Подсчет запасов нефти и газа

 

По результатам геологоразведочных работ оценивают количество и качество находящихся в недрах углеводородов и определяют возможность их извлечения. Эти оценки используются для планирования региональных, поисковых, оценочных и разведочных работ и добычи нефти и газа, поэтому им всегда придают огромное значение.

Запасы - количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них попутных компонентов в открытых залежах, наличие которых в недрах обосновывается геолого-геофизическими исследованиями и данными бурения, опробованием скважин в колонне, опытной или промышленной эксплуатацией.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (категории А, В и С₁) и предварительно оцененные (категория С₂).

Категория А - запасы залежи, изучены с детальностью, обеспечивающей полное определение ее типа, формы и размеров, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характеры изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава с свойства нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависит условие ее разработки.

Запасы категории А подсчитываются по залежи, разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти и газа.

Категория В - запасы залежи, нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти и газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.

Запасы категории В подсчитываются по залежи, разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или газа.

Расчет.

Подсчет запасов производится по формуле объемного метода

_бал = F * h * m * ρ * λ *,q

 

где Q_бал - это балансовые запасы

F - площадь нефтеносности - 12987 тыс. м²- средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 9,6 м- коэффициент пористости - 0,25 доли ед.

λ - коэффициент нефтенасыщенности - 0,77

ρ - плотность нефти в поверхностных условиях - 0,864 т/м³

пересчетныйq коэффициент - 0,97

q= где В объемный коэффициент

_бал = 12987 х 9,6 х 0,25 х 0,77 х 0,864 х 0,97 = 20113 тыс.т._извл = Q_бал х К

 

где К - коэффициент нефтеизвлечения. Принят равным 0,517_изв = 20113 х 0,517 = 10398 тыс.т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2009 г. составят

_{бал. ост} = Q_бал - Q_доб

_доб - добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату-10100,6 тыс.т._{ост. бал.}= 20113 -10100,6 = 10012,4 тыс.т.

Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2009 г. составляет

_{извл.ост.} = Q_извл - Q_{добизвл.ост} = 10398-10100,6 =297,4 тыс.т

 

Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа

_{бал.нач.} = Q_{бал.нач} х Г = 20113 х 20,8 = 418,35 млн. м³

 

Г - газовый фактор по пласту - 20,8 м³

_{нач.изв} = Q_{изв. нач} х Г_{нач.изв} = 12331 х 20,8 = 216,3 млн. м³

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2009.

_{бал.ост.газа} = Q_{бал.ост.неф} х Г_{бал.ост.газа} = 10012,4 х 20,8 = 208,3 млн. м³_{извл.ост.газа}= Q_{изв.ост.неф} х Г_{извл.ост.газа} =297,4 х 20,8 =6,2 млн. м³

 

Таблица 1.6 - Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту

Запасы нефти т.т				Запасы газа млн. м3
Начальные		Остаточные		Начальные		Остаточные
Бал	Изв.	Бал	Изв	Бал	Изв	Бал	Изв
20113	12331	10012,4	297,4	418,35	216,3	208,3	6,2

 

Выводы

 

Таким образом, можно сделать следующие заключения:

· Сарбайско-Мочалеевское месторождение расположено в восточной части Самарской области к северу от с. Кинель-Черкассы. В административном отношении район находиться в пределах Кинель-Черкасского и Похвистневского района в 100-120 км на северо-восток от областного центра г. Самара. Пласт представлен нефтенасыщенными, слаборасчлененными песчаниками, залегает на глубине 1300-1305 м. Приурочен к верейскому горизонту.

·         В геологической части в полном объеме описаны стратиграфия, тектоника, нефтеносность пластов Сарбайско-Мочалеевское месторождения, изучены их коллекторские свойства и физико-химические характеристики нефти, газа и воды. По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 0,8573 г/см³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 3,5 МПа, газосодержание 17,1 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 10,58 мПа∙с.

· Пласт А3 залегает на средней глубине 1180. В границах внутреннего контура нефтеносности величины нефтенасыщенных толщин изменяются незначительно, в большинстве случаев составляя 10-12 м и достигают максимума 16,4 м и 16,6 м. на участках расположения скв. 94 и 80. В межконтурной зоне нефтенасыщенные толщины изменяются в более широких пределах от 3 м (скв. 78) до 18,4 м (скв. 117). максимальная эффективная толщина пласта А3 зафиксирована в скв. 117 и 121 и составляет 23,6 и 21 м соответственно. Основной объект разработки - пласт А3 представлен слаборасчлененными песчаниками, состоящими из 1-2, реже 3-х пропластков, толщиной от 1 до 10 м. Коэффициент песчанистости - 0,74, расчленённости -1,5. Пористость - 19,9. Проницаемость 1,66.

·         Произведен подсчет начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти объемным методом, которые составляют соответственно 20113 тыс.т. и 12331 тыс.т.

· В итоге, необходимо отметить, что наличие водонефтяных зон в дальнейшем будет влиять на разработку месторождения, имеется возможность обводнения продукции с начала разработки.

 

Технологическая часть