Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений, страница 10

-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 * q                                            (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

q – пересчетный коэффициент –  0,941 доли. ед 

q= 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

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

2. Характеристика системы разработки (режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин, карта разработки).

За весь период разработки месторождения было выполнено более 20 технологических документов. В них совершенствовалась технология разработки эксплуатационных объектов, анализировалось состояние разработки, осуществлялся прогноз технологических показателей, уточнялись запасы и значения прогнозной нефтеотдачи.

Впервые проект разработки пласта СI была составлена институтом «Гипровостокнефть» в 1955 г. Залежь угленосного горизонта была разбита на четыре купола, разделенных пережимами: Сергиевский, Студено-Ключевской, Радаевский и Западно-Радаевский (Малиновский).

Проектом предусматривалось расположить скважины на залежи рядами с плотностью сетки 350х400 м.

Пласт СI Сергиевского купола рекомендовалось разрабатывать двумя кольцевыми рядами. В сводовой части дополнительно были размещены 6 скважин. Всего на куполе была размещена 41 добывающая скважина. На 1 скважину приходилось 233 тыс. т извлекаемых запасов и 27 га площади.