Обязательно. Таблица Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта

Параметры		Единицы измерения		Значения
Средняя глубина залегания		м
Тип залежи
Тип коллектора
Площадь нефтегазоносности		тыс.м2
Средняя общая толщина		м
Средняя нефтенасыщенная толщина		м
Пористость		%
Проницаемость	По керну		мкм2
	По гидр. иссл.		мкм2
Начальная нефтенасыщенность		доли ед.
Начальная водонасыщенность		доли ед.
Коэффициент песчанистости		доли ед.
Коэффициент расчлененности		доли ед.
Коэффициент вытеснения		доли ед.
Коэффициент вариации проницаемости		доли ед.
Тип смачиваемости породы
Начальная пластовая температура		оС
Начальное пластовое давление		МПа
Вязкость нефти в пластовых условиях		мПа.с
Плотность нефти в пластовых условиях		т/м3
Плотность нефти в поверхностных условиях		т/м3
Абсолютная отметка ВНК		м
Объемный коэффициент нефти		доли ед.
Содержание серы в нефти
Содержание смол селикагеновых в нефти		%
Содержание асфальтенов в нефти		%
Содержание парафина в нефти		%
Температура выпадения АСПО		оС
Давление насыщения нефти		МПа
Газосодержание нефти		м3/т
Вязкость воды в пластовых условиях		мПа.с
Плотность воды в пластовых условиях		т/м3
Минерализация пластовой воды		Г/л
Начальные балансовые запасы нефти		млн. т
Начальные извлекаемые запасы нефти		млн. т
Коэффициент нефтеизвлечения		доли ед.
Схема размещения скважин (5-точечная, 7-точечная, линейная шахматная)

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Пример расчета балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа по месторождению (пласту) на 01.01.2013 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 – 23790 тыс. м²

h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 11,8м

m – коэффициент пористости – 0,12 доли ед.

λ – коэффициент нефтенасыщенности – 0,89 доли ед.

ρ – плотность нефти в поверхностных условиях – 0,8645 т/м³

 – пересчетный коэффициент – 0,9628 доли. ед

= где В объемный коэффициент

Определяем начальные балансовые запасы нефти

Q_бал = 23790 · 11,8 · 0,12 ·0,89 · 0,8645 · 0,9628 = 24265 тыс.т.

Определяем извлекаемые запасы нефти

Q_извл = Q_бал · К где (1.2)

К – коэффициент нефтеизвлечения. Для данного пласта принят 0,325доли ед

Q_изв = 24265 · 0,325 = 7886 тыс.т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 200..г. составят

Q_{бал. ост} = Q_бал – Q_{доб (1.3)}

Q_доб – добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату–5093 тыс.т.

Q_{ост. бал.}= 24265 –5093 = 19172тыс.т.

Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 200..г. составляет

Q_{извл.ост.} = Q_извл – Q_{доб (1.4)}

Q_{извл.ост} = 7886 –5093 =2793 тыс.т

Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа

_{V бал.нач.} = Q_{бал.нач} · Г = 24265 х 20,7 = 502,3млн.м^{3 (1.5)}

Г – газовый фактор по пласту – 20,7 м³.

I_{нач.изв} = Q_{изв. нач} х Г (1.6)

_{Vнач.изв} = 7886 · 20,7 = 163,2 млн.м³

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.200..

V_{бал.ост.газа} = Q_{бал.ост.неф} х Г (1.7)

_{Vбал.ост.газа} = 19172 · 20,7 = 396,9млн. м³

Q_{извл.ост.газа}= Q_{изв.ост.неф} х Г (1.8)

Q_{извл.ост.газа} =2793 · 20,7 =57,8 млн.м³

Подсчитанные и остаточные запасы нефти по пластам на 1.01.2013г. проставляются в таблицу.