Г  (1.8)

Y ост. бал. г = 1728 · 19,0/ 1000 = 33 млн. мі

Остаточные извлекаемые запасы газа на 01.01.16 г.:

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

Yост. изв. г = 454· 19,0/ 1000 = 9 млн. мі

Результаты расчетов приведены в таблице 1.9.

Таблица 1.9

Начальные и остаточные запасы нефти и газа на 01.01.16 г.

Параметры	Бобриковский горизонт (пласт Б2)	ед. измерения
Qбал	3184	тыс. т.
Qизвл	1910	тыс. т.
Qбал. ост	1728	тыс. т.
Qизв. ост	454	тыс. т.
Yбал	60	млн. мі
Yизвл	36	млн. мі
Yбал. ост	33	млн. мі
Yизв. ост	9	млн. мі

Выводы

Березовское месторождение в административном отношении  расположено в северо-восточной части  Оренбургской области, в 40-45 км к юго-востоку от города Бугуруслана, на территории Асекеевского района.

Рельеф описываемой территории представляет собой холмистую равнину, расчлененную сетью рек и оврагов. Абсолютные отметки рельефа в пределах лицензионного участка изменяются от +230 до +154 м.

В орогидрографическом отношении рассматриваемая площадь расположена на слабовсхолмленном плато, являющимся частью пологого северного склона водораздела между реками Большой Кинель и Малый Кинель.

Глубокими скважинами на Березовском месторождении вскрыты породы кристаллического фундамента и осадочные образования девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов.

В тектоническом отношении Березовское месторождение расположено в северной части Бузулукской впадины в современном структурном плане – в пределах Камско-Кинельской системы прогибов Боровско-Залесовской зоны поднятий, характеризующейся хорошим  соответствием структурных планов, незначительными размерами поднятий с небольшими амплитудами.

В бобриковских отложениях установлены четыре залежи нефти, приуроченные к Южному (район скв.64), Западному (район скв.57), Северному (район скв.62) и Восточному (район скв.63) куполам. Все четыре залежи пласта Б2 относятся к пластовым сводовым, коллектор − терригенный поровый.

Пласт Б2 состоит из 1-8 проницаемых прослоев. Покрышкой для залежей служит пачка плотных непроницаемых известняков и аргиллитов тульского горизонта толщиной от 12 м до 40 м. Подстилается пласт плотной пачкой, представленной глинами и аргиллитами. Общие толщины пласта Б2 изменяются от 0,8 до 14,3 м, в среднем составляя 4,7 м – эффективные нефтенасыщенные – от  0,8 до 10,0 м, среднее значение составляет 3,0 м.

Бобриковские отложения характеризуются хорошими коллекторскими свойствами – пористость составляет 17-19% ,начальная нефтенасыщенность 80-86%. Проницаемость по пласту составляет 299-638 мкм2.

По своим свойствам нефть всех четырех залежей пласта Б2 относится к легким по плотности в пластовых условиях (847,9-863,3 кг/м3), маловязким (7,02-13,72 мПа*с), высокосернистым (2,7-4,34%) и высокопарафиновым (5,5-7,56%).

Пластовые воды отложений бобриковского горизонта характеризуются общей минерализацией 260,0 г/л. Плотность воды равна 1,176 г/см3 в среднем по пласту.

В разделе представлен расчет запасов нефти и газа (балансовых и извлекаемых) на начало разработки и по состоянию на 01.01.16 года. Подсчет производился объемным методом.