Геологическая часть (стр. 6 )

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,62%), малосмолистая (4,63%), парафиновая (2,87%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300оС – 44,0%.

Характеристика химического состава вод каширского горизонта приводится по данным опробования скважин 3 и 4 на Ильменевском поднятии. Минерализация составляет 245,90 г/дм3, плотность вод в стандартных условиях 1,173 г/см3 (в пластовых условиях 1,1612 г/см3). Вязкость, определяемая по палеткам, в пластовых условиях в среднем равна 1,15 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 11,75 г/дм3, магния 3,32 г/дм3, сульфатов 0,62 г/дм3, первая соленость 79,9 %-экв. Пластовые воды характеризуются средней степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,80).

Характеристика вод пласта А2 приводится по данным опробования скважин 4 (Ильменевского поднятия) и 14 (Западно-Широкинского купола), а также по результатам исследования попутных вод из добывающих скважин 36, 39. Минерализация составляет 254,51 г/дм3, плотность вод в стандартных условиях 1,1745 г/см3 (в пластовых условиях 1,1615 г/см3). Вязкость, определяемая по палеткам, в пластовых условиях в среднем равна 1,12 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 9,98 г/дм3, магния 2,60 г/дм3, сульфатов 0,79 г/дм3, первая соленость 83,9 %-экв. Пластовые воды характеризуются средней степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,84).

Характеристика химического состава вод пласта А4 приводится по данным опробования скважин 1, 2, 5, 11ш, 12ш и исследования попутных вод скважин 2, 5, 27, 31, 32, 33 и 34. Плотность вод в стандартных условиях составляет 1,1754 г/см3 (в пластовых условиях 1,1613 г/см3), минерализация 264,14 г/дм3. Вязкость, определяемая по палеткам, в пластовых условиях в среднем равна 1,08 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 8,08 г/дм3, магния 2,07 г/дм3, сульфатов 0,86 г/дм3, первая соленость 87,4 %-экв. Пластовые воды характеризуются низкой степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,88).

Водорастворенный газ в отложениях башкирского яруса изучался на Никольско-Спиридоновском месторождении. В составе газа CH4-20,3%, C2H6+высшие-4,6%, N2-60,4%, CO2-0,6%. Газонасыщенность 119 см3/дм3, общая упругость газа –1,9 МПа. Растворенные в водах газы характеризуются азотно-углеводородным составом.

Характеристика вод пласта Б0 приводится по данным опробования и исследования попутных вод Бариновско-Лебяжинского месторождения. Плотность вод в стандартных условиях составляет 1,169 г/см3 (в пластовых условиях 1,1492 г/см3), минерализация 246,84 г/дм3. Вязкость, определяемая по палеткам, в пластовых условиях в среднем равна 0,91 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 10,75 г/дм3, магния 3,0 г/дм3, сульфатов 0,88 г/дм3, первая соленость 81,6 %-экв. Пластовые воды характеризуются средней степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,82).

Водорастворенный газ в отложениях тульского горизонта изучался на Никольско-Спиридоновском месторождении. В составе газа CH4-31,5 %, C2H6+высшие-3,6 %, N2-44 %, CO2-0,5 %. Газонасыщенность 214 см3/дм3, общая упругость газа –3,3 МПа. Растворенные в водах газы характеризуются азотно-углеводородным составом.

Для характеристики пластовых вод бобриковского горизонта использованы результаты опробования скважины 3 Ильменевского поднятия, а также исследования попутных вод добывающих скважин 2бис, 3, 4, 8, 20, 21, 22, 24, 26, 28, 31. Минерализация вод составляет 272,16 г/дм3, плотность в стандартных условиях 1,1784 г/см3 (в пластовых условиях 1,1563 г/см3). Вязкость, определяемая по палеткам, в пластовых условиях в среднем равна 0,91 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 4,44 г/дм3, магния 1,09 г/дм3, сульфатов 1,07 г/дм3, первая соленость 93,3 %-экв. Пластовые воды характеризуются довольно низкой степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,94).

Водорастворенный газ в отложениях бобриковского горизонта изучался на Бариновско-Лебяжинском месторождении. В составе газа CH4-34,2 %, C2H6+высшие-8,2%, N2-50,4%, CO2-3,0%. Газонасыщенность 194 см3/дм3, общая упругость газа – 3,6 МПа. Растворенные в водах газы характеризуются азотно-углеводородным составом.

Характеристика химического состава пластовых вод турнейского яруса приводится по результатам более качественного опробования скважин 4 и 9. Минерализация пластовых вод составляет 251,74 г/дм3, плотность в стандартных условиях 1,178 г/см3 (в пластовых условиях 1,1567 г/см3). Вязкость, определяемая по палеткам, в пластовых условиях в среднем равна 0,91 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 4,50 г/дм3, магния 1,07 г/дм3, сульфатов 1,32 г/дм3, первая соленость 92,8 %-экв. Пластовые воды характеризуются низкой степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,93).

Для характеристики пластовых вод тиманского горизонта использованы результаты опробования одновозрастных пластовых вод Никольско-Спиридоновского месторождения. Минерализация составляет 271,83 г/дм3, плотность в стандартных условиях 1,1892 г/см3 (в пластовых условиях 1,1581 г/см3). Вязкость, определяемая по палеткам, в пластовых условиях в среднем равна 0,90 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 37,46 г/дм3, магния 4,01 г/дм3, сульфатов 0,15 г/дм3, первая соленость 54,2 %-экв. Пластовые воды характеризуются высокой степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,54).

Водорастворенный газ в отложениях тиманского горизонта изучался на Никольско-Спиридоновском месторождении. В составе газа CH4-52,6 %, C2H6+высшие-7,15 %, N2-39,89 %, CO2-0,36 %. Газонасыщенность 332 см3/дм3. Растворенные в водах газы характеризуются углеводородно-азотным составом.

Для характеристики пластовых вод пашийского горизонта (пласта ДI) использованы результаты исследования попутных вод скважины 50 на Широкинском поднятии, с учетом одновозрастных пластовых вод на Парфеновском куполе Бариновско-Лебяжинского месторождения, а также Подъем-Михайловского месторождения. Минерализация составляет 274,35 г/дм3, плотность в стандартных условиях 1,1971 г/см3 (в пластовых условиях 1,1645-1,1651 г/см3). Вязкость, определяемая по палеткам, в пластовых условиях в среднем равна 0,88 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 42,10 г/дм3, магния 5,36 г/дм3, сульфатов 0,25 г/дм3, первая соленость 47,9 %-экв. Пластовые воды характеризуются высокой степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,48).

Водорастворенный газ в отложениях пашийского горизонта изучался на Никольско-Спиридоновском месторождении. В составе газа CH4-53,04 %, C2H6+высшие-6,66 %, N2-36,41 %, CO2-1,13 %, He-1,069 %, Ar-0,218 %. Газонасыщенность 325 см3/дм3. Растворенные в водах газы характеризуются углеводородно-азотным составом.

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Утвержденные в ГКЗ начальные запасы нефти по Ильменевскому месторождению на 01.01.2016 г. составили 11915 / 6745 тыс. т (геологические/ извлекаемые) по категорям АВС1 и 322 / 125 тыс. т категории С2.

Пересчёт запасов нефти и растворенного газа на 01 января 2016 г. по представлен по пласту А-4 – одному из основных объектов разработки.

Информация для проведения расчета объемным методом приведена в  табл. 1.2.

Таблица 1.2

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа

Параметры	Обозначения	А-4
Категория запасов		В+С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	2565
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	5,8
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,2
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,85
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,935
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,832
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,647
Газовый фактор, м3/т	g	29,1
Накопленная добыча нефти, тыс. т. на 01.01.2016 г.	1092

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 =2565,0·5,80·0,20·0,850·0,832·0,935=1967,43 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 1967,43 · 0,647= 1272,93 тыс. т

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =1092,00 тыс. т

Qост. бал. = 1967,43 - 1092,0= 875,43 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 1272,93 - 1092,0=180,93 тыс. т

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 1967,43 · 29,10·=57252,21 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 1272,93·29,10= 37042,27 тыс. мі

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =1092,00·29,10= 31777,20 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 875,43 · 29,10 = 25475,02 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 180,93 · 29,10 = 5265,06 тыс. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2016 года представлены в табл. 1.3.

Таблица 1.3

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
1967,43	1272,93	875,43	180,93	57252,21	37042,27	25475,02	5265,06

Выводы

Ильменевское месторождение расположено на границе трех административных районов: Кинельского, Богатовского и Нефтегорского, в 85 км к востоку-юго-востоку от г. Самары.

В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к правому берегу р. Самара.

В региональном тектоническом отношении Ильменёвская площадь расположена в западной части Бузулукской впадины, которая является крупной отрицательной структурой первого порядка.

Бузулукская впадина выделяется как область относительно пониженного залегания современной поверхности кристаллического фундамента и маркирующих горизонтов палеозоя.

На Ильменёвском месторождении нефтеносными являются продуктивные пласты А0 каширского горизонта, А2 верейского горизонта, А4 башкирского яруса, Б0 тульского горизонта, Б2 бобриковского горизонта, В1 турнейского яруса, Дк тиманского горизонта, ДI пашийского горизонта.

В работе проведен пересчёт запасов нефти и растворенного газа на 01 января 2016 г. по  пласту А-4 – одному из основных объектов разработки.