Геологическая часть (стр. 6 )

** -  по аналогии с CIII Ивановского поднятия Западного купола

*** -  по аналогии с пластом ДI Ивановского поднятия Западного купола

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Расчет запасов нефти и газа (балансовых, извлекаемых) производится по состоянию на 01.01.16 года. Подсчет производится объемным методом. Так как на месторождении большое количество объектов, подсчет (для примера) приводится по одному из объектов.

Рассчитаем запасы по пласту C-II Ивановского поднятия. Исходные данные приведены в таблице 1.6.

Таблица 1.6

Исходные данные

Параметры	C-II Ивановского поднятия
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2	5988
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м	4,5
Коэффициент пористости m, доли ед.	0,24
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед.	0,88
Плотность нефти с, г/м3	0,921
Объемный коэффициент нефти В, доли ед.	1,025
Пересчетный коэффициент q, доли ед.	0,976
Газовый фактор Г, м3/т	6,25
Коэффициент извлечения нефти, в	0,436
Накопленная добыча нефти УQн на 01.01.2016 г., тыс. т	43,3

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.

Балансовые запасы составляют:

Q бал = 5988·4,5·0,24 ·0,88·0,921·0,976 = 5114 тыс. т

Извлекаемые запасы нефти:

Q изв. = Q бал. · в = 5114 · 0,436 = 2230 тыс. т.  (1.3)

Добыча нефти на анализируемый период (с начала эксплуатации до 01.01.16 г.) – УQн = 495 тыс. т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.16 г.:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 5114 – 43,3 = 5070,7 тыс. т. 

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16 г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 2230 – 43,3 = 2186,7 тыс. т.

Балансовые запасы газа:

Y бал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Y бал. газа.= 5114 · 6,25 / 1000 = 32 млн. мі

Извлекаемые запасы газа:

Y изв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Y изв. газа. = 2230 · 6,25 / 1000 = 14 млн. мі

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.16 г.:

Y ост. бал. г=Q ост. бал. · Г  (1.8)

Y ост..бал. г = 5070,7 · 6,25 / 1000 = 32 млн. мі

Остаточные извлекаемые запасы газа на 01.01.16 г.:

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

Y ост. изв. г = 2186,7· 6,25 / 1000 = 14 млн. мі

Аналогично можно рассчитать запасы по каждому продуктивному пласту. Запасы в целом по месторождению получаются суммированием соответствующих запасов по пластам. Результаты расчетов подсчета запасов по пласту C-II Ивановского поднятия представлены в таблице 1.7.

Таблица 1.7

Начальные и остаточные запасы нефти и газа на 01.01.16 г.

Запасы	C-II Ивановского поднятия
Qбал	5114	тыс. т.
Qизвл	2230	тыс. т.
Qбал. ост	5070	тыс. т.
Qизв. ост	2186	тыс. т.
Yбал	32	млн. мі
Yизвл	14	млн. мі
Yбал. ост	32	млн. мі
Yизв. ост	14	млн. мі

Выводы

В административном отношении Ивановское месторождение расположено на территории Елховского и Сергиевского районов Самарской области, в 70 км к северо-северо-востоку от областного центра г. Самара.

Территория Ивановского месторождения расположена на водоразделе рек Сок и Кондурчи, которые протекают за пределами месторождения.

В геологическом строении месторождения принимают участие отложения бавлинской серии, девона, каменноугольной, пермской, четвертичной систем, которые представлены как терригенными, так и карбонатными породами.

В региональном тектоническом плане месторождение расположено в пределах Елховско-Боровского приразломного вала Сокско-Шешминской системы валов Сокской седловины, осложняющего южный борт Сергиевско-Абдуллинского авлакогена. В структурном плане оно приурочено к асимметричной складке субширотного простирания, с крутым погружением южного крыла (до 25о) и пологим северным (до 3о).

Ивановское и Горькоовражное поднятия прослеживаются по всем маркирующим горизонтам. Структурные планы девонских и каменноугольных отложений сопоставимы и имеют незначительное выполаживание вверх по разрезу. Дизъюнктивных нарушений в пределах исследуемого района выявлено не было, что свидетельствует о преимущественно седиментационной и эрозионной природе формирования ловушек углеводородов.

В пределах месторождения выделяется два поднятия: Ивановское, осложненное двумя куполами - западным и восточным, и Горькоовражное.

Промышленная нефтеносность на Ивановском месторождении установлена в залежах пласта Д-I пашийского горизонта, ДК кыновского горизонта франского яруса верхнего девона, а также пластах С-IV, С-III, C-II радаевского горизонта визейского яруса нижнего карбона. Кроме того, по промыслово-геофизическим исследованиям выделяются залежи пласта С-II/ радаевского горизонта и C-IА, C-I, C-I/ бобриковского горизонта.

Фильтрационно-емкостные характеристики пород-коллекторов продуктивных пластов Ивановского месторождения следующие:

- высокими значениями пористости 17-24% характеризуются почти все пласту месторождения. Низким значением пористости 14% характеризуются пласты C-IА и Дк Горькоовражного поднятия.

- для всех пластов месторождения характерна высокая начальная нефтенасыщенность 79-93%.

- фильтрационная характеристика по пластам месторождения находится в пределах 108-1687 мДа. Низкими значениями проницаемости характеризуются пласты C-IА и Дк Горькоовражного поднятия 38 и 51 мДа соответственно по пластам.

По результатам исследований, пластовая нефть по залежам имеет плотность 842-916 кг/м3, динамическая вязкость – 12,5-157,3 мПа·с.

После дифференциального разгазирования: плотность нефти по залежам составила 906-921 кг/м3, газосодержание – 5,94-26,6 м3/т, объёмный коэффициент – 1,01-1,105.

Газ, выделившийся из нефти при дифференциальном разгазировании характеризуется отсутствием сероводорода.

По товарной характеристике нефть средне - и высокосернистая (массовое содержание серы 2,55-4,12%), смолистая и высокосмолистая, парафиновая и высокопарафиновая (3,6-8,5%).

Раздел содержит расчет запасов нефти и газа (балансовых, извлекаемых) по состоянию на 01.01.16 года. Подсчет производился объемным методом. Так как на месторождении большое количество объектов, подсчет (для примера) приводился по одному из объектов.