Растворенного газа пласта Б2 Кушниковского месторождения

Подсчёт балансовых запасов нефти

Для подсчёта балансовых запасов нефти объёмным методом применяется следующая формула:

Q_бал = F ∙ h ∙ m ∙ b ∙ ρ ∙ q, (1.1)

где Q_бал – балансовые запасы нефти, тыс. т.

F - площадь нефтеносности, тыс. м²

h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м

m - коэффициент эффективной пористости нефтесодержащих пород, доли единиц.

b - коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц.

ρ - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м³

q - пересчётный коэффициент, учитывающий усадку нефти в поверхностных условиях, доли единиц

Q_бал =4658,0·4,23·0,17·0,830·0,894·0,960=2386,03 тыс. т

Q_изв = Q_бал·К, (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Q_изв. = 2386,03 · 0,479= 1142,91 тыс. т

Подсчёт остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.

Для подсчёта остаточных запасов нефти на 01 января 2016 года, необходимо знать, сколько добыто нефти из пласта в период с 2006 года по 2016 год.

Q_{ост. бал} = Q_бал – Q_доб, (1.3)

Q_доб.. =712,00 тыс. т

Q_{ост. бал.} = 2386,03 - 712,0= 1674,03 тыс. т

Q_{ост. изв} = Q_изв – Q_доб, (1.4)

Q_{ост. изв.}= 1142,91 - 712,0=430,91 тыс. т

подсчёт балансовых и извлекаемых запасов газа.

V_бал = Q_бал· g, (1.5)

где g – газовый фактор

V_бал. = 2386,03 · 17,59·=41970,27 тыс. м³

V_изв = Q_изв· g, (1.6)

V_изв. = 1142,91·17,59= 20103,79 тыс. м³

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

V_доб = Q_доб· g, (1.7)

V_доб. =712,00·17,59= 12524,08 тыс. м³

V_{ост бал} = V_бал - V_доб, (1.8)

V_{ост бал} = 41970,27 - 12524,08= 29446,19 тыс. м³

V_{ост изв} = V_изв - V_доб, (1.9)

V_{ост изв} = 20103,79 - 12524,08 = 7579,71 тыс. м³

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2016 года представлены в табл. 1.4.

Таблица 1.4

Запасы нефти и газа

ВЫВОДЫ

Кушниковское месторождение расположено на северо-западе Оренбургской области, в Асекеевском административном районе, на землях муниципального образования Аксютинского сельсовета.

Литолого-стратиграфический разрез составлен на основании данных бурения поисково-разведочных скв. 22, 23, 81, 82 и эксплуатационных скважин Кушниковского месторождения. Палеонтологических исследований керна в этих скважинах не проводилось.

Наиболее полно геологический разрез изучен в скв. 81, где он вскрыт до глубины 3029 м и представлен архейскими, палеозойскими (девонскими, каменноугольными, пермскими) и четвертичными отложениями.

Месторождение расположено в северной части Бузулукской впадины, вблизи ее сочленения с Южно-Татарским сводом. Поверхность фундамента залегает здесь на глубине 2,9-3,1 км и регионально погружается в южном направлении. Фундамент имеет блоковое строение. Фундамент покрывается, с большим стратиграфическим несогласием, мощной толщей пород палеозоя. В эмско-среднефранское время породы в общих чертах повторяют строение фундамента: они также испытывают региональное погружение в южном направлении и осложнены тектоническими нарушениями. Отмечается сглаженность структурных форм по сравнению с фундаментом.

По результатам исследований плотность пластовой нефти Кушниковского месторождения составляет от 857,4 до 881,0 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре колеблется от 3,02 до 5,49 МПа, газосодержание от 13,3 до 25,36 м³/т.

По товарной характеристике нефть Кушниковского месторождения по плотности характеризуется как тяжёлая и битуминозная (с плотностью нефти дифференциального разгазирования от 880,9 до 899,1 кг/м³), сернистая, высокосернистая, особо высокосернистая (массовое содержание серы 1,80-3,43 %), смолистая и высокосмолистая (массовое содержание смол 8,3-30,63 %), парафинистая (массовое содержание парафинов 3,66-8,80 %).

Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объёмным методом пласта Б2 Кушниковского месторождения.