1.4.Характеристика запасов нефти месторождения, подсчет запасов нефти и газа.

Пласт СI расположен в верхней части горизонта и литологически представлен песчаниками, неравномерно расчлененными прослоями плотных алевролитов и глин.

- Залежь нефти пластового типа, с обширной водонефтяной зоной в границах Малиновского и Радаевского куполов. Покрышкой залежи являются плотные известняки тульского горизонта (репер «плита») и глинистый пропласток, непосредственно перекрывающий продуктивный пласт. Подстилается пласт пачкой глин и алевролитов

- По результатам исследований этих проб, плотность пластовой нефти – 878,0 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 5,88 МПа, газосодержание – 27,69 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 27,83 мПа·с.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 897,0 кг/м³, газовый фактор – 25,63 м³/т, объёмный коэффициент – 1,055, динамическая вязкость разгазированной нефти – 125,38 мПа·с.

- В геологическом строении Радаевского месторождения принимают участие отложения верхнего протерозоя, девонской, каменноугольной и пермской систем, а также осадки неогенового и четвертичного возраста.

Расчет балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа по месторождению (пласту) 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 – 10387тыс. м²

h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 10,6м

m – коэффициент пористости – 0,24доли ед.

λ – коэффициент нефтенасыщенности – 0,95 доли ед.

ρ – плотность нефти в поверхностных условиях – 0,899т/м³

 – пересчетный коэффициент – 0,941 доли. ед

= где В объемный коэффициент

Определяем начальные балансовые запасы нефти

Q_бал = 10387х 10,6 х 0,24 х 0,95 х 0,899 х 0,941 = 21240 тыс.т.

Определяем извлекаемые запасы нефти

Q_извл = Q_бал х К где (1.2)

К – коэффициент нефтеизвлечения. Для данного месторождения принят 0,552 доли ед.

Q_изв = 21240 х 0,552 = 11724 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–10123 тыс.т.

Q_{ост. бал.}= 21240-10123 =11117 тыс.т.

Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2011г. составляет

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

Q_{извл.ост} = 11724 –10123 = 1601 тыс.т

Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа

_{V бал.нач.} = Q_{бал.нач} х Г = 21240 х 27,5 = 584,1млн.м^{3 (1.5)}

Г – газовый фактор по пласту – 27,5 м³.

V_{нач.изв} = Q_{изв. нач} х Г (1.6)

_{Vнач.изв} = 11724 х 27,5 = 322,4 млн.м³

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2010

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

_{Vбал.ост.газа} = 11117х 27,5= 305,7млн. м³

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

Q_{извл.ост.газа} =1601х 27,5 =44,02 млн.м³

1. Таблица№6 Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту.

Запасы нефти тыс.т				Запасы газа мил.м3
Начальные		Остаточные		Начальные		Остаточные
Бал	Изв	Бал	Изв	Бал	Изв	Бал	Изв
21240	11724	11117	1601	584,1	322,4	305,7	44,02