кої систем, а також опади неогенового і четвертинного віку.
Розрахунок балансових, видобутих і залишкових запасів нафти і газу по родовищу (пласту) на 01.01.2011 року.
Підрахунок запасів нафти проводиться за формулою об'ємного методу
Q бал=F * h * m *? *? * q (1.1)
Q бал - це балансові запаси, тис. т
F - площа нафтоносності - 10387 тис. м 2
h - середня ефективна нефтенасищенная товщина - 10,6 м
m - коефіцієнт пористості - 0,24 частки од.
?- Коефіцієнт нефтенасищенності - 0,95 частки од.
?- Щільність нафти в поверхневих умовах - 0,899т/м 3
q - перерахункових коефіцієнт - 0,941 частки. од
q =де В об'ємний коефіцієнт
Визначаємо початкові балансові запаси нафти
Qбал=10387х 10,6 х 0,24 х 0,95 х 0,899 х 0,941=21240 тис. т.
Визначаємо запаси нафти
Qізвл=Qбал х К де (1.2)
К - коефіцієнт нефтеізвлеченія. Для даного родовища прийнятий 0,552 частки од.
Qізв=21240 х 0,552=11724 тис. т.
Залишкові балансові запаси нафти на 01.01 2011 складуть
Qбал. ост=Qбал - Qдоб (1.3)
Qдоб - видобуток нафти з початку розробки на аналізовану дату - 10123 тис. т.
Qост. бал.=21240-10123=11117 тис. т.
Залишкові запаси на 01.01 2011 становить
Qізвл.ост. =Qізвл - Qдоб (1.4)
Qізвл.ост=11724 - 10123=+1601 тис. т
Розрахунок балансових, видобутих, залишкових запасів газу
V бал.нач. =Qбал.нач х Г=21240 х 27,5=584,1 млн.м3 (1.5)
Г - газовий фактор по пласту - 27,5 м3.
Vнач.ізв=Qізв. нач х Г (1.6)
Vнач.ізв=11724 х 27,5=322400000. м3
Залишкові балансові запаси газу на 01.01.2010
Vбал.ост.газа=Qбал.ост.неф х Г (1.7)
Vбал.ост.газа=11117х 27,5=305700000. м3
Qізвл.ост.газа=Qізв.ост.неф х Г (1.8)
Qізвл.ост.газа=1601х 27,5=44020000. м3
Таблиця №6 Початкові і залишкові запаси нафти і газу по пласту.
Запаси нафти тис. т Запаси газу мил. м3 Початкові Залишкові Початкові ОстаточниеБалІзвБалІзвБалІзвБалІзв 2124011724111171601584,1322,4305,744,02
2. Характеристика системи розробки (режим розробки покладу, застосування системи підтримки пластового тиску, розташування свердловин, карта розробки)
За весь період розробки родовища було виконано більше 20 технологічних документів. У них удосконалювалася технологія розробки експлуатаційних об'єктів, аналізувався стан розробки, здійснювався прогноз технологічних показників, уточнювалися запаси і значення прогнозної нафтовіддачі.
Вперше проект розробки пласта СI була складена інститутом «Гіпровостокнефть» в 1955 р Поклад вугленосного горизонту була розбита на чотири купола, розділених пережимами: Сергієвський, студія-Ключевський, радаевского і Західно-радаевского (Малиновський).
Проектом передбачалося розташувати свердловини на поклади рядами з щільністю сітки 350х400 м.
Пласт СI Сергіївського купола рекомендувалося розробляти двома кільцевими рядами. У сводовой частини додатково були розміщені 6 свердловин. Всього на куполі була розміщена 41 видобувна свердловина. На 1 свердловину доводилося 233 тис. Т видобутих запасів і 27 га площі.
На студії-Ключевском куполі 38 експлуатаційних свердловин розміщувалися трьома лінійними рядами. На I свердловину доводилося 174 тис. Т видобутих запасів нафти і 26,5 га площі нафтоносності.
На радаевского куполі передбачалося пробурити 42 свердловини. На 1 експлуатаційну свердловину доводилося 135 тис. Т нафти видобутих запасів і 22,3 га площі.
Малиновський купол, який тоді називався Західно-радаевского, був погано розвідано, і його запаси орієнтовно становили всього 1,5 млн. т. На цій ділянці передбачалося розмістити 16 свердловин. На 1 свердловину доводилося 97 тис. Т видобутих запасів і 42,5 га площі нафтоносності.
У цілому поклад пласта СI планувалося експлуатувати 137 свердловинами.
Так як законтурному зона пласта в той час була погано вивчена, то рекомендувалося впровадити на родовищі законтурне заводнення поклади. Кількість нагнітальних свердловин становило 25 одиниць. Відстань між нагнітальними свердловинами було прийнято рівним 1250-1300 м, а в приконтурної зоні вони розміщувалися на відстані 400-500 м і від контуру нафтоно...
