Мамуринское нефтяное месторождение

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Мамуринское нефтяное месторождение расположено в пределах Мамуринского лицензионного участка, находящегося на юго-западной нефтегазоносной территории Самарской области. Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются Верхне-Гайское, Крюковское, Ломовское, Шаболовское. Залежи нефти этих месторождений связаны с отложениями бобрикоского, мендымского, тиманского, пашийского и ардатовского горизонтов, турнейского яруса [1].

В административном отношении Мамуринское месторождение расположено на территории Большеглушицкого района Самарской области, в 24 км к северо-западу от районного центра с. Большая Глушица. Расстояние до областного центра г. Самары составляет около 90 км.

В экономическом отношении район сельскохозяйственный, где 70 % площади занято пашнями и посевами.

В орогидрографическом отношении район месторождения представляет собой низменность, полого погружающуюся в сторону долины реки Большой Иргиз. Максимальные отметки рельефа составляют 130-133 м, минимальные – 46-52 м в пойме реки Б. Иргиз, которая протекает южнее месторождения с востока на запад. Русло реки извилистое, образует меандры и пойменные озера. Ширина русла реки 15-20 м, местами до 30 м. Река имеет спокойное течение, ширина долины достигает 2-3 км. В профиле долины выделяются две надпойменные террасы.

Район месторождения располагается в степной полосе и характеризуется континентальным климатом. Лето обычно бывает жарким и сухим, зима – морозной, снежной. Среднегодовая температура воздуха равна в среднем +4°. Первые морозы наступают в начале октября, последние бывают в начале мая. Среднее число дней в году со снеговым покровом 140. Среднегодовое количество осадков 288 мм.

Описываемый район характеризуется развитием травянистой растительности и отсутствием лесов, за исключением небольшого лесного массива, приуроченного к долине реки Б. Иргиз.

1.2 Стратиграфия

В пределах Мамуринской площади геологический разрез представлен породами кристаллического фундамента, девонскими, каменноугольными, пермскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями [1]. Общая толщина осадочных толщи достигает 3096 м (скважина №2).

На Мамуринском месторождении фундамент вскрыт скважинами №№ 2, 3, 4, 7, 21, 60, 66 (1, 2 стволы) и 68. Породы кристаллического фундамента сильно метаморфизованы, сложены преимущественно гранитами, гранито-гнейсами и кварцевыми диоритами. Максимально вскрытая толщина архейских отложений - 32 м (скважина № 3). Осадочный чехол залегает на размытой поверхности кристаллического фундамента.

Описание стратиграфического разреза приводится снизу вверх.

Девонская система – D

Девонская система представлена отложениями среднего и верхнего девона.

Средний отдел включает живетский ярус D3ћv. В отложениях верхнего девона выделяются франский D3f и фаменский D3fm ярусы.

Средний отдел –D3

Живетский ярус D3ћv

На отложения кристаллического фундамента со стратиграфическим несогласием залегают породы живетского яруса, старооскольского (st) надгоризонта. Надгоризонт включает воробьевский (vb), ардатовский (ar) и муллинский (ml) горизонты, которые представлены, в основном песчаниками, алевролитами и глинами. Толщина этих осадков изменяется от 15 до 45 м.

Верхний отдел –D3

Франский ярус - D3f

Франский ярус в пределах Мамуринского месторождения представлен тремя подъярусами: нижним, средним и верхним.

Нижний подъярус представлен надгоризонтом коми (km), включающий в себя горизонты – пашийский (рљ) и тиманский (tm).

Пашийский горизонт в значительной части сложен песчаниками кварцитовидными крепкими, песчанистыми алевролитами (глины и глинистые алевролиты в нем имеют резко подчиненное значение). В нем выделяется два пласта ДI и ДII. Толщина отложений 11-16 м.

Тиманский горизонт сложен глинами с прослоями песчаников и алевролитов, в основании известняков пелитоморфных. В горизонте выделяется до пяти локально распространенных пластов-коллекторов небольшой толщины Д0’, Д0, Д03, Дк’, Дк. Толщина отложений 13-19 м.

Среднему подъярусу соответствует российский надгоризонт (rs), включающий саргаевский (sr) и доманиковый (dm) горизонты. Оба горизонта сложены известняками плотными, крепкими иногда глинистыми. Толщина отложений варьирует от 21-27 м. С кровлей саргаевского или подошвой доманикового горизонтов сопоставим региональный репер «Д».

Верхнему подъярусу соответствует донской (ds) надгоризонт, включающий в себя мендымский (mn), воронежский (vr), ливенский (lv) и евлановский (ev) горизонты.

Мендымский горизонт сложен известняками серыми и коричневато-серыми, пятнистыми и неяснослоистыми, органогенно-обломочными, органогенно-детритовыми и сгустково-комковатыми, неравномерно перекристаллизованными, неравномерно доломитизированными, плотными, кавернозными и крепкими. Встречаются нефтенасыщенные известняки. На Мамуринском месторождении к этому горизонту приурочен нефтенасыщенный пласт Д3br. Мендымский горизонт имеет толщину отложений 23-40 м.

В юго-восточной части области на юго-западном борту Бузулукской впадины (Дергуновка-Украинка-Куцебовка-Благодатовка) по фауне брахиопод отмечается нижневоронежский перерыв в осадконакоплении.

Воронежский горизонт сложен известняками возможно пористыми с прослоями доломитов и мергелей. Толщина отложений 21-33 м.

Евлановский и ливенский горизонты сложены известняками пелитоморфными и скрытокристаллическими, участками глинистыми. Толщина отложений горизонта 117‑128 м.

Фаменский ярус - D3fm

Фаменский ярус в пределах Мамуринского месторождения представлен тремя подъярусами: нижним, средним и верхним.

Нижний и средний подъярусы представлены задонско-елецким (zd-el) и лебедянcко-данковским (lb-dn) горизонтами.

Горизонты сложены известняками пелитоморфными и скрытокристаллическими, плотными иногда с глинистыми прослоями доломитов. Толщина отложений 329-334 м.

Верхний подъярус представлен отложениями заволжского надгоризонта (zv).

В состав заволжского надгоризонта входят озерский (оz) и хованский (hv) горизонты. Толщина отложений надгоризонта варьирует от 57 до 64 м.

В верхней части отложений надгоризонта выделен нефтеносный пласт Дл, который литологически сложен известняками серыми, серовато-коричневыми и коричневато-серыми, микрокавернозными, нефтенасыщенными, перекристаллизованными, неравномерно доломитизированными до перехода в известковые доломиты, сульфатизированными, глинистыми, плотными, крепкими, трещиноватыми со стилолитовыми швами, с минеральными трещинами, с прослоями глин серых и зеленовато-серых, известковых, слоистых.

Покрышкой пласта служат глины с прослоями известняков турнейского яруса.

Каменноугольная система - С

Каменоугольные отложения в пределах Мамуринского месторождения представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.

Нижний отдел каменноугольной системы включает в себя турнейский(С1t), визейский (C1v) и серпуховский (C1s) ярусы.

Средний отдел - башкирский (С2b) и московский (C2m) ярусы.

Верхний отдел – касимовский (C3k) и гжельский (C3g) ярусы.

Нижний отдел – C1

Турнейский ярус – C1t

Отложения турнейского яруса залегают в основании каменноугольной системы. В его состав входят ханинский (С1h) и шуриновский (С1sh) надгоризонты. Толщина яруса 91-93 м.

Резкие перепады в толщинах отдельных горизонтов и турнейского яруса в целом обусловлены неоднократными размывами и перерывами в осадконакоплении в фаменско - турнейское время и позже, во время формирования кизеловского горизонта.

Ханинский и шуриновский надгоризонты слагаются отложениями малевского (ml), упинского (up), черепетского (иr) и кизеловского горизонтов (kz).

Горизонты сложены известняками серыми, темно-серыми, коричневато-серыми, органогенно-обломочными, прослоями сгустково-комковатыми, кавернозными с вертикальной и горизонтальной трещиноватостью, с бугорчатыми стилолитовыми швами. В кровельной части нефтенасыщенными, кристаллическими, плотными, крепкими.

На Мамуринском месторождении к упинскому, черепетскому и кизеловскому горизонтам приурочены пласты B3, В2 и В1 соответственно. Пласт В1 является продуктивным.

Кровля кизеловского горизонта сопоставима с региональным репером «Т».

Визейский ярус – C1v

Визейский ярус по литологическому признаку подразделяется на кожимский (kћ) и окский (ok) надгоризонты.

В состав кожимского надгоризонта входят косьвинский (kz), радаевский (rd) и бобриковский (bb) горизонты.

Образования косьвинского и радаевского горизонтов на территории Мамуринского месторождении частично или полностью размыты. В связи с этим терригенные остатки этих отложений залегают спорадически, отдельными линзами.

В бобриковском горизонте на Мамуринском месторождении выделяется нефтеносный пласт Б2. Литологически горизонт сложен в продуктивной части песчаниками светло-серыми, мелкозернистыми, пористыми, нефтенасыщенными и в непродуктивной части водонасыщенными, тонкозернистыми, крепкими. Плотные разности представлены алевролитами темно-серыми до черных, песчано-глинистыми, плотными, крепкими и глинами черными, углистыми, с раковистым изломом. Толщина отложений 31-41 м.

Покрышкой залежи пласта Б2 служат плотные, крепкие, участками окремнелые известняки тульского горизонта (региональный репер «Тульская плита»).

Окский надгоризонт слагается отложениями тульского (tl), алексинского (al), михайловского (mh) и веневского (vn) горизонтов.

Отложения тульского горизонта представлены известняками органогенными, часто глинистыми, с прослоями глин, в подошве пачка окремнелых известняков.

К средней части горизонта приурочен пласт Б0, который перекрывается и подстилается глинами. Толщины горизонта изменяются от 87 до 93 м.

Вверх по разрезу залегает карбонатная толща, представленная алексинским (al), михайловским (mh) и веневским (vn) горизонтами.

В кровле веневского горизонта на Мамуринском месторождении выделяется непродуктивный пласт О2.

Непродуктивная карбонатная часть разреза представлена известняками кристаллическими и пелитоморфными, иногда глинистыми с прослоями доломитов и изредка мергелей. Общая толщина горизонтов 167-220 м.

Серпуховский ярус – C1s

Нижний и верхний подъярусы Серпуховского яруса представлены отложениями заборьевского (zb) и старобешевского (sb) надгоризонтов, в которые входят тарусский (tr), стешевский (st) и протвинский (pr) горизонты.

Породы яруса представлены доломитами и известняками. Известняки пелитоморфные, изредка глинистые, участками окремнелые с редкими прослоями мергелей и глин. Толщина нижнего подъяруса составляет 78-166 м, а верхнего 64-72 м.

В нижней части серпуховского яруса залегает пачка глин тарусского горизонта.

Средний отдел – C2

Башкирский ярус – C2b

На территории Мамуринского месторождения разрез башкирского яруса характеризуется наибольшей стратиграфической полнотой и представлен отложениями краснополянского (krs), северокельтменского (sk), прикамского (pk), черемшанского (иm), в ряде случаев и мелекесского (mlk) горизонтов.

Толщина башкирского яруса варьирует от 95 м до 124 м.

Нефтеносность башкирских отложений приурочена, к черемшанскому горизонту, который был подвергнут выщелачиванию и процессам карстования, что положительно сказалось на формировании высокопроницаемых пород-коллекторов. Пласт А4 залегает в верхней части отложений башкирского яруса и литологически представлен известняками. Продуктивная часть пласта А4 сложена известняками серыми и коричневато-серыми, органогенно-обломочными, тонко кристаллическими, пелитоморфными в кровельной части нефтенасыщенные, реже обломочные, иногда глинистые плотные, местами кавернозные. Доломиты и известняки прослоями глинистые. Встречаются прослои глин и мергелей.

Покрышкой залежи являются плотные глины верейского горизонта. С подошвой верейского горизонта московского яруса (кровля пласта А4) сопоставим литологический репер «Б».

Московский ярус – C2m

Московский ярус представлен двумя подъярусами: нижним и верхним.

Нижний подъярус включает в себя верейский (vr) и каширский (kљ) горизонты, а верхний - подольский (pd) и мячковский (mи) горизонты.

Верейский горизонт сложен переслаиванием известняков, песчаников и глин. Глины алевритистые, слюдистые, плотные содержат прослои алевролитов реже песчаников. В известняках выделены непродуктивные пласты А1, А2 и А3.

Толщина верейского горизонта составляет 109-118 м.

С кровлей верейского горизонта сопоставляется – региональный репер «В».

Каширский горизонт сложен известняками кристаллическими и пелитоморфными иногда кавернозными и глинистыми. Имеются прослои мергеля. Отмечена фауна.

В подошве каширского горизонта залегает пласт А0.

Толщина горизонта составляет 92 - 99 м.

Подольский горизонт слагается известняками органогенными, пелитоморфными иногда доломитизированные, иногда окремнелыми, доломиты микрокристаллические. Редкие прослои мергеля. Встречается фауна.

Толщина горизонта изменяется от 216 до 230 м.

Мячковский горизонт представлен известняками и доломитами пелитоморфными и тонкокристаллическими и редкими прослоями мергелей.

Толщина горизонта составляет 118 - 120 м.

Верхний отдел С3

Верхний отдел карбона включает в себя касимовский (С3k) и гжельский (С3g) ярусы.

Отложения представлены известняками и доломитами скрытокристаллическими и пелитоморфными иногда загипсованными. Встречаются органические остатки фораминифер и обломками брахиопод, редко прослои мергелей и глин. В средней части пачка ангидрита.

Толщина отложений отдела 368-378 м.

Пермская система - P

Пермская система представлена нижним и верхним отделами.

В нижнем отделе пермской системы выделяются ассельский (Р1а), артинский (Р1ar) - сакмарский (Р1s) и кунгурский (Р1k) ярусы.

В верхнем отделе – Уфимский (Р2u), Казанский (Р2kz) и Татарский (Р2t) ярусы.

Отложения слагаются доломитами и известняками, антигидритами, реже гипсами и глинами, а также отмечаются прослои каменной соли. В верхах перми отмечается развитие терригенных осадков (татарский ярус).

Толщина этих отложений в пределах Мамуринского месторождения изменяется от 492 до 630м.

С размывом на отложениях татарского яруса залегают песчано-глинистые осадки неогена (N). Толщина их 10-214 м.

Завершается разрез широко распространенными по площади четвертичными (Q) осадками, представленными глинами, суглинками и супесями, толщиной до 30 м.

1.3 Тектоника

В региональном тектоническом плане Мамуринское месторождение расположено в зоне сочленения западного борта Бузулукской впадины и юго-восточного склона Жигулевско-Пугачевского свода [1].

Представление о тектоническом строении района дают материалы сейсморазведки (МОВ, МОГТ-2Д, МОГТ-3Д), а также данные структурного и глубокого бурения.

По материалам исследований для района работ характерно региональное ступенчатое погружение пород осадочной толщи и поверхности кристаллического фундамента в юго-восточном направлении к оси Бузулукской впадины, осложненное структурными террасами и носами. Градиент погружения последовательно уменьшается снизу вверх.

Рассматриваемый участок территории в течение геологической истории характеризовался высокой тектонической активностью. На фоне тектонических движений были широко развиты процессы размыва, рифообразования, выщелачивания, литолого-фациальных взаимопереходов, сопровождавшихся переотложением осадков.

В пределах структурных террас выделяются локальные поднятия, которые группируются в непротяженные структурные зоны или образуют группы поднятий без определенной ориентации.

Большинство поднятий являются структурами облекания положительных форм эрозионной поверхности кристаллического фундамента, о чем свидетельствует их более четкая амплитудная выразительность с глубиной. В своде наиболее высокоамплитудных выступов полностью отсутствуют терригенные отложения девонского возраста.

Начиная с 1975 по 2003 годы, территория неоднократно перекрывалась сейсморазведкой МОГТ - 2Д. По мере совершенствования методики полевых наблюдений качество сейсмического материала повышалось.

Сейсморазведочными работами с/п 4/75-76 на Нечаевской и Овсянской площадях и с/п 4/78 на Борисовской площади до 2004 года изучалось и уточнялось строение  Мамуринского поднятия по отражающим горизонтам Кz, В, Тр, У, М, Д и А.

В 2004 году в Пестравском и Большеглушицком районах Самарской области с/п 2/2004 и 4/2004 в северном секторе Мамуринского лицензионного участка были проведены сейсморазведочные работы МОГТ-2Д.

По результатам поисково-детальных сейсморазведочных работ в районе исследования по отражающему горизонту «Дкн» выделяются три непротяженные структурные зоны северо-западного простирания: Курганско-Крюковская, Мало-Глушицко-Благодатовская и Константиновско-Овсянская, которые ограничиваются прогибами той же ориентации.

Наиболее протяженной является Курганско-Крюковская структурная зона, которая в центральной части участка представлена Мамуринским поднятием, в своде которого выражен выступ фундамента.

В 2008 году на территории Мамуринского лицензионного участка проведены сейсморазведочные работы МОГТ-3Д. В результате интерпретации данных получены структурные карты по отражающим горизонтам: Ar - поверхность кристаллического фундамента; D2ar, D3tm, D3mn, D3fr, D3fm – отражающие границы в девонском интервале разреза; С1t, C1bb, C1tr, C2b, C2vr, C3 – отражающие границы в каменноугольном интервале разреза; P2kl – отражающая граница в интервале пермских отложений.

По отложениям кристаллического фундамента размеры выступа по замкнутой изогипсе а. о. «-2950 м» составляют 2,3х1,8 км, высота порядка 130 м.

По отражающему горизонту, сопоставимому с кровлей мендымского горизонта размеры поднятия по замкнутой изолинии а. о. «-2900 м» составляют 3,7х2,5 км. Отложения мендымского горизонта с несогласием залегают на кристаллическом фундаменте и наследуют элементы разломной тектоники. Высота поднятия по этому отражающему горизонту составляет около 80 м.

Мамуринское поднятие по отражающему горизонту, сопоставимому с кровлей заволжского надгоризонта, представляет собой антиклинальную складку размерами 2,7х2,2 км по оконтуривающей изогипсе а. о. «-2340 м»; высота поднятия уменьшается до 30 м.

Размеры поднятия по отражающим горизонтам «Т» (по замкнутой изогипсе а. о. «‑2240 м») и «У» (по оконтуривающей изогипсе а. о. «-2200 м») сопоставимы и составляют 2,4х1,7 км; высота - 15 м. По отражающему горизонту, сопоставимому с кровлей башкирского яруса размеры поднятия по замкнутой изогипсе а. о. «-1620 м» равны 2,7х1,5 км.

Мамуринское поднятие характеризуется унаследованностью структурных планов с тенденцией выполаживания структуры снизу вверх.

1.4 Нефтегазоносность разреза

Нефтяные залежи связаны с карбонатными отложениями башкирского и турнейского ярусов, заволжского надгоризонта, мендымского горизонта и терригенными отложениями бобриковского горизонта [1].

Нефтеносность Мамуринского месторождения установлена по данным ГИС и подтверждается данными эксплуатации скважин в пластах Б2 бобриковского горизонта, В1 турнейского яруса, Д3br мендымского горизонта. Нефтеносность пластов А4 башкирского яруса и Дл заволжского надгоризонта выявлена по результатам комплексной интерпретации данных ГИС и испытаниям пласта в открытом стволе скважин.

Пласт Б2

Пласт Б2 приурочен к бобриковскому горизонту и сложен песчаниками кварцевыми мелкозернистыми с прослоями алевролитов и глин. Покрышкой залежи служат плотные известняки нижней части отложений тульского и глинистые породы верхней части бобриковского горизонтов. По площади структуры коллектор развит повсеместно. Глубина залегания коллектора пласта по скважинным данным составляет 2331-2360 м.

Залежь водоплавающая пластового типа. Размеры залежи составляют 2,0х1,4 км, высота – 16,9 м. Площадь нефтеносности залежи составляет 2 129 тыс. м2. Средневзвешенная по площади залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 6,0 м.

Пласт Б2 вскрыт 21 скважиной. Общая толщина пласта по скважинам изменяется от 31,3 м (скважина №7) до 40,9 м (скважина № 30), составляя в среднем 36,2 м.

В разрезе пласта по скважинам выделяется от 2 до 9 проницаемых пропластков толщиной от 0,4 м до 18,2 м. Среднее значение коэффициента расчлененности составляет 5,1 ед., коэффициента песчанистости ‑ 0,50 д. ед.

Положение ВНК принято на а. о. «-2203,0 м» по скважинам №№ 23, 50.

Характеристика основных структурно-морфологических и геометрических параметров залежей продуктивных пластов приведена в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Характеристика размеров, толщин и неоднородности залежей

Параметры	Пласт Б2
В
Средняя глубина залегания, м	2330
Абсолютная отметка ВНК, м	-2203,0
Тип залежи	пластовая, водоплав.
Тип коллектора	Терригенный
Размеры залежи, длина(км), ширина (км), высота (м)	2,0*1,4*20
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	2129
Средняя общая толщина, м	36,2
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	6,0
Коэффициент песчанистости, д. ед.	0,50
Расчлененность	5,1

1.5 Фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов

Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) продуктивных отложений Мамуринского месторождения изучались методами промыслово-геофизических, гидродинамических исследований и на образцах керна [1].

Коэффициенты пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности по всем залежам приняты по ГИС.

Результаты определений ФЕС продуктивного пласта Б2 Мамуринского месторождения различными методами приведены в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Характеристики коллекторских свойств и нефтенасыщенности пластов

Наименование	Параметры
Проницаемость, мкм2*10-3	Коэффициент открытой пористости, доли ед.	Коэффициент начальной нефтенасыщен-ности, доли ед.
1	2	3	4	5
Пласт Б2
Лабораторные (керна)	Количество скважин	2	2	2
Количество определений	39	94	40
Среднее значение	933,2	18,4	94,6
Интервал изменения	178,0-2 561,9	14,2-22,3	89,4-97,6
Геофизические	Количество скважин	15	15	15
Количество определений	42	42	42
Среднее значение	1 262,1	18,1	89,9

Продолжение таблицы 1.2

Наименование	Параметры
Проницаемость, мкм2*10-3	Коэффициент открытой пористости, доли ед.	Коэффициент начальной нефтенасыщен-ности, доли ед.
1	2	3	4	5
Интервал изменения	11,5-3 405,3	9,7-21,8	74,9-96,6
Гидро- динамические	Количество скважин	7	-	-
Количество определений	39	-	-
Среднее значение	334,1	-	-
Интервал изменения	1,1-1 356,8	-	-

1.6 Свойства и состав пластовых флюидов

Пласт Б2

Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследований семи глубинных и одиннадцати поверхностных проб, отобранных из пяти скважин [1].

По результатам исследования методом однократного разгазирования, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 4,68 МПа, газосодержание – 25,70 м3/т, плотность пластовой нефти – 0,801 г/см3, плотность дегазированной нефти – 0,838 г/см3, динамическая вязкость пластовой нефти – 2,72 мПа*с, объемный коэффициент – 1,084.

По результатам расчета дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти – 0,837 г/см3, газосодержание – 24,07 м3/т, объемный коэффициент – 1,078.

По товарной характеристике нефть средней плотности, маловязкая, сернистая, малосмолистая, парафиновая.

Химический состав пластовых вод бобриковского горизонта (пласт Б2) приводится по результатам исследования проб из восьми скважин (№№ 1, 22, 23, 29, 30, 31, 43, 50) Мамуринского месторождения и с учетом проб соседних Верхне-Гайского, Западно-Пиненковского, Булатовского, Шапкинского, Любимовского, Петрухновского, Ломовского, Буролатского и Летовского месторождений. По мере увеличения процента обводненности добываемой продукции в скважине № 1 были изучены попутные воды.

Минерализация вод пласта Б2 составляет 258,41 г/л, плотность вод в стандартных условиях - 1,179 г/см3. Содержание в воде кальция составляет 5,8 г/л, магния - 1,30 г/л, сульфатов - 0,86 г/л, первая соленость - 90,3 %-экв. Пластовые воды характеризуются низкой степенью метаморфизации (rNa/Cl=0,92).

1.7 Сводная геолого-физическая характеристика пласта Б2

Геолого-физические характеристики продуктивного пласта приводятся в табл. 1.3 [1].

Таблица 1.3

Геолого-физические характеристики продуктивного пласта Б2 Мамуринского месторождения

Параметры	Б2
Категория запасов	В
Cредняя глубина залегания кровли, м	2 330
Тип залежи	пластовая водоплав.
Тип коллектора	терр.
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	2 129
Средняя общая толщина, м	36.2
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	6
Коэффициент пористости, доли ед.	0.18
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, д. ед.	0.90
Проницаемость, 10-3·мкм2	1262
Коэффициент песчанистости/доля коллектора, д. ед.	0.50
Расчлененность	5.1
Начальная пластовая температура, °C	56
Начальное пластовое давление, МПа	24.77
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПаЧс	2.72
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0.801
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0.837
Абсолютная отметка ВНК, м	-2 203.0
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1.078
Содержание серы в нефти, %	0.79
Содержание парафина в нефти, %	6.95
Давление насыщения нефти газом, МПа	4.68
Газосодержание, м3/т	24.07

Продолжение таблицы 1.3

Параметры	Б2
Содержание сероводорода, %	2.22
Вязкость воды в пластовых условиях, мПаЧс	-
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	-
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1.179
Средняя продуктивность, м3/сут·МПа	15,6
Сжимаемость, 1/МПаЧ10-4
Нефти	-
Воды	-
Породы	-
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0.672

1.8 Подсчёт запасов нефти и газа объёмным методом

Объемный метод подсчёта запасов нефти широко распространён 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 01 января 2016 г.

Сводная таблица под счётных параметров, запасов нефти и растворенного газа пласта Б2 Мамуринского месторождения, представлена в табл. 1.4.

Таблица 1.4

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа пласта Б2 Мамуринского месторождения

Параметры	Обозначения	Пласт
Категория запасов	В
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	2129
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	6
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,18
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,90
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	1,078
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,837
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,595
Газовый фактор, м3/т	g	24,07
Накопленная добыча нефти из пласта Б2, тыс. т. на 01.01.2016г.	856

Подсчет балансовых запасов нефти

Для подсчета балансовых запасов нефти объемным методом применяется следующая формула:

Qбал = F ∙ h ∙ m ∙ β ∙ с ∙ θ,  (1.1)

где Qбал – балансовые запасы нефти, тыс. т.

F - площадь нефтеносности, тыс. мІ

h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м

m - коэффициент эффективной пористости нефтесодержащих пород, доли единиц.

β - коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц.

с - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/мі

θ - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти в поверхностных условиях, доли единиц

Qбал =2129,0·6,00·0,18·0,900·0,837·1,078=1867,18 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 1867,18 · 0,595= 1110,97 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.

Для подсчета остаточных запасов нефти на 01 января 2016 года, необходимо знать, сколько добыто нефти из пласта в период с 2006 года по 2016 год.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =856,00 тыс. т

Qост. бал. = 1867,18 - 856,0= 1011,18 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 1110,97 - 856,0=254,97 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 1867,18 · 24,07·=44943,02 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 1110,97·24,07= 26741,05 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =856,00·24,07= 20603,92 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 1011,18 · 24,07 = 24339,10 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 254,97 · 24,07 = 6137,13 тыс. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2016 года представлены в табл. 1.5.

Таблица 1.5

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
1867,18	1110,97	1011,18	254,97	44943,02	26741,05	24339,10	6137,13

ВЫВОДЫ

Мамуринское нефтяное месторождение расположено в пределах Мамуринского лицензионного участка, находящегося на юго-западной нефтегазоносной территории Самарской области.

В пределах Мамуринской площади геологический разрез представлен породами кристаллического фундамента, девонскими, каменноугольными, пермскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Общая толщина осадочных толщи достигает 3096 м (скважина №2).

В региональном тектоническом плане Мамуринское месторождение расположено в зоне сочленения западного борта Бузулукской впадины и юго-восточного склона Жигулевско-Пугачевского свода.

Нефтяные залежи связаны с карбонатными отложениями башкирского и турнейского ярусов, заволжского надгоризонта, мендымского горизонта и терригенными отложениями бобриковского горизонта.

Залежи нефти терригенного пласта Б2 отличаются благоприятными фильтрационно-емкостными свойствами, пористость составляет 18 %, проницаемость - 1262 мД. Свойства пластовых флюидов изучены по собственным глубинным и поверхностным пробам - нефть является маловязкой (2,72 мПа·с).

Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объемным методом.