Геологическая часть (стр. 4 )

1.8 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивного пласта

Пласт Д-II в среднем характеризуется следующими значениями коллекторских свойств: пористость 14%, начальная нефтенасыщенность 91%, проницаемость 0,168 мкм2. Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Д-II приведена в таблице 1.5.

Таблица 1.5

Геолого-физическая характеристика пласта Д-II

Параметры	Д-II
Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м	2923
Тип залежи	пластовая
Тип коллектора	терриг.
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	29355
Средняя общая толщина, м	12,1
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	7,5
Коэффициент пористости, доли ед.	0,14
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед	0,91
Проницаемость, 10-3 мкм2	168
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,62
Расчлененность, ед.	3,2
Начальная пластовая температура, оС	72
Начальное пластовое давление, МПа	32,5
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа⋅с	0,83
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПаЧс	8,75
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,705
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,844
Абсолютная отметка ВНК, м	-2802 -2805
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,385
Давление насыщения нефти газом, МПа	11,64
Газосодержание нефти, м3/т	146,0
Вязкость воды в пластовых условиях, мПаЧс	0,9
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,1636
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,196
Коэффициент вытеснения,  доли ед.	0,662

1.9 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Расчет запасов нефти и газа (балансовых, извлекаемых и остаточных) производится 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 1.6

Исходные данные

Параметры	Д-II
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2	29355
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м	7,5
Коэффициент пористости m, доли ед.	0,14
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед.	0,91
Плотность нефти с, г/м3	0,844
Объемный коэффициент нефти В, доли ед.	1,385
Пересчетный коэффициент θ, доли ед.	0,722
Газовый фактор Г, м3/т	146,0
Коэффициент извлечения нефти, в	0,516
Накопленная добыча нефти УQн на 01.01.2016 г., тыс. т	5768,5

Балансовые запасы составляют:

Q бал = 29355·7,5·0,14 ·0,91·0,844·0,722 = 17092 тыс. т

Извлекаемые запасы нефти:

Q изв. = Q бал. · в = 17092 · 0,516 = 8819 тыс. т.  (1.3)

Добыча нефти на анализируемый период (с начала эксплуатации до 01.01.16 г.) – УQн = 5768,5 тыс. т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.16 г.:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 17092 – 5768,5 = 11323,5 тыс. т. 

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16 г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 8819 – 5768,5 = 3050,5 тыс. т.

Балансовые запасы газа:

Y бал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Y бал. газа.= 17092 · 146 / 1000 = 2495 млн. мі

Извлекаемые запасы газа:

Y изв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Y изв. газа. = 8819 · 146 / 1000 = 1288 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 = 1123,5 · 146 / 1000 = 1653 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 = 3050,5· 146 / 1000 = 445 млн. мі

Выводы

В административном отношении Михайловско-Коханское газонефтяное месторождение расположено на территории Кинель-Черкасского и Борского районов в 100 км к востоку от областного центра города Самара.

Михайловско-Коханское месторождение приурочено к северному склону водораздела рек Кутулук и Малый Кинель. Склон представляет собой полого-падающую на север равнину, которая дренируется этими реками.

На участке Михайловско-Коханского месторождения геологический разрез представлен девонскими, каменноугольными, пермскими, неогеновыми и четвертичными отложениями, залегающими на породах кристаллического фундамента. Максимальная вскрытая толщина осадочных отложений составляет 3184 м.

В региональном тектоническом плане Михайловско-Коханское месторождение расположено в пределах северной части тектонического элемента I порядка - Бузулукской впадины и приурочено к крупному тектоническому элементу II порядка – Жигулёвско-Самаркинской системе валов, а именно к Коханскому валу.

Пласт Д-II залегает на средней глубине 2923 м и вытянут в широтном направлении и состоит из прослоев песчаников. В контуре нефтеносности пробурено 66 скважин, вскрывших нефтенасыщенные толщины пласта. ВНК принят по комплексу геофизических и промысловых данных в интервале абс. отметок минус 2802 -2805 м.

Нефтяная залежь пластового типа с обширной водонефтяной зоной. Размеры её в пределах контура нефтеносности составляют 19,2Ч0,9-2,4 км, высота – 60,7 м.

Пласт Д-II в среднем характеризуется следующими значениями коллекторских свойств: пористость 14%, начальная нефтенасыщенность 91%, проницаемость 0,168 мкм2.

Пластовая нефть относится к легким – с плотностью 705,0 кг/м3, маловязким – с динамической вязкостью 0,83 мПаЧс. По результатам расчета дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 844,0 кг/м3, объёмный коэффициент – 1,385, динамическая вязкость разгазированной нефти – 8,75 мПаЧс.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы в нефти 1,14%), смолистая (6,61%), парафинистая (5,01%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 єС – 48,0%.

В разделе рассчитаны начальные и остаточные (по состоянию на 01.01.2016 г.) запасы нефти и газа по рассматриваемому пласту.

Таблица 1.7

Начальные и остаточные запасы нефти и газа на 01.01.16 г.

Запасы нефти	Запасы газа
Qбал	17092	тыс. т.	Yбал	2495	млн. мі
Qизвл	8819	тыс. т.	Yизвл	1288	млн. мі
Qбал. ост	11323,5	тыс. т.	Yбал. ост	1653	млн. мі
Qизв. ост	3050,5	тыс. т.	Yизв. ост	445	млн. мі