Геологическая часть (стр. 4 )

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.

Расчет проводится только по Ростошинскому участку.

Таблица 1.6

Исходные данные

Параметры	Объект Д5
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2	107500
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м	4,6
Коэффициент пористости m, доли ед.	0,083
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед.	0,963
Плотность нефти с, г/м3	0,774
Объемный коэффициент нефти В, доли ед.	2,38
Пересчетный коэффициент θ, доли ед.	0,420
Газовый фактор Г, м3/т	607
Коэффициент извлечения нефти, в	0,478
Накопленная добыча нефти УQн на 01.01.2016 г., тыс. т	562,6

Балансовые запасы составляют:

Q бал осн. зал. = 107500·4,6·0,083 ·0,963·0,774·0,420 = 12854 тыс. т

Извлекаемые запасы нефти по объекту Д5:

Q изв. = Q бал. · в = 12854 · 0,478 = 6080 тыс. т.  (1.3)

Добыча нефти на анализируемый период (с начала эксплуатации до 01.01.16 г.) – УQн = 562,6 тыс. т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.16 г.:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 12854 – 562,6 = 12291,4 тыс. т. 

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16 г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 6080 – 562,6 = 5517,4 тыс. т.

Балансовые запасы газа по залежи:

Y бал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Y бал. газа. = 12854 · 607 / 1000 = 7802 млн. мі

Извлекаемые запасы газа:

Y изв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Y изв. газа.  = 6080 · 607 / 1000 = 3690 млн. мі

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.16 г.:

Yост. бал. г=Q ост. бал. · Г  (1.8)

Yост. бал. г = 12291 · 607 / 1000 = 7461 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 = 5517· 607 / 1000 = 3349 млн. мі

Результаты всех расчетов запасов сведены в таблицу 1.7.

Таблица 1.7

Начальные и остаточные запасы нефти и газа на 01.01.16 г.

Параметры	Объект Д5	Ед. измерения
Qбал	12854	тыс. т.
Qизвл	6080	тыс. т.
Qбал. ост	12291	тыс. т.
Qизв. ост	5517	тыс. т.
Yбал	7802	млн. мі
Yизвл	3690	млн. мі
Yбал. ост	7461	млн. мі
Yизв. ост	3349	млн. мі

Выводы

В административном отношении Росташинское месторождение расположено на территории Первомайского района Оренбургской области. Районный центр, поселок Первомайский, расположен в 10 км к югу от месторождений.

В орографическом отношении район месторождений находится в пределах южного склона возвышенности Общий Сырт. В гидрографическом плане район приурочен к бассейну р. Чаган и ее правых притоков, наибольшим из которых является р. Башкирка.

Росташинское месторождение в региональном тектоническом плане приурочено к юго-восточному склону Волго-Уральской антеклизы, а именно к южному погружению Бузулукской впадины.

В геологическом строении района принимают участие породы кристаллического фундамента архей-протерозойского возраста и породы осадочного чехла палеозойского, мезозойского и кайнозойского (четвертичного) возрастов.

Всего на месторождениях по данным геофизической интерпретации каротажного материала и результатам испытания поисково-разведочных и эксплуатационных скважин выделено 10 залежей нефти, в т. ч. одна залежь – в пласте Д31, по две залежи – в пластах Б2, Д32 и Д5, три залежи  – в пласте Д4.

В данном дипломе рассматривается пласт Д5 афонийского надгоризонта, приуроченная к Росташинскому участку.

Всего на месторождениях по данным геофизической интерпретации каротажного материала и результатам испытания поисково-разведочных и эксплуатационных скважин выделено 10 залежей нефти, в т. ч. одна залежь – в пласте Д31, по две залежи – в пластах Б2, Д32 и Д5, три залежи  – в пласте Д4.

В данном дипломе рассматривается пласт Д5 афонийского надгоризонта.

По залежи принят условный уровень ВНК на а. о. -4454,5 м. В соответствии с границами тектонического и литологического экранов размеры залежи в пределах ЛУ составляют 5,6-7,8Ч22,0 км, высота – 190 м.

Суммарная эффективная и нефтенасыщенная толщина по залежи изменяется от 0,5 до 15,7 м и составляет в среднем 4,9 м.

Пористость составляет 8,3%, нефтенасыщенность 96,3%. Проницаемость в среднем по залежи принята 9,7 мДа.

Плотность нефти в поверхностных условиях равна 0,792 г/см3, вязкость – 2,3 мм2/с. Плотность пластовой нефти равна 0,511 г/см3, сепарированной – 0,797 г/см3, газосодержание – 738,2 м3/т, объемный коэффициент – 2,65,

Раздел содержит расчет запасов нефти и газа (балансовых, извлекаемых и остаточных) на 01.01.16 года объемным методом.