Геологическая часть (стр. 4 )

Водорастворенный газ в отложениях турнейского яруса изучался на Сосновском месторождении. Газы, растворенные в водах этих отложений, характеризуются азотно-углеводородным составом. В составе газа CH4-13,4 %, C2H6+высшие-3,0 %, N2-80,4 %, CO2-0,5 %. Газонасыщенность 261 см3/л, общая упругость газа – 6,89 МПа.

По своему компонентному составу воды пласта В1 отличаются от пластовых вод вышележащих отложений подольского и верейского горизонтов более высокой минерализацией, а от пластовых вод бобриковского горизонта большим содержанием ионов кальция, магния, более низкой первой соленостью и более высокой степенью метаморфизации.

Использовать попутные воды продуктивных пластов Дерюжевского месторождения для промышленной утилизации нецелесообразно, так как в основные, продуктивные пласты подольского, верейского, бобриковского, пашийского горизонтов и турнейского яруса уже около 30-40 лет для поддержания пластового давления производится закачка пресной воды, пластовые воды в значительной степени разубожены этими водами и перестали быть кондиционными по всем микроэлементам.

1.7 Коллекторские свойства пластов

Литолого-петрографическая характеристика продуктивных пластов Дерюжевского месторождения в настоящей работе дана на основании первичного описания керна и материалов подсчета и пересчета запасов 1993 года, включающих данные гранулометрического и химического анализов пород пластов и микроописания шлифов.

Пласт Б2 бобриковского горизонта литологически представлен терригенными породами: песчаниками, переслаивающимися с алевролитами, глинами и углистыми сланцами.

Песчаники кварцевые, алевритистые, углистые, участками глинистые. В шлифах зерна кварца угловато-полуокатанной формы с изрезанными очертаниями, диаметром 0,13-0,45 мм, с преобладающим размером 0,17-0,25 мм. Из акцессорных минералов встречены редкие зерна циркона и турмалина окатанной формы. По данным гранулометрического анализа песчаники пласта характеризуются как средне-мелкозернистые с преобладанием мелкозернистой фракции. Цемент песчаников глинисто-карбонатного и битуминозного состава. Тип цементации базальный. В алевритистых песчаниках цемент глинисто-углистый и глинисто-пиритовый, участками карбонатный и ангидритовый. Тип цементации базальный.

Среди алевролитов встречены пористые и слабопроницаемые разности, сильно песчанистые, слюдистые, пиритизированные, с ходами илоедов и обуглившимися растительными остатками. Глины слюдистые, с зеркалами скольжения, местами углистые, аргиллитоподобные, с включениями пирита, неяснослоистые. Углистые сланцы глинистые, тонкослоистые. В шлифах состоят из углефицированного растительного детритуса с остатками спор, сцементированных глинисто-углистым материалом.

Пласт В1 приурочен к верхней части турнейского яруса. Пласт сложен в основном известняками, прослоями доломитизированными, редко доломитами. Покрышкой пласта служат плотные глины бобриковского горизонта.

Известняки массивные, реже слоистые. В шлифах известняки сложены тонкокристаллически-зернистым кальцитом с большим количеством остатков фауны. Известняки мелкофораминиферово-сгустковые, пелитоморфно-детритусовые, пелитоморфно-сгустковые, обломочные, органогенно-детритусовые, водорослево-фораминиферовые, органогенно-обломочные, реже криноидные и коралловые. Коллекторами являются известняки органогенно-обломочные, мелкофораминиферово-сгустковые и пелитоморфно-сгустковые. Поры в известняках мелкие, с изрезанными очертаниями, часто сообщающиеся между собой. Диаметр пор от 0,04-0,08 мм до 0,1мм, реже 0,2 мм. Отмечаются скопления (размером 0,01-0,02 мм) и пленки бурого битуминозного вещества.

Доломиты мелко - и криптокристаллические, участками песчаниковидные, сульфатизированные, неравномерно пористые, трещиноватые, плотные, крепкие.

В породах пласта В1 отмечается наличие прослоев и пропластков с включениями битуминозного вещества. Неподвижный метаморфизованный битум представлен в виде цемента, вкраплений, примазок на стенках трещин, на поверхности стилолитовых и парастилолитовых образований.

Коллектор пласта В1 на Дерюжевском месторождении пористо-кавернозного типа, в основном вертикальной направленности, не оказывающей существенного влияния на проницаемость.

Геолого-физическая характеристика пластов представлена в табл. 1.4.

Таблица 1.4

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Параметры	пласт Б2	пласт В1
Категория запасов	А	А
Средняя глубина залегания,  м	1630	1640
Тип залежи	пластовый	пластовый
Тип коллектора	терри-генный	карбо- натный
Площадь нефтегазоносности,  тыс. м2	6622	8954
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина,  м	4,4	23,6
Объем нефтенасыщенных пород,  тыс. м3	29022	211322
Средняя общая толщина,  м	7,7	57,0
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	4,7	30,2
Средняя эффективная водонасыщенная толщина,  м	3,1	17,1
Коэффициент пористости,  доли ед.	0,19	0,12
Коэффициент нефтенасыщенности пласта  доли ед.	0,90	0,89
Проницаемость,  мкм2	0,312	0,011
Коэффициент песчанистости,  доли ед.	0,69	0,77
Расчлененность,  доли ед.	2,4	5,9
Начальная пластовая температура,  оС	38	38,5
Начальное пластовое давление,  МПа	15,29	17,79
Вязкость нефти в пластовых условиях,  мПа⋅с	4,92	3,78
Вязкость разгазированной нефти,  мПа⋅с	24,42	14,52
Плотность нефти в пластовых условиях,  т/м3	0,830	0,822
Плотность нефти в поверхностных условиях,  т/м3	0,869	0,854
Абсолютная отметка ВНК,  м	-1476 м	-1506 м
Объемный коэффициент нефти,  доли ед.	1,099	1,090
Пересчетный коэффициент  доли ед.	0,910	0,917
Содержание серы в нефти,  %	1,96	1,61
Содержание парафина в нефти,  %	6,80	4,88
Давление насыщения нефти газом,  МПа	5,91	6,00
Газосодержание нефти  м3/т	36,30	37,80
Газовый фактор  м3/т	35,20	36,70
Содержание сероводорода (в пластовой нефти)  %	0,40	0,28
Вязкость воды в пластовых условиях,  мПа⋅с	1,16	1,15
Плотность воды в пластовых условиях,  т/м3	1,1576	1,1559
Плотность воды в поверхностных условиях,  т/м3	1,1688	1,1671
Сжимаемость  1/МПа⋅10-4
нефти	8,21	10,37
воды	2,51	2,49
породы	5,123	6,279
Коэффициент вытеснения  доли ед.	0,67	0,56
Плотность газа по воздуху  доли ед.	1,170	1,136

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 состояние 01 января 2015 г. пласта В1, на долю которого приходится 41,1% всех извлекаемых запасов на месторождении.

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа пласта В1 Дерюжевского месторождения, представлена в табл. 1.5.

Таблица 1.5

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа пласта В1

Параметры	Обозначения	В1
Категория запасов		ВС1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	8954
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	22,2
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,11
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,88
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,917
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	γ	0,854
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,47
Газовый фактор, м3/т	g	36,7
Накопленная добыча нефти из пласта В1, тыс. т. на 01.01.2015г.	5642

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 =8954,0·22,20·0,11·0,880·0,854·0,917=15068,59 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 15068,59 · 0,470 = 7082,24 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.. =5642,00 тыс. т

Qост. бал. = 15068,59 - 5642,0= 9426,59 тыс. т.

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 7082,24 - 5642,0 = 1440,24 тыс. т.

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 15068,59 - 36,70 = 553,0 млн. мі.

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 7082,24·36,70 = 260,0 млн. мі.

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2015 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =5642,00·36,70 = 207,1 млн. мі.

Vост бал = Vбал - Vдоб,  (1.8)

Vост бал = 553017,30 - 207061,40 = 346,0 млн. мі.

Vост изв = Vизв - Vдоб,  (1.9)

Vост изв = 259918,20 - 207061,40 = 52,9 млн. мі.

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2015 года представлены в табл. 1.6.

  Таблица 1.6

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т.	Запасы газа, тыс. м3.
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
15068,59	7082,24	9426,59	1440,24	553,0	260,0	346,0	52,9

Выводы

Дерюжевское месторождение находится в северо-восточной части Самарской области в пределах Похвистневского административного района,  в 28 км к северо-западу от  районного центра и железнодорожной станции Похвистнево.

В орогидрографическом отношении Дерюжевское месторождение приурочено к водоразделу речек Саврушки и Сосновки, являющегося составной и наиболее высокой частью основного водораздела рек Сургута и Большого Кинеля.

В геологическом строении Дерюжевского месторождения принимают участие терригенные породы боровской свиты верхнего рифея (пестроцветные осадки континентального облика – песчаники, алевролиты и глины), терригенные и карбонатные отложения среднего и верхнего девона, нижнего, среднего и  верхнего карбона, нижней и верхней перми палеозоя, а также четвертичные образования.

В региональном тектоническом плане месторождение  приурочено к южной окраине Альметьевской вершины Татарского свода, осложненной юго-восточным бортом древней (рифейской) Серноводско-Абдулинской впадины.

В промышленной разработке находятся девять залежей, объединенных в три объекта:

четыре подольских пласта (Рd-II, Рd-III, Рd-IV, РdV)  + один верейский (А2+А3); пласты - Б2 и В1; пласты Дк и ДI+ДII.

По товарной характеристике нефть пласта Б2 сернистая, смолистая, высокопарафиновая.

По товарной характеристике нефть пласта В1 сернистая, смолистая, парафиновая.

Пласт Б2 бобриковского горизонта литологически представлен терригенными породами: песчаниками, переслаивающимися с алевролитами, глинами и углистыми сланцами.

Пласт В1 приурочен к верхней части турнейского яруса. Пласт сложен в основном известняками, прослоями доломитизированными, редко доломитами. Покрышкой пласта служат плотные глины бобриковского горизонта.

По результатам расчета запасов нефти и газа объемным методом пласта В1, остаточные извлекаемые запасы нефти равны 1440,24 тыс. т., газа – 52,9 млн. м3, что показала хорошую сходимость с запасами, числящимися на балансе .