Геологическая часть (стр. 5 )

Балансовые запасы составляют:

Q бал = 1572·7,0·0,17 ·0,79·0,814·0,821 = 988 тыс. т

Извлекаемые запасы нефти:

Q изв. = Q бал. · в = 988 · 0,378 = 373 тыс. т.  (1.3)

Добыча нефти на анализируемый период (с начала эксплуатации до 01.01.16 г.) – УQн = 119 тыс. т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.16 г.:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 988 – 119 = 869 тыс. т. 

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16 г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 373 – 119 = 255 тыс. т.

Балансовые запасы газа:

Y бал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Y бал. газа.= 988 · 101,43 / 1000 = 100 млн. мі

Извлекаемые запасы газа:

Y изв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Y изв. газа. = 373 · 101,43 / 1000 = 38 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 = 869 · 101,43 / 1000 = 88 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 = 255· 101,43 / 1000 = 26 млн. мі

Аналогично рассчитываются запасы для каждой из залежи. Результаты сведены в таблицу 1.6.

Таблица 1.6

Начальные и остаточные запасы нефти и газа на 01.01.16 г.

Запасы	Западный	Центральный	ед. измерения
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
Qбал	988	1832	1814	86	396	387	1207	тыс. т.
Qизвл	373	769	871	26	119	163	450	тыс. т.
Qбал. ост	869	1720	1521	84	396	387	1075	тыс. т.
Qизв. ост	255	658	578	24	119	163	319	тыс. т.
Yбал	100	179	169	5	21	37	115	млн. мі
Yизвл	38	75	81	1	6	16	43	млн. мі
Yбал. ост	88	168	142	4	21	37	103	млн. мі
Yизв. ост	26	64	54	1	6	16	30	млн. мі

Выводы

В административном отношении Кулешовское месторождение расположено на территории Богатовского, Алексеевского, Борского и Нефтегорского административного района Самарской области, в 80 км к юго-востоку от областного центра г. Самара.

Главной водной артерией  в районе месторождения является река Съезжая (левый приток реки Самары).

Литолого-стратиграфический разрез осадочной толщи изучен достаточно полно. Представлен отложениями четвертичной, неогеновой, пермской, каменноугольной и девонской систем, залегающими на поверхности кристаллического фундамента.

В региональном тектоническом отношении Кулешовское месторождение приурочено к крупному тектоническому элементу Заволжья – Кулешовской тектонической зоне, прослеживаемой в северо-западной части Бузулукской впадины вблизи ее сочленения с Жигулевско-Пугачевским сводом.

Кулешовское месторождение относится к числу многопластовых и крупнейших в Самарской области.

В дипломе рассматриваются пласты С3-I, С3- II’ и С3-II.

Пласт С3-I гжельского яруса залегает в среднем на глубине 1010 м. и содержит нефтяные залежи, приуроченные к Западному и Центральному куполам Кулешовского поднятия.

Пласт С3-II/ гжельского яруса залегает в среднем на глубине 1070 м и отделен от пласта С3-I второй пачкой ангидрита толщиной от 23 до 53 м. По площади распространён неповсеместно, на Центральном куполе Кулешовского поднятия коллектор замещается плотными породами на западной и восточной периклиналях структуры и полностью отсутствует на Западном куполе.

Пласт С3-II гжельского яруса залегает в среднем на глубине 1080 м и содержит две залежи нефти, приуроченные к Центральному куполу Кулешовского поднятия, одна в районе скв. 78, а другая – в районе скв. 108.

Залежи пласта С3 пластового и неполнопластового типа, одна залежь литологически ограничена. В пределах залежей пласт достаточно прерывист и расчленен – коэффициент песчанистости по залежам в диапазоне 0,68-0,92, расчлененность 1,33-4,5.

Пористость по пластам варьируется в диапазоне 15-20%, начальная нефтенасыщенность 78-86%. Принятая проницаемость по залежам 20 мДа.

Нефти залежей особо легкие (плотность в пластовых условиях 734-763 кг/м3 поверхностных 803-824 кг/м3), с незначительной вязкостью (в пластовых условиях 1,18-2,05 мПаЧс), сернистая (массовое содержание смол силикагелевых 1,1-1,61%), смолистая и малосмолистая (содержание серы 2,8-6,73%), парафинистая и высокопарафинистая (содержание парафинов 2,9-9,57%).

В разделе представлен расчет запасов нефти и газа (балансовых и извлекаемых) на начало разработки и по состоянию на 01.01.16 года. Подсчет производится объемным методом по каждой залежи.