1.8 Подсчет запасов нефти и газа.

Расчет балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа по месторождению (пласту ДIII) на 01.01.2011 года.

Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода

Q_бал = F * h * m * ρ * λ *  (1.1)

Q_бал – это балансовые запасы, тыс.т

F – площадь нефтеносности – 6005 тыс. м²

h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 10,4 м

m – коэффициент пористости – 0,16 доли ед.

λ – коэффициент нефтенасыщенности – 0,88 доли ед.

ρ – плотность нефти в поверхностных условиях – 0,811 т/м³

 – пересчетный коэффициент – 0,868 доли. ед

= где В объемный коэффициент

Определяем начальные балансовые запасы нефти

Q_бал = 6005*10,4*0,16*0,88*0,811*0,868 = 6190 тыс.т.

Определяем извлекаемые запасы нефти

Q_извл = Q_бал х К где (1.2)

К – коэффициент нефтеизвлечения. Для данного пласта принят 0,624доли ед

Q_изв = 6190 х 0,624= 3863 тыс.т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2011г. составят

Q_{бал. ост} = Q_бал – Q_доб (1.3)

Q_доб – добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату 2709 тыс.т.

Q_{ост. бал.}= 6190 –2172 = 4018тыс.т.

Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2011г. составляет

Q_{извл.ост.} = Q_извл – Q_доб (1.4)

Q_{извл.ост} = 3863-2172= 1691 тыс.т

Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа.

_{V бал.нач.} = Q_{бал.нач} х Г = 6190 х 72,9= 451,25 млн.м³

Г – газовый фактор по пласту – 72,9 м³.

I_{нач.изв} = Q_{изв. нач} х Г = 3863 х72,9= 281,6 млн.м³

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2011г.

V_{бал.ост.газа} = Q_{бал.ост.неф} х Г = 4018 х 72,9 = 292,9 млн. м³

Q_{извл.ост.газа}= Q_{изв.ост.неф} х Г =1691 х 72,9 =123,3 млн.м³

Таблица 1.9

Запасы нефти т.т				Запасы газа млн.м3
Начальные		Остаточные		Начальные		Остаточные
Бал	Изв	Бал	Изв	Бал	Изв	Бал	Изв
6190	3863	4018	1691	421,25	281,6	292,9	123,3

Выводы:

Западно-Коммунарское месторождение, включающее в себя собственно Западно-Коммунарское, Чаганское, Пеньковское, Мало-Малышевское, Можаровское и Шарлыкское поднятия, расположено в пределах Кинельского административного района Самарской области, в 53 км к востоку-юго-востоку от г. Самары.

В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к водоразделу рек Б. Кинель и Самара. Рельеф земной поверхности слабо всхолмленный, осложнен оврагами, с уклоном к югу и западу в сторону р. Самары. Абсолютные отметки земной поверхности изменяются в пределах от +45,8 м до 111,8 м.

Общая толщина пласта изменяется в пределах 11,0–31,4 м. Толщина проницаемых песчаных прослоев, количество которых достигает 6-ти, изменяется от долей метра до 27,8 м, толщина разделяющих их плотных прослоев колеблется от 0,3 до 7,2 м.

ВНК принят на абс.отм. минус 3112 м, по данным ГИС в скважинах 56, 91, 62 и опробования в скважине 56, где из интервала 3155-3172 м (-3093,9-3110,9 м) получен фонтан нефти. Водонасыщенная кровля пласта в скважине 69 на абс. отметке минус 3113,6 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2(скв. 62) до 26,2 м (скв. 96).

По результатам исследования этих проб пластовая нефть относится к легким – с плотностью 754,0 кг/м³, маловязким – с динамической вязкостью 1,07 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 8,28 МПа, газосодержание – 74,78 м³/т, проницаемость - 0,1859 мкм², пористость – 17%

После расчета дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 811,0 кг/м³, газовый фактор – 60,10 м³/т, объёмный коэффициент – 1,152, динамическая вязкость разгазированной нефти – 4,68 мПа·с.

Начальные балансовые запасы нефти - 6190 тыс.т, начальные извлекаемые – 3863 тыс.т. Остаточные балансовые запасы нефти – 4018 тыс.т., извлекаемые – 1691 тыс.т.