Геологическая часть (стр. 4 )

Пористость и нефтенасыщенность приняты по данным ГИС. Проницаемость принята по аналогии с пластом С3-I Западного купола.

Пласт С3-I (район скв. 108)

Фильтрационно-емкостные свойства пласта определялись по данным ГИС (по 58 определений пористости и проницаемости по 20 скважинам, 46 определений нефтенасыщенности по 15 скважинам), по данным ГДИ скважин (по КВУ) в одной скважине (одно определение проницаемости). Керн из пласта не отбирался.

Пористость и нефтенасыщенность приняты по данным ГИС. Проницаемость принята по аналогии с пластом С3-I Западного купола.

Пласт С3-II/

Фильтрационно-емкостные свойства пласта определялись на собственном керне (восемь определений пористости и четыре определения проницаемости на керне из одной скважины), по данным ГИС (по 20 определений пористости и проницаемости по 16 скважинам, 13 определения нефтенасыщенности по 10 скважинам). ГДИ не проводились.

Пористость и нефтенасыщенность приняты по данным ГИС. Проницаемость принята по аналогии с пластом С3-I Западного купола.

Таблица 1.4

Геолого-физическая характеристика пластов С3-I, С3-I', С3-II

Параметры	Западный	Центральный
р-н скв.78	р-н скв.108	-	р-н скв.78	р-н.108
C3-I	C3-I	C3-I	C3-II’	C3-II	C3-II
Категория запасов		C1	C1	C1	C1	C2	C2	C1
Средняя глубина залегания,	м	1010	981	1010	1070	1070	1080	1080
Тип залежи		Неполнопластовый	Пластовый	Пластовый, литологически экранированный	Неполноплас-товый	Неполноплас-товый
Тип коллектора		карбонатный
Площадь нефтеносности,	тыс, м2	1572	1597	2210	313	3066	665	2157
Средняя общая толщина,	м	9,5	15,3	9,6	5	1,9	6,6	7,7
Ср. нефтенасыщенная толщина,	м	7	10,5	7,9	3,4	1,6	6,2	5,7
Пористость,	доли ед.	0,17	0,2	0,18	0,15	0,15	0,17	0,18
Ср, нефтенасыщенность,	доли ед.	0,79	0,8	0,86	0,78	0,78	0,81	0,8
Проницаемость принятая,	мкм2	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02
Коэффициент песчанистости,	доли ед.	0,8	0,8	0,73	0,68	0,91	0,92	0,8
Расчлененность,	ед.	2,29	2,5	4,5	2	1,33	1,33	2,16
Начальная пластовая температура,	оС	28	28	28	29	29	29	29
Начальное пластовое давление,	Мпа	12,27	12,36	12,27	12,67	12,67	12,56	12,56
Вязкость нефти в пластовых условиях,	мПаЧс	1,63	2,05	1,65	1,87	1,87	1,18	1,18
Вязкость нефти в пов. условиях,	мПаЧс	4,13	6,65	4,75	3,84	3,84	6,1	6,1
Плотность нефти в пластовых условиях,	т/м3	0,757	0,763	0,743	0,734	0,734	0,755	0,755
Плотность нефти в пов. условиях,	т/м3	0,814	0,824	0,82	0,812	0,812	0,803	0,803
Абсолютная отметка ВНК,	м	-1854,1	-926,5	-1854,3	-997	-997	-997	-997
Объемный коэффициент нефти,	доли ед.	1,218	1,207	1,222	1,178	1,178	1,178	1,178
Содержание серы в нефти,	%	1,27	1,69	1,12	1,1	1,1	1,13	1,13
Содержание парафина в нефти,	%	6,88	4,03	9,57	2,9	2,9	3,2	3,2
Давление насыщения нефти,	Мпа	7,7	6,73	8,68	3,41	3,41	8,35	8,35
Газосодержание нефти	м3/т	101,43	97,8	93,07	52,76	52,76	95,55	95,55
Содержание сероводорода	%	0,52	0,65	0,06	0,23	-	0,35	0,35
Вязкость воды в пластовых условиях,	мПаЧс	1,4	1,4	1,4	1,37	1,37	1,37	1,37
Плотность воды в пластовых условиях,	т/м3	1,1622	1,1622	1,1622	1,1599	1,1599	1,1599	1,1599
Плотность воды в поверхн. условиях,	т/м3	1,1675	1,1675	1,1675	1,1657	1,1657	1,1657	1,1657
Коэффициент вытеснения,	доли ед.	0,511	0,517	0,551	0,505	0,505	0,523	0,517
Плотность газа по воздуху,	доли ед.	1,23	1,163	1,092	1,219	1,219	1,168	1,168

Пласт С3-II (район скв. 78)

Фильтрационно-емкостные свойства изучались по данным ГИС (по четыре определения пористости, проницаемости, нефтенасыщенности по двум скважинам). Керн из пласта не отбирался. ГДИ не проводились.

Пористость и нефтенасыщенность приняты по данным ГИС. Проницаемость принята по аналогии с пластом С3-I Западного купола.

Пласт С3-II (район скв. 108)

Фильтрационно-емкостные свойства пласта определялись на собственном керне (два определения пористости и два определения проницаемости на керне из одной скважины), по данным ГИС (по 47 определений пористости и проницаемости по 20 скважинам, 38 определений нефтенасыщенности по 17 скважинам). По данным ГДИ проницаемость не определялась.

Пористость и нефтенасыщенность приняты по данным ГИС. Проницаемость принята по аналогии с пластом С3-I Западного купола.

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Расчет запасов нефти и газа (балансовых и извлекаемых) производится на начало разработки и по состоянию на 01.01.16 года. Подсчет производится объемным методом.

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 1.5

Исходные данные

Параметры	Запад.	Центральный
р-н скв.78	р-н скв.108	-	р-н скв.78	р-н скв.108
C3-I	C3-I	C3-I	C3-II’	C3-II	C3-II
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2	1572	1597	2210	313	3066	665	2157
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м	7	10,5	7,9	3,4	1,6	6,2	5,7
Коэффициент пористости m, доли ед.	0,17	0,2	0,18	0,15	0,15	0,17	0,18
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед.	0,79	0,8	0,86	0,78	0,78	0,81	0,8
Плотность нефти с, г/м3	0,814	0,824	0,82	0,812	0,812	0,803	0,803
Объемный коэффициент нефти В, доли ед.	1,218	1,207	1,222	1,178	1,178	1,178	1,178
Пересчетный коэффициент q, доли ед.	0,821	0,829	0,818	0,849	0,849	0,849	0,849
Газовый фактор Г, м3/т	101,43	97,8	93,07	52,76	52,76	95,55	95,55
Коэффициент извлечения нефти, в	0,378	0,42	0,48	0,3	0,3	0,42	0,373
Накопленная добыча нефти УQн на 01.01.2016 г., тыс. т	118,6	111,5	292,9	2,2	0	0	131,4

Для примера рассчитываем запасы по пласту C3-I Западного купола.