Покровского месторождения Оренбургской области
.pdf18
минимальное значение, 10 ³ мкм² |
6 |
1,3 |
39,9 |
|
2,7 |
1 |
20 |
максимальное значение, 10 ³ мкм² |
2115 |
1521 |
39,9 |
|
987 |
1266 |
686 |
среднее значение, 10 ³ мкм² |
179,2 |
39,9 |
39,9 |
48,3 |
360 |
109,5 |
209,8 |
2.3 ГДИ (по нефти) |
|
|
|
|
|
|
|
количество скважин |
|
|
|
79 |
|
|
|
количество определений |
|
|
|
114 |
|
|
|
минимальное значение, 10 ³ мкм² |
|
|
|
0,19 |
|
|
|
максимальное значение, 10 ³ мкм² |
|
|
|
232 |
|
|
|
среднее значение, 10 ³ мкм² |
|
|
|
31,1 |
|
|
|
1.6. Физико-химические свойства нефти, газа и воды
По залежи пласта А4 отобраны пять глубинных проб из четырех скважин при пластовом давлении 17-18 МПа и пластовой температуре 37°С. Давление насыщения нефти в среднем равно 7,0 МПа, при этом газосодержание при однократном разгазировании составляет 50 м3/т, объемный коэффициент – 1,115.
Среднее значение вязкости пластовой нефти 3,30 мПа∙с, плотность пластовой нефти 0,825 г/см3, разгазированной –
0,857 г/см3.
Среднее содержание метана в газе при однократном разгазировании нефти пласта А4 31,8 %, этана 19 %, пропана –
17,8 %, содержание азота – 12,8 %, углекислого газа – 1,6 %, сероводорода 0,9 % .
По пласту А4 отобрана 20 поверхностных проб нефти из 12 скважин. Среднее значение плотности нефти при 20°С
– 0,865 г/см3, вязкость нефти при 20°С – 22,1 мм2/с.
Консорциум « Н е д р а »
19
Нефть сернистая – среднее содержание серы 1,8 %, смолистая (10,4 %), высокопарафинистая (6,0 %). Температура плавления парафина изменяется от 49 до 58°С, среднее значение – 53°С. Выход фракций, выкипающих до 300°С,
составляет 44 %.
Водоносность отложений верейского горизонтов (пласт А1-3) и башкирского яруса (пласт А4, А5) была изучена в процессе их опробования в десяти скважинах. При опробовании скважин были получены притоки пластовых вод дебитом 87-150 м³/сут из пласта А4 и 110-160 м³/сут из песчаников верейского горизонта при Ндин=250 м.
Пластовое давление в пласте А4 на отметке -1591-1602 м составляло 18,8 МПа. а в пластах верейского горизонта на отметке -1605-1610 м – 18,5 МПа. Минерализация пластовых вод башкирских и верейских отложений на Покровском месторождении изменяется от 271,2 до 285,9 г/л, плотность от 1,173 до 1,178 г/см3. По составу и минерализации воды этих пластов существенно не отличаются от друг от друга и близки водам окского надгоризонта и бобриковского горизонта.
По данным анализа пробы воды из скв. 162Р (минерализация 271,2 г/л) её состав хлоридный натриевый, по типу хлоркальциевый (по В.А. Сулину). Среднее содержание ионов (мг-экв/л): хлора – 4629; сульфатов – 27,5;
гидрокарбонатов – 1,2; кальция – 287; натрия+калия – 4204; магния – 165,4. Из микрокомпонентов присутствуют бром –
292 мг/л и йод – 7 мг/л.
Таблица 1.3
Свойства пластовой и дегазированной нефти. Покровское месторождение. Пласт А4
Параметр |
Диапазон |
Среднее |
|
значений |
значение |
||
|
Консорциум « Н е д р а »
20
1 Свойства пластовой нефти
2 Давление пластовое, МПа |
17.0-18.1 |
|
17,5 |
|
3 Температура пластовая, 0С |
35-38 |
|
37 |
|
4 Давление насыщения нефти газом, МПа |
6.6-7.4 |
|
7 |
|
5 Гасодержание нефти (стандартная сепарация), м3/т |
46-53 |
|
50 |
|
6 Газовый фактор нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих |
- |
|
- |
|
условиях, м3/т |
|
|||
|
|
|
||
7 Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3 |
0.819- |
|
0,822 |
|
0.825 |
|
|||
|
|
|
|
|
8 Вязкость нефти в условиях пласта, мПа*с |
3.22-3.42 |
|
3,3 |
|
9 Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, 10-4/МПа |
7-9 |
|
8 |
|
10 |
Плотность растворенного газа в стандартных условиях, кг/м3 |
|
|
|
- при однократном (стандартном) разгазировании |
1.157- |
|
1,18 |
|
1.213 |
|
|||
|
|
|
|
|
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
- |
|
- |
|
11 |
Плотность дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м3 |
|
|
|
- при однократном (стандартном) разгазировании |
853-863 |
|
857 |
|
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
- |
|
- |
|
12 |
Пересчетный коэффициент, единиц |
0.885- |
|
0,901 |
0.926 |
|
|||
|
|
|
|
|
13 |
Количество исследованных глубинных проб (скважин) |
6(5) |
|
|
14 |
Свойства дегазированной нефти |
|
|
|
15 |
Плотность дегазированнной нефти по поверхностным пробам, кг/м3 |
816-878 |
|
865 |
16 |
Вязкость дегазированной нефти по поверхностным пробам, мПа*с |
|
|
|
при 20 оС |
9.0-38.8 |
|
22,1 |
|
при 50 оС |
9,1 |
|
9,1 |
|
17 |
Температура застывания дегазированной нефти, о С |
(-4) - (- |
|
-9 |
12) |
|
|||
|
|
|
|
|
18 |
Массовое содержание, % |
|
|
|
серы |
1.1-3.2 |
|
1,8 |
|
смол силикагелевых |
2.6-20.7 |
|
10,4 |
|
асфальтенов |
0.3-4.1 |
|
2,4 |
|
парафинов |
4.2-7.5 |
|
6 |
|
19 |
Содержание микрокомпонентов, г/т |
|
|
|
ванадий |
- |
|
- |
|
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
21 |
|
никель |
|
|
|
- |
|
- |
|
|
|
|
|||
20 Температура начала кипения, оС |
|
|
|
50-88 |
|
69 |
|
|
|
|
|||
21 Фракционный состав, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
до 100оС |
|
|
|
3-16 |
|
7 |
|
|
|
|
|||
до 150 оС |
|
|
|
10-22 |
|
16 |
|
|
|
|
|||
до 200оС |
|
|
|
16-32 |
|
25 |
|
|
|
|
|||
до 300 оС |
|
|
|
30-58 |
|
44 |
|
|
|
|
|||
22 Количество исследованных поверхностных проб (скважин) |
|
|
|
22(14) |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.4 |
|
Компонентный состав нефти и растворенного газа. Пласт А4 |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
Пласт А4 |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
При однократном |
|
|
|
При |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
дифференциальном |
|
|
|||||||
|
|
|
разгазировании |
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
(ступенчатом) |
|
|
||||||
|
|
|
пластовой нефти |
|
|
|
|
||||||
|
Наименование |
|
|
разгазировании |
|
|
|||||||
|
|
в стандартных |
|
Пластовая |
|
||||||||
|
параметров, компонентов |
|
|
пластовой нефти в |
|
||||||||
|
|
условиях |
|
|
|||||||||
|
|
|
нефть |
|
|||||||||
|
|
|
|
рабочих условиях |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
Выделив- |
|
|
|
Выделив- |
|
|
|
|
||
|
|
|
шийся |
Нефть |
шийся газ |
Нефть |
|
|
|||||
|
|
|
газ |
|
|
|
(смесь) |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
Мольное содержание, % |
|
|
|||||||
|
Сероводород |
|
0,92 |
0 |
|
|
н/опр. |
н/опр. |
0 |
|
|||
|
Двуокись углерода |
|
1,63 |
н/опр. |
|
|
н/опр. |
н/опр. |
0,51 |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
Азот+редкие |
|
12,81 |
н/опр. |
|
|
н/опр. |
н/опр. |
3,91 |
|
|||
|
в т.ч.гелий |
|
0,048 |
н/опр. |
|
|
н/опр. |
н/опр. |
- |
|
|||
|
Метан |
|
31,8 |
0,15 |
|
|
н/опр. |
н/опр. |
9,85 |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
Этан |
|
19 |
0,9 |
|
|
н/опр. |
н/опр. |
6,52 |
|
|||
|
Пропан |
|
17,78 |
3,83 |
|
|
н/опр. |
н/опр. |
8,25 |
|
|||
|
Изо-бутан |
|
2,99 |
1,05 |
|
|
н/опр. |
н/опр. |
1,66 |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
22
Н-бутан |
7,35 |
4,65 |
н/опр. |
н/опр. |
5,54 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Изо-пентан |
2,31 |
6,7 |
н/опр. |
н/опр. |
5,56 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Н-пентан |
2,03 |
4,01 |
н/опр. |
н/опр. |
3,41 |
|
Гексаны |
н/опр. |
н/опр. |
н/опр. |
н/опр. |
н/опр. |
|
|
|
|
|
|
|
|
Гептаны |
н/опр. |
н/опр. |
н/опр. |
н/опр. |
н/опр. |
|
|
|
|
|
|
|
|
Октаны |
н/опр. |
н/опр. |
н/опр. |
н/опр. |
н/опр. |
|
Остаток(С9+высшие) |
1,38 |
78,72 |
н/опр. |
н/опр. |
54,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Молекулярная масса |
- |
237 |
н/опр. |
н/опр. |
174 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Плотность газа, кг/м3 |
н/опр. |
- |
н/опр. |
- |
- |
|
Относит. плотность газа |
1,177 |
- |
н/опр. |
- |
- |
|
по воздуху, доли ед. |
||||||
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
Плотность нефти, кг/м3 |
- |
870 |
- |
н/опр. |
834 |
1.7. Подсчет запасов нефти и газа объемным методом
Объемный метод подсчета запасов нефти широко распространен и может быть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разведанности.
Ниже представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на состояние 1 января 2016 г.
Сводная таблица подсчетных параметров запасов нефти и растворенного газа пласта А-4 представлена в таблице
1.5.
Таблица 1.5
Таблица подсчетных параметров запасов нефти и растворенного газа пласта А-4
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
|
|
|
23 |
|
|
Покровское |
р-н скв. |
Вост.-Покр, |
Вост.-Покр, |
Покровское, |
Зап.- |
Кызымбайско |
|
Параметры |
|
центр., скв. |
|
юж., скв. |
Покровское, |
||||
|
|
основная |
287 |
747 |
|
363 |
юж, скв. 930 |
скв. 411 |
е |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2 |
|
33494 |
1434 |
2951 |
|
1468 |
880 |
1431 |
3676 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м |
|
8,8 |
3,3 |
4,8 |
|
5,2 |
3,3 |
1,8 |
3,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент пористости m, доли ед. |
|
0,15 |
0,16 |
0,17 |
|
0,18 |
0,14 |
0,14 |
0,15 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед. |
|
0,82 |
0,85 |
0,82 |
|
0,82 |
0,85 |
0,82 |
0,82 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Плотность нефти ρ, г/м3 |
|
0,857 |
0,857 |
0,857 |
|
0,857 |
0,857 |
0,857 |
0,857 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Объемный коэффициент нефти В, доли ед. |
|
1,115 |
1,115 |
1,115 |
|
1,115 |
1,100 |
1,115 |
1,115 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пересчетный коэффициент , доли ед. |
|
0,897 |
0,897 |
0,897 |
|
0,897 |
0,909 |
0,897 |
0,897 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Газовый фактор Г, м3/т |
|
50 |
50 |
50 |
|
50 |
38 |
50 |
50 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент извлечения нефти, β |
|
0,575 |
0,575 |
0,575 |
|
0,575 |
0,575 |
0,575 |
0,575 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Накопленная добыча нефти ΣQн на 01.01.2016 г., тыс.т |
|
|
|
|
|
15934 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Для примера расчет представлен по основной залежи Покровского поднятия. |
|
|
|
|
|||||
|
Подсчет балансовых запасов нефти |
|
|
|
|
||||
Для подсчета балансовых запасов нефти объемным методом применяется следующая формула: |
|
|
|||||||
|
|
|
|
Qбал = F ∙ h ∙ m ∙ ∙ ∙ , |
|
(1.1) |
|||
где
Qбал – балансовые запасы нефти, тыс. т.
F - площадь нефтеносности, тыс. м²
h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м
m - коэффициент эффективной пористости нефтесодержащих пород, доли единиц.
Консорциум « Н е д р а »
24
- коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц.
- плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м³
- пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти в поверхностных условиях, доли единиц. Qбал = 33494·8,8·0,15·0,82·0,857·0,897 = 27869 тыс. т
Qизв = Qбал·К, |
(1.2) |
где К - коэффициент извлечения нефти.
Qизв. .= 27869·0,575 = 16025 тыс. т
Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.
Для подсчета остаточных запасов нефти на 1 января 2016 года, необходимо знать, сколько добыто нефти из пласта в
период разработки на 01.01.2016 г.
Qост. бал = Qбал – Qдоб, |
(1.3) |
Qдоб. = 15934 тыс. т – представлена в целом по пласту А4 |
|
Для расчета остаточных запасов просуммированы запасы по всем залежам и из суммарных запасов вычитается
суммарная добыча.
Qост. бал. = 32322 – 15934 = 16388 тыс. т
Qост. изв = Qизв – Qдоб, |
(1.4) |
Qост. изв = 18585 – 15934 = 2651 тыс. т
Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
25 |
|
|
|
|
Vбал = Qбал· g, |
|
|
(1.5) |
|
|
|
|
|
где |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
g – газовый фактор |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Vбал.г. = 27869·50 / 1000 = 1393 млн. м³ |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
Vизв = Qизв· g, |
|
|
(1.6) |
|
|
|
|
|
Vизв.г. =16025·50 / 1000 = 801 млн. м³ |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г. |
|
|
|
|||||
|
|
|
Vдоб = Qдоб· g, |
|
|
(1.7) |
|
|
|
|
|
Vдоб.г. = 15934·50 / 1000 = 797 млн. м³ |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
Vост бал = Vбал - Vдоб, |
|
|
(1.8) |
|
|
|
|
||
Vост бал.г.=1613 – 797 = 816 млн. м³ |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
Vост изв = Vизв - Vдоб, |
|
|
(1.9) |
|
|
|
|
||
Vост изв.. = 927 – 797 = 131 млн. м³ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Сведения о состояние запасов нефти и газа на 1 января 2016 года представлены в таблице 1.6. |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.6 |
|
|
|
|
|
|
Запасы нефти и газа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Покровское |
р-н скв. |
Вост.-Покр, |
Вост.-Покр, |
Покровское, |
Зап.-Покровское, скв. |
Кызымбайское |
Пласт А4 в |
|
|
|
|
основная |
287 |
центр., скв. |
юж., скв. |
юж, скв. 930 |
|
411 |
целом |
|
|
|
|
747 |
363 |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qбал |
27869 |
495 |
1518 |
866 |
269 |
|
227 |
1077 |
32322 |
тыс.т. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
26
Qизвл |
16025 |
284 |
873 |
498 |
155 |
131 |
620 |
18585 |
тыс.т. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qбал.ост |
|
|
|
|
16388 |
|
|
|
тыс.т. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qизв.ост |
|
|
|
|
2651 |
|
|
|
тыс.т. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Yбал |
1393 |
25 |
76 |
43 |
10 |
11 |
54 |
1613 |
млн. м³ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Yизвл |
801 |
14 |
44 |
25 |
6 |
7 |
31 |
927 |
млн. м³ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Yбал.ост |
|
|
|
|
816 |
|
|
|
млн. м³ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Yизв.ост |
|
|
|
|
131 |
|
|
|
млн. м³ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Выводы
Покровское газонефтяное месторождение расположено на территории Грачевского и Бузулукского районов Оренбургской области, в 80 км к юго-западу от г. Бузулук. Месторождение расположено в районе с развитой инфраструктурой.
В тектоническом отношении месторождение расположено в пределах Бузулукской впадины и приурочено к Бобровско-Покровскому валу, являющемуся структурным осложнением южного борта Камско-Кинельской системы прогибов.
Покровское поднятие представляет собой резко асимметричную брахиантиклиналь северо-западного простирания с более крутым северным крылом. В пределах складки выделяются три основных поднятия: собственно Покровское (в
центральной части складки), Западно-Покровское, Восточно-Покровское и Кызымбайское, осложненные, в свою очередь, рядом небольших куполов.
Консорциум « Н е д р а »