Геологическая часть (стр. 4 )

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти (молярная концентрация компонентов, %) Северо-Красноярского месторождения

Ярус горизонт	Номер скважины	Компонентный состав нефтяного газа, % (мольная доля)
CO2	N2	C1	C2	C3	i-C4	n-C4	i-C5	n-C5	C6+B	H2S
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Турнейский	239	0,94	18,17	26,04	16,36	23,37	9,92	4,68	0,52
Турнейский	270	0,85	3,73	2,29	4,08	3,75
Турнейский	286	0,83	18,17	33,99	21,89	20,40	1,04	3,17	0,68	0,63	0,37	0,98
Среднее значение	0,88	18,17	30,02	19,13	21,89	0,95	5,61	1,48	3,13	2,06	0,75

Свойства пластовых вод

За период с 2009 по 2012 гг. в лаборатории ЦНИПРа НГДУ «Бугурусланнефть» было отобрано и исследовано 143 пробы попутной воды по 10 скважинам. Из них 63 пробы из пласта Т1 , 80 проб по совместным пластам.

Пластовые воды Северо - Красноярского месторождения изучены достаточно полно. По каждому пласту имеются кондиционные анализы.

Плотность воды находится в пределах 1,149 – 1,175 г/см3, а общая минерализация– 174,5 ч 273,241 г/л.

Водоносными породами в отложениях турнейского яруса являются известняки с прослоями доломитов, водоупорными породами - плотные известняки, глины и глинистые алевролиты бобриковского горизонта. Пористость коллекторов определялась по геофизическим данным.

Начальное пластовое давление составляет 16,35 МПа. Воды турнейского яруса напорные. Общая минерализация изменяется от 228,88 г/л до 273,24 г/л, средние значения минерализации составляет 222,46 г/л. Вязкость изменяется от 1,32 до 1,39мПаЧс и в среднем составляет 1,36 мПаЧс. Средние значения плотности воды пласта Т1составляет 1,173 г/см3.

По преобладающим компонентам воды являются хлоридно - натриевыми рассолами. Водородный показатель (рН) в среднем составляет 5 - 7. Из микрокомпонентов в подземных водах содержится (мг/л) бром - 562, бор - 250, сероводород - 108.Водорастворенный газ метаново - азотного состава. Газонасыщенность подземных вод составляет 425 см3/л, объемный коэффициент от 0,2 до 1,4. Сумма углеводородных газов более 27 %, упругость газа колеблется в пределах 80 кг/см2.

1.7 Коллекторские свойства объекта

Пласт Т1 сложен известняками с редкими маломощными прослоями доломитов [7,8]. Известняки темно - серые и серые, коричневые от нефтенасыщения, органогенно - детритусовые, неравномерно пористые, перекристаллизованные, с прослоями плотных микрозернистых разностей. Поры типа выщелачивания и межгранулярные, часто заполнены черным битумом, ангидритом, размеры их от 0,014 до 1 мм. Доломитизация пород неравномерная, глинистость слабая. Кальцитовая составляющая по данным химического анализа известняков колеблется в пределах от 70 до 80 %. Доломиты темно - серые, тонкокристаллические, плотные, крепкие, микротрещиноватые, известковые. Трещины сомкнуты или заводнены глинисто-битуминозным материалом. Наблюдающиеся редкие поры выщелачивания имеют размеры 0,015 - 0,18 мм, заполнены кальцитом, ангидритомили битумом.

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Запасы нефти по пласту Т1, поставленные на гос. баланс, начальные геологические категории «В» – 10356 тыс. т, извлекаемые –  5395 тыс. т.

Сведения о принятых подсчетных параметрах приведены в таблице 1.4.

Ниже представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа пласта Т1 на 1 января 2016 г.

Таблица 1.4

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа

Параметры	Обозначения	Т1
Категория запасов		В
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	13324
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	13,5
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,143
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,86
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,526
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,89
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,521
Газовый фактор, м3/т	g	26,7
Накопленная добыча нефти, тыс. т. на 01.01.2016 г.	4326

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 =13324,0·13,50·0,14·0,860·0,890·0,526=10355,68 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 10355,68 · 0,521= 5395,31 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =4416,00 тыс. т

Qост. бал. = 10355,68 - 4416,0= 5939,68 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 5395,31 - 4416,0=979,31 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 10355,68 · 26,70·=276496,70 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 5395,31·26,70= 144054,80 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =4416,00·26,70= 117907,20 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 5939,68 · 26,70 = 158589,50 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 979,31 · 26,70 = 26147,58 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
10356	5395	5940	979	276496	144054	158589	26147

Выводы

Северо-Красноярское нефтяное месторождение в административном отношении находится в пределах Бугурусланского района Оренбургской области.

Водоснабжение месторождения осуществляется из водозаборных скважин, пробуренных на сокский водоносный горизонт.

Северо-Красноярское месторождение разрабатывается нефтепромыслом, находящимся введении . Нефти Красноярской группы месторождений откачиваются на Заглядинскую установку подготовки нефти, а затем поступает на головные сооружения (НПС) Бугурусланского районного управления (БРНУ).

В геологическом строении Северо-Красноярского месторождения принимают участие докембрийские, девонские, каменноугольные, пермские, неогеновые, и четвертичные отложения.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к южной части Серноводско-Абдулинской впадины, которая представляет собой грабен субширотного простирания, имеющий асимметричное строение – крутой южный и пологий северный борта.

По степени сложности геологического строения выявленных залежей нефти, связанных с неоднородными песчаными и карбонатными коллекторами, месторождение относится к категории сложных.

Отложения Турнейского яруса представлены известняками с редкими прослоями черных аргиллитов. Верхняя часть яруса, сложенная серыми и светло - серыми криноидно - фораминиферовыми известняками, отличается повышенной пористостью, кавернозностью и известна как пласт Т1, к которому приурочены залежи нефти.

Толщина отложений яруса составляет 146 - 168 м.

Подземные воды турнеского яруса, по химическому составу относятся к хлоркальциевому типу. Общая минерализация вод изменяется от 36 до 262 г/л, плотность в среднем составляет 1,15г/м3 , вязкость составляет 1,16 мПаЧс.

Коллекторские свойства и нефтенасыщенности продуктивного пласта Т1 составляют следующие значения: пористости – 0,143 доли ед.; нефтенасыщенности – 0,860 доли ед.

Полный анализ глубинных проб с определением компонентного состава нефтяного и газа, дегазированной и пластовой нефти при однократном и дифференциальном разгазировании не проведен ни по одной глубинной пробе.

Пластовые воды Северо - Красноярского месторождения изучены достаточно полно. По каждому пласту имеются кондиционные анализы.

Плотность воды находится в пределах 1,149 – 1,175 г/см3, а общая минерализация– 174,5 ч 273,241 г/л.

В работе представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на 01 января 2016 г. по пласту Т1. Подсчитанные запасы соответствуют числящимся на балансе .