Геологическая часть (стр. 7 )

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.

Таблица 1.4

Исходные данные

Пласт	Категория  запасов	Площадь нефтенос-ности, тыс. м2	Средне-взвеш. эфф. нефт. толщ., м	Объем нефтена-сыщ. пород, тыс. м3	Коэффиц., доли ед.	Плот-ность неф-ти, т/м3
пористости	нефтенасы-щенности	пересчетный
Восточно-Никольское поднятие, I купол
А4	С2	1566	1,5	2327	0,16	0,82	0,937	0,825
Б2'	С1	1228	1,3	1635	0,18	0,89	0,936	0,842
Б2	В	2812	4,9	13751	0,23	0,88	0,936	0,842
В1	С1	1352	3,7	5010	0,11	0,88	0,923	0,847
Дл	С1	1234	3,1	3766	0,11	0,84	0,973	0,843
ДI'	С1	908	2,2	2002	0,13	0,9	0,858	0,858
Продолжение таблицы 1.4
Восточно-Никольское поднятие, II купол
А4	С1	706	2,1	1466	0,17	0,73	0,943	0,831
Б2'	В	2448	1,5	3668	0,19	0,84	0,907	0,842
Б2	C1	605	3,2	1939	0,2	0,85	0,936	0,842
B1	С1	1151	5	5765	0,12	0,83	0,913	0,865
Дл	С1	2268	4,3	9762	0,1	0,77	0,973	0,843
Западно-Спиридоновское поднятие
Б2'	С1	1284	1,7	2182	0,2	0,88	0,965	0,896
B1 южн купол	C1	1210	1,6	1887	0,08	0,73	0,923	0,847
Никольское поднятие
А0	C1	2208	1,8	3909	0,15	0,84	0,943	0,878
А4	C1	1330	2,3	3008	0,2	0,88	0,937	0,825
Б2	C1	1549	2,5	3937	0,21	0,91	0,922	0,835
В1	С1	2043	2,5	5171	0,13	0,84	0,923	0,847
С2	954	2,6	2437	0,13	0,84	0,923	0,847
Дл	С1	2136	2,9	6223	0,11	0,81	0,973	0,843
Ново-Петропавловское поднятие
А4	С1	1043	5,4	5615	0,21	0,88	0,936	0,83
А5	С1	232	2	457	0,17	0,8	0,931	0,831
В1	С1	720	2,7	1919	0,12	0,84	0,926	0,844
Дл	С1	981	2,9	2835	0,1	0,8	0,9	0,839
ДI'	С1	725	4,1	2937	0,18	0,86	0,895	0,888
Спиридоновское поднятие
ДI'+ДI	В	1864	9	16745	0,19	0,82	0,86	0,868
С1	338	7,2	2432	0,19	0,82	0,86	0,868
С2	33	1,2	39	0,19	0,82	0,86	0,868
Суравинское поднятие
А4	С1	615	1,8	1116	0,21	0,81	0,898	0,859
Б2	С1	348	3,7	1293	0,23	0,89	0,929	0,835
В1	С1	614	4	2477	0,13	0,86	0,926	0,838
Дл	С1	1490	2,3	3427	0,1	0,75	0,973	0,843

Для примера расчет проводится по пласту В-1 Южного купола.

Балансовые запасы составляют:

Q бал = 1210·1,6·0,08 ·0,73·0,923·0,847 = 86 тыс. т

Извлекаемые запасы нефти (при утвержденном КИН=0,414):

Q изв. = Q бал. · в = 86 · 0,414 = 36 тыс. т.  (1.3)

Добыча нефти на анализируемый период (с начала эксплуатации до 01.01.16 г.) – УQн = 10 тыс. т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.16 г.:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 86 – 10 = 76 тыс. т. 

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16 г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 36 – 10 = 26 тыс. т.

Балансовые запасы газа (при газовом факторе пласта 25,1 м3/т):

Q бал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Q бал. газа.= 86 · 25,1 / 1000 = 2,159 млн. мі

Извлекаемые запасы газа:

Q изв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Q изв. газа. = 36 · 25,1 / 1000 = 0,904 млн. мі

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.16 г.:

Qост. бал. г=Q ост. бал. · Г  (1.8)

Qост. бал. г = 76 · 25,1 / 1000 = 1,908 млн. мі

Остаточные извлекаемые запасы газа на 01.01.16 г.:

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

Q ост. изв. г = 26· 25,1  / 1000 = 0,653 млн. мі

Аналогично рассчитываются запасы по всем остальным объектам, результаты сведены в таблицу 1.5. Запасы в целом по месторождению получены суммированием соответствующих запасов по всем пластам.

Таблица 1.5

Начальные и остаточные запасы нефти на 01.01.16 г.

Пласты,	Начальные запасы нефти, тыс. т	Накопленная нефть, т. т	Остаточные запасы нефти, тыс. т
месторождение	Геологические	Извлекаемые	КИН	Геологические	Извлекаемые	Текущий КИН
Восточно-Никольское, I купол
пласт А-4	236	119	0,504	0	236	119	-
пласт Б-2`	206	120	0,581	8	198	112	0,038
пласт Б-2	2193	1312	0,598	660	1533	652	0,301
пласт В-1	379	170	0,449	52	327	118	0,138
пласт ДЛ	285	117	0,411	37	248	80	0,128
пласт Д-I'	172	90	0,523	21	151	69	0,124
Продолжение таблицы 1.5
Восточно-Никольское, II купол
пласт А-4	143	61	0,43	11	132	50	0,074
пласт Б-2`	447	244	0,545	71	376	173	0,158
пласт Б-2	260	142	0,546	45	215	97	0,174
пласт В-1	453	172	0,379	0	453	172	0,0002
пласт ДЛ	617	283	0,458	59	558	224	0,095
Западно-Спиридоновское
пласт Б-2`	332	171	0,515	21	311	150	0,063
Южный купол
пласт В-1	86	36	0,414	10	76	26	0,119
Никольское
пласт А-0	408	136	0,334	3	405	133	0,007
пласт А-4	409	243	0,593	164	245	79	0,401
пласт Б-2	579	349	0,602	254	325	95	0,438
пласт В-1	649	288	0,444	63	586	225	0,143
пласт ДЛ	455	202	0,442	93	362	109	0,205
Ново-Петропавловское
пласт А-4	806	449	0,557	375	431	74	0,465
пласт А-5	48	25	0,518	11	37	14	0,231
пласт В-1	151	75	0,497	7	144	68	0,046
пласт ДЛ	171	76	0,444	0	171	76	-
пласт Д-I'	361	208	0,577	13	348	195	0,037
Спиридоновское
пласт Д-I'	275	173	0,626	275
пласт Д-I	1218	776	0,637	1218
Суравинское
пласт А-4	146	71	0,483	5	141	66	0,034
пласт Б-2	205	119	0,58	95	110	24	0,463
пласт В-1	215	97	0,451	52	163	45	0,244
пласт ДЛ	211	84	0,4	46	165	38	0,217
Итого месторождение	3471	1928	0,555	778	2693	1150	0,427

Выводы

В административном отношении Никольско-Спиридоновское месторождение расположено в пределах Волжского и Кинельского районов Самарской области в 35 км к юго-востоку от областного центра г. Самары.

Никольско-Спиридоновское месторождение приурочено к водоразделу рек Самары и Чапаевки, к его северно-восточному склону.

Литолого-стратиграфический разрез осадочной толщи изучен достаточно полно. По данным поисково-разведочного и эксплуатационного бурения в геологическом строении месторождения выделяются породы четвертичной, пермской, каменноугольной и девонской систем, залегающими на поверхности кристаллического фундамента. Максимальная вскрытая толщина отложений составляет 3177 м.

В региональном тектоническом отношении Никольско-Спиридоновское месторождение расположено в пределах западного борта Бузулукской впадины и приурочено к крупному тектоническому элементу Заволжья – Кулешовской системе валов и характеризуется постепенным увеличением толщины палеозойских отложений по мере погружения поверхности кристаллического фундамента в сторону Прикаспийской впадины и Предуральского прогиба.

По материалам сейсморазведки и результатам глубокого бурения Никольско-Спиридоновское месторождение приурочено к сравнительно слабо выраженному Никольскому валу и к западной части Красносамарского вала.

Промышленная нефтеносность в пределах месторождения установлена в 8 продуктивных пластах. В разрезе осадочного чехла установлено 29 залежей нефти в продуктивных пластах: А-0 московского яруса, А-4 и А-5 башкирского яруса среднего карбона, Б-2/ и Б-2 визейского яруса, В-1 и Дл турнейского яруса нижнего карбона, ДІ/ и ДІ франского яруса верхнего девона.

Свойства пластов месторождения различны. К карбонатным коллекторам приурочены залежи нефти пластов А-0, А-4, А-5, В-1, Дл, к терригенным – пласты Б-2/, Б-2, Д-I/, ДI.

Геолого-физическая характеристика пород различна: пористость изменяется от 10% до 23%, начальная нефтенасыщенность от 73% до 91%. Проницаемость по пластам колеблется от 2-4 мкм2 (пласты В-1, Дл) до 1618 мкм2 (пласт Б-2).

Характеристика насыщающей нефти на куполах так же различна: плотность пластовой нефти – 777,0 кг/м3 - 885,0 кг/м3, с вязкостью в пластовых условиях – 2,24 мПа⋅с – 16,66 мПа·с. Плотность нефти в поверхностных условиях составила 825,0 кг/м3 - 896,0 кг/м3.

В дипломном проекте приведен расчет запасов нефти и газа (балансовых, извлекаемых и остаточных) по пластам месторождения по состоянию на 01.01.16 года. Подсчет производился объемным методом. Суммарные запасы, полученные путем сложения запасов по пластам составили:

- начальные балансовые – 3474 тыс. т;

- начальные извлекаемые – 1928 тыс. т;

- текущие балансовые – 2693 тыс. т;

- начальные извлекаемые – 1150 тыс. т.