Геологическая часть (стр. 6 )

Свойства и состав пластовых вод Новомихайловского месторождения

Наименование параметра	Диапазон изменения	Среднее значение
Пласт Б2
Газосодержание, м3/т	-
Плотность воды, кг/м3	1,178-1,182	1,180
Вязкость, мПа·с
Объемный коэффициент, доли ед,
Химический состав вод, мг. экв./л
Na++K+
Ca2+	5,4 – 6,0	5,8
Mg2+
Cl-	4800,3
HCO3-	2,7
SO42-	39,3
Общая минерализация, г/л	262-290	273,6
Водородный показатель рН	7,1-7,5	7,3
Жесткость общая
Химичемский тип воды	Хлоридно-кальциевый
Количество исследованных проб (скв.)	7(1)
Пласт Т1
Газосодержание, м3/т	2,7
Плотность воды, кг/м3	1,18-1,192	1,187
Вязкость, мПа·с	1,15
Объемный коэффициент, доли ед,	-
Химический состав вод, мг. экв./л
Na++K+	4556,1-4938,7	4722,5
Ca2+	99,8-204,6	123,7
Mg2+	45-90,5	60,6
Cl-	4663,6-5116	4859,6
HCO3-	0,8-44,2	4,9
SO42-	3,4-62,6	52,1
Общая минерализация, г/л	275,8-300,8	287,2
Водородный показатель рН	-
Жесткость общая	295,1
Химичемский тип воды	Хлоридно-кальциевый
Количество исследованных проб (скв.)	16(2)

1.7 Сводная геолого-физическая характеристика

По результатам интерпретации  промыслово – геофизических исследований  Новомихайловского нефтяного месторождения определялся комплекс подсчетных параметров по нефтенасыщенному пласту турнейского яруса (Т1) необходимых для подсчета запасов нефти: значения средних эффективных нефтенасыщенных мощностей, абсолютные отметки  водо-нефтяного контакта, коэффициенты открытой пористости и нефтенасыщенности, физико-химические характеристики продуктивного пласта.

Коллекторские свойства и нефтенасыщенность продуктивного пластов Б2 и Т1 составляют следующие значения: пористости – 0,195; 0,125 доли ед.; нефтенасыщенности  – 0,883; 0,89 доли ед. соответственно.

Значения проницаемости по пласту Б2 – 500,0 мкм2*10-3, по пласту Т1 – 74 мкм2*10-3 были приняты ГКЗ при защите ОПЗ (протокол г.).

Основные параметры геолого-физической характеристики по продуктивным пластам Новомихайловского нефтяного месторождения  представлены в табл. 1.6.

Таблица 1.6

Геолого-физическая характеристика Новомихайловского месторождения

1.8 Подсчёт запасов нефти и газа объёмным методом

Объёмный метод подсчёта 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 2016 г.

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа пласта Т1 Новомихайловского месторождения, представлена в табл. 1.7.

Таблица 1.7

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа пласта Т1 Новомихайловского месторождения

Параметры	Обозначения	Пласт Т1
Категория запасов		С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	2098
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	10
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,13
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,9
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,941
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,857
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,543
Газовый фактор, м3/т	g	35,27
Накопленная добыча нефти из пласта Т1, тыс. т. на 01.01.2016г.	475

Подсчет балансовых запасов нефти

Для подсчёта балансовых запасов нефти объёмным 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 =2098,0·10,00·0,13·0,900·0,857·0,941=1979,53 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 1979,53 · 0,543= 1074,88 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.

Для подсчета остаточных запасов нефти на 01 января 2016 года, необходимо знать, сколько добыто нефти из пласта в период с 2006 года по 2016 год.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =475,00 тыс. т

Qост. бал. = 1979,53 - 475,0= 1504,53 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 1074,88 - 475,0=599,88 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 1979,53 · 35,27·=69818,02 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 1074,88·35,27= 37911,02 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =475,00·35,27= 16753,25 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 1504,53 · 35,27 = 53064,77 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 599,88 · 35,27 = 21157,77 тыс. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2016 года представлены в табл. 1.8.

Таблица 1.8

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
1979,53	1074,88	1504,53	599,88	69818,02	37911,02	53064,77	21157,77

ВЫВОДЫ

Новомихайловское нефтяное месторождение в административном отношении находится в Бугурусланском районе Оренбургской области.

В геологическом строении месторождения принимают участие рифейские, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения.

Осадочный чехол представлен отложениями девонской системы, каменноугольной системы (турнейский, визейский, серпуховский, башкирский и московский ярусы, окский надгоризонт), пермской системы (ассельский, сакмарский, артинский, кунгурский, уфимский, казанский и татарский ярусы) и четвертичными отложениями.

Cогласно существующему нефтегазогеологическому районированию Оренбургской области, Новомихайловское месторождение находится в западной части Боровско-Залесской структурной зоны поднятий, приуроченной к северной  внешней прибортовой зоне Муханово-Ероховского прогиба.

Промышленная нефтеносность Новомихайловского месторождения связана с карбонатными отложениями пласта Т1 турнейского яруса.

Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта Т1 объёмным методом.