Без имени (стр. 6 )

Ниже представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на состояние 01 января 2016 г.

Сводная таблица подсчётных параметров, запасов нефти и растворенного газа пласта А4 Центрального+Восточного участка Белозерско-Чубовского месторождения, представлена в табл. 1.4.

Таблица 1.4

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа пласта А4 Центрального+Восточного участка Белозерско-Чубовского

Параметры	Обозначения	Пласт А4
Категория запасов		А+В+С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	24698
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	5
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,12
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,81
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,936
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,854
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,300
Газовый фактор, м3/т	g	22,4
Накопленная добыча нефти из пласта А4, тыс. т на 01.01.2016г.	1240

Подсчет балансовых запасов нефти

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 =24698,0·5,00·0,12·0,810·0,854·0,936=9594,71 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 9594,71 · 0,300= 2878,41 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.. =1240,00 тыс. т

Qост. бал. = 9594,71 - 1240,0= 8354,71 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 2878,41 - 1240,0=1638,41 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 9594,71 · 22,40·=214921,50 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 2878,41·22,40= 64476,38 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =1240,00·22,40= 27776,00 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 8354,71 · 22,40 = 187145,50 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 1638,41 · 22,40 = 36700,38 тыс. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2016 года представлены в табл. 1.5.

Таблица 1.5

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
9594,71	2878,41	8354,71	1638,41	214921,50	64476,38	187145,50	36700,38

ВЫВОДЫ

В административном отношении Белозерско-Чубовское нефтяное месторождение расположено на территории Красноярского административного района Самарской области, на расстоянии 45 км к северо-востоку от областного центра г. Самара.

На участке Белозерско-Чубовского месторождения геологический разрез представлен девонскими, каменноугольными, пермскими, средней юры, неогена и четвертичными отложениями, залегающими на породах кристаллического фундамента. Максимально вскрытая наибольшоя толщина осадочных отложений составляет 2862 м (скв.50).

В региональном тектоническом плане Белозёрско-Чубовское месторождение находится в Сокской седловине севернее на 2-5,2 км от Жигулёвско-Пугачёвского свода – тектонических элементов I порядка. Месторождение включает в себя два поднятия: Белозёрское и Чубовское, ранее рассматриваемые как отдельные месторождения, которые находятся в пределах северного ответвления Жигулевско-Самаркинской системы валов, крупной структуры II порядка.

Белозерско-Чубовское месторождение является многокупольным и многопластовым. Всего в разрезе осадочного чехла установлена 41 нефтяная залежь в 8 продуктивных пластах.

Промышленные залежи нефти приурочены к отложениям верейского горизонта (пласт А-2 (А2-1, А2-2), А-3), башкирского яруса (пласт А-4) среднего карбона; тульского горизонта (пласт Б-0), бобриковского горизонта (пласт Б-2+Б-3), турнейского яруса (пласт В-1) нижнего карбона; тиманского горизонта (пласт ДК), пашийского горизонта (пласт Д-I) верхнего девона. Все выделенные по участкам геологические объекты представлены ниже.

Нефти Белозерско-Чубовского месторождения относятся к среднему типу с плотностью 0,852-0,865 г/см3. Нефти пластов В1 (Западного участка), Б2+Б3 (Западного, Центрального, Восточного участков, районов скв.748, 203) – легкие с плотностью 0,838-0,850 г/см3, нефти пластов В1 (Центрального, Восточного участков) и Б2+Б3 (района скв.34) – тяжелые с плотностью 0,890 г/см3. Нефти являются вязкими (динамическая вязкость при 20 єС изменяется от 11,18 мПаЧс до 56,93 мПаЧс). Нефть пластов В1 (Западного участка), Дк и Д-I – маловязкие, с динамической вязкостью при 20 єС – 8,52-28,18 мПаЧс. Газовый фактор изменяется от 15,5 м3/т до 39,2 м3/т.

По товарной характеристике нефти разделяются на сернистые и высокосернистые (массовое содержание серы 1,62-3,54%), смолистые (5,39-13,19%), парафиновые и высокопарафиновые (3,05-6,66%).

В газе, выделившемся из нефти продуктивных пластов Дк, Д-I Белозерско-Чубовского месторождения при дифференциальном разгазировании, сероводород отсутствует. Содержание сероводорода в нефти остальных пластов составляет 0,98-7,52% мольн. Мольное содержание компонентов в смеси газов составляет: углекислого газа – 0,37-3,52%, метана – 7,58-43,12%, этана – 15,33-30,76%, азота – 9,78-27,23%, гелия – 0-0,069%, пропана – 13,8-24,54%, высших углеводородов (пропан+высшие) – 22,16-45,7%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,033-1,355.

Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта А4 объёмным методом