Геологическая часть

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Осиновское месторождение в административном отношении находится в пределах Асекеевского района Оренбургской области (рисунок 1.1).

Осиновское месторождение расположено в районе промышленной нефтедобычи с развитой инфраструктурой.

В непосредственной близости находятся разрабатываемые нефтяные и газо-нефтяные месторождения Большекинельского вала: севернее в 5 и 15 км – Березовское и Тарханское нефтяные месторождения, соответственно, юго-восточнее – Кушниковское, Чесноковское, Сакадинское нефтяные месторождения.

За более чем 50-летний период освоения района создана вся необходимая для нефтедобычи промышленная инфраструктура. Существенных ограничений для дальнейшей разработки месторождения с позиций промышленной освоенности региона, особенностей обустройства месторождения, клима-тических условий в настоящее время нет.

1.2 Орогидрография

В орогидрографическом отношении район представляет собой слабо всхолмленное плато, являющееся частью пологого северного склона водораздела междуречья М. Кинель - Боровка. Гидрографическая сеть района представлена рекой М. Кинель с более крутым правым берегом и пологим левым, протекающей непосредственно в контуре ЛУ. Пойменная часть рек достигает ширины 1,5 км и имеет большое количество стариц.

Ландшафт района относится к степной зоне с относительным перепадом высот ре-льефа чуть выше 200 м. Абсолютные отметки колеблются от +180 до +300 м, в пределах пойм высота рельефа не превышает +100 м. Растительность представлена редкими сме-шанными лесами и лесостепью, с преобладанием лиственных пород, произрастающими, преимущественно, в низменных условиях. Развита сеть лесопосадок вдоль дорог и зарос-лями кустарников по долинам рек.

Обзорная карта Осиновского месторождения

Рис. 1.1

Климат района резко континентальный при среднемноголетней годовой темпера-туре воздуха составляет +4оС. Зимний период холодный с устойчивыми морозами до -35оС в январе. Снежный покров устанавливается с начала декабря и держится до первой половины апреля. Высота снежного покрова в среднем достигает 22-50 см. Грунт промерзает до 1,5-2 м. Ветры, обычно, южные. В периоды метелей на дорогах образуются снежные заносы. Лето сухое, жаркое – до +35оС в июле. Дожди, преимущественно, ливневые, с частыми грозами. При этом среднегодовое количество атмосферных осадков колеблется от 350 до 430 мм.

Выделяющиеся на территории водоохранные зоны незначительной ширины (для р. Малый Кинель – 200 м, для озер и прудов – 300 м) не создают препятствий для разра-ботки.

1.3 Стратиграфия

Геологический разрез на Осиновском месторождении представлен археско-протерозойскими отложениями кристаллического фундамента и кайнозойско-палеозойским осадочным чехлом.

Архейско-протерозойский комплекс

Кристаллический фундамент на площади месторождения  вскрыт скважинами №51 на глубине 2958 м, №86 – 2931 м, №53 – 2980 м. и представлен гранат-биотитовыми гнейсами, плагиогнейсами и выветрелыми гранитами. Вскрытая толщина составляет 12-28 м. Кора выветривания кристаллического фундамента представлена выветрелыми неясногнейсовидной текстуры кварцево-глинистыми породами.

Девонская система / Нижний отдел

Эмский ярус представлен койвенским горизонтом. Койвенский горизонт в нижней части представлен глинами серыми до черных, реже зеленовато-серыми, прослоями песчанистыми и алевролитами серыми, глинистыми, плотными; в верхней части известняками темно-серыми до черных, плотными. Вскрытая толщина – 8-13 м.

Средний отдел

Эйфельский ярус представлен нижним и верхним подъярусами, которые, в основном, представлены известняками серыми пелитоморфными, аргиллитами темно-серыми, плотными, алевролитами темно-серыми крепкими. Мощность – 17-52 м. 

Живетский ярус представлен снизу вверх воробъевским, ардатовским и муллинским горизонтами. Воробъевские слои в подошве сложены известняками серыми глинистыми, вверху - глинами темно-серыми тонкослоистыми, алевролитами светло-серыми неравномерно глинистыми. Толщина – 18-29 м.

Ардатовские слои представлены в нижней части алевролитами и песчаниками, в средней – известняками серыми, в верхней части – глинами серыми, до черных, известковистыми. Мощность – 35-46 м. Муллинские слои сложены в нижней части известняками темно-серыми, массивными (репер «черный известняк»), выше – алевролитами глинистыми до перехода в аргиллиты. Мощность – 24-34 м.

Верхний отдел / Франский  ярус

Нижнефранский подъярус представлен пашийским, кыновским горизонтами.

Пашийский горизонт представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники в нижней части светло-серые, серо-коричневые, среднезернистые, кварцевые, пористые, иногда плотные. В верхней части выделяются песчаники светло-серые, тонко-зернистые, слабопористые. Толщина – 31-42 м.

Кыновский горизонт в верхней и нижней частях  представлен известняками, в средней части-глинами серыми до черных, плотными. Толщина – 15-22 м.

Среднефранский подъярус

В состав подъяруса входят саргаевский, доманиковский горизонты.

Саргаевский горизонт сложен известняками темно-серыми до черных, глинистыми, с прослоями глин. Толщина – 5-7 м.

Доманиковский горизонт представлен известняками темно-серыми плотными, битуминозными, с прослоями глин. Толщина – 46-55 м.

Верхнефранский подъярус. В состав подъяруса входят мендымский, воронежский, евлановский и ливенские горизонты. Весь подъярус представлен известняками серыми до черных, в тонких прослоях битуминозными, с прослоями глин и аргиллитов. Толщина – 291-311 м.

Фаменский ярус (включая заволжский горизонт) представлен известняками серыми до черных, пелитоморфными и кристаллическими, плотными, с небольшими прослоями доломитов. Общая толщина яруса – 227-273 м.

Каменноугольная  система / Нижний отдел

Турнейский ярус представлен известняками от светло - до темно-серых, крепкими, плотными, пелитоморфными, кристаллическими, участками пористыми и трещиноватыми с прослоями доломитов. Для верхнетурнейского подъяруса характерны значительные изменения  толщин. Толщина турнейского яруса составляет 152-166 м.

Визейский ярус представлен кожимским и окским надгоризонтами. Кожимский надгоризонт представлен бобриковским горизонтом и сложен  песчаниками от светло - до темно-серых, кварцевыми, тонкопористыми с прослоями аргиллитов и глин. Толщина – 19-23 м. Залегает с размывом на отложениях турнейского яруса.

Окский надгоризонт представлен тульским, алексинским, михайловским и веневским горизонтами. Сложены они известняками, доломитами с прослоями ангидритов, аргиллитов. Известняки от белых до черных, мелкозернистые, участками окремнелые и глинистые, трещиноватые. Доломиты серые, кристаллические, известковистые, трещиноватые, участками кавернозные. Аргиллиты темно-серые до черных, гидрослюдистые, тонкослоистые. Толщина – 190-215 м.

Серпуховский ярус представлен известняками, доломитами и маломощными про-слоями аргиллитов и алевролитов. Доломиты светло-серые, серые, кристаллические, участками окремнелые, кавернозные. Известняки темно-серые, зеленовато-серые, тонкослоистые, гидрослюдистые. Алевролиты зеленовато-серые, глинистые. Толщина – 163-206 м.

Средний отдел каменноугольной системы представлен башкирским и московским ярусами. Башкирский ярус представлен известняками с прослоями  доломитов, с мало-мощными прослоями ангидритов и аргиллитов. Известняки от белых до серых с голубоватым, коричневатым и буроватым оттенками, кристаллические, окремнелые, участками слабо глинистые, доломитизированные. Доломиты почти белые и светло серые, кристаллические, слабо кавернозные. Аргиллиты зеленоватые, темно-серые, известковистые. Толщина – 64-74 м.

Московский ярус представлен верейским, каширским, подольским и мячковским горизонтами.

Верейский горизонт на Осиновском месторождении сложен, в основном, глинами с прослоями аргиллитов и алевролитов. Аргиллиты темно-серые, зеленовато-буровато - и коричневато-серые. Алевролиты темно-серые, зеленовато-серые, буровато-коричневые, глинистые. Толщина – около 22-30 м.

Каширский горизонт представлен известняками от белых до черных с зеленоватым и буроватым оттенком, кристаллическими, органогенно-обломочными, участками глинистыми, кавернозными. Реже отмечаются доломиты от светло - до темно-серых с коричневым оттенком, скрыто - и мелкокристаллические. Толщина – 133-148 м.

Подольский горизонт сложен известняками органогенно-обломочными, нередко глинистыми, с прослоями доломита и включениями ангидрита, гипса. Толщина – 75-168 м.

Мячковский горизонт представлен известняками шламово-детритовыми, глинисто-битуминозными и мергелями черными, с раковистым изломом, иногда доломитизированными. Толщина составляет 57-63 м.

Верхний карбон сложен известняками с подчиненными прослоями  доломитов и  аргиллитов касимовского и гжельского горизонтов. Известняки от светло-серых до черных с зеленоватым оттенком, кристаллические, органогенно-обломочные, пелитоморфные, доломитизированные, иногда пористые и кавернозные. Доломиты светло-серые, серые и желтовато-серые, кристаллические, известковистые, участками окремнелые, с прослоями ангидритов. Аргиллиты зеленовато-серые, известковистые, плотные, крепкие. Толщина – 186-194 м.

Пермская система представлена в полном объеме и включает нижний отдел в со-ставе ассельского, сакмарского, артинского ярусов и верхний отдел в составе уфимского, казанского и татарского ярусов.

Ассельский ярус сложен известняками и доломитами светло-серыми и серыми с желтоватым и коричневатым оттенками, органогенно-обломочными и мелкокристаллическими, участками раскристаллизованными, с включениями ангидрита и гипса. Толщина – 58-79 м.

Сакмарский ярус представлен переслаиванием известняков, доломитов и ангидритов. Ангидриты голубые, светло-голубые, кристаллические. Известняки светло-серые, серые, мелкокристаллические, плотные, слабо пористые, глинистые. Доломиты серые, мелкокристаллические, тонкопористые, участками известковистые. Толщина – 137-175 м.

Артинский ярус представлен двумя пачками карбонатной и карбонатно-сульфатной. Нижняя часть разреза представлена доломитами и известняками серыми, светло - и желтовато-серыми, кристаллическими, иногда пористыми и мелкокавернозными, с включениями гипса, глинистыми. Верхняя часть сложена двумя прослоями ангидритов разобщенными доломитами. Ангидриты голубовато-серые, кристаллические с глинисто-карбонатными прослоями. Доломиты серые, темно-серые, мелкокристаллические, участками тонкопористые. Толщина – 20-59 м.

Кунгурский ярус представлен филипповским и иреньским горизонтами.

Филипповский горизонт сложен доломитами с прослоями ангидритов. Ангидриты голубовато-серые, кристаллические, участками трещиноватые. Доломиты серые, буровато-серые, глинистые, участками кавернозно-пористые.

Иреньский горизонт сложен сульфатно-карбонатными породами: ангидритами и доломитами с небольшими прослоями аргиллитов, мергелей, гипсов. Ангидриты голубовато-серые, кристаллические с примесью глинисто-доломитового материала. Доломиты от светло-серых до темно-серых, мелкокристаллические, участками глинистые. Аргиллиты серые, слюдистые, доломитистые. Общая толщина кунгурского яруса составляет 139-165 м.

Верхний отдел

Уфимский ярус сложен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов, доломитов, известняков, мергелей и ангидритов. Нижняя часть разреза на отдельных участках засульфачена. Толщина – 58-70 м.

Казанский ярус представлен калиновской, гидрохимической, сосновой свитами и сложен переслаиванием аргиллитов, глин, известняков и песчаников. Гидрохимическая свита представлена, в основном, каменной солью с примесью глинисто-доломитового материала. Общая  толщина – до 200 м.

Татарский ярус сложен песчано-глинистыми образованиями с редкими прослоями мергелей, доломитов, известняков. Толщина – 247-284 м.

Четвертичная система представлена аллювиальными и делювиальными отложениями: преимущественно суглинками, супесями буроватыми и желтовато-коричневыми с прослойками глин и песков. Толщина – до 5-12 м.

1.4 Тектоника

В регионально тектоническом плане по кристаллическому фундаменту Осиновское поднятие приурочено к северо-восточному склону Оренбургского погребенного свода (рис.1.2). Поднятие представляет собой куполовидную антиклинальную складку широтного простирания небольших размеров. Южная часть структуры по башкирским отложениям осложнена локальным прогибом, связанным с размывом осадков в конце башкирского века. Структурный план отложений каширского горизонта имеет унаследованный характер и залегает конформно с отложениями башкирского яруса.

В нефтегеологическом отношении месторождение расположено в западной части Боровско-Залесской структурной зоны поднятий, приуроченной к северной  внешней прибортовой зоне Муханово-Ероховского прогиба.

Тектоническая карта района месторождения

Рис. 1.2

По данным глубокого разведочного бурения и геофизических работ в пределах Оренбургской области отмечается погружение кристаллического фундамента на юг и юго-восток в сторону Прикаспийской впадины, на фоне которого прослеживается ряд крупных линейных структур, характеризующихся отчетливой тектонической выраженностью во всех структурных этажах палеозоя: Большекинельский вал, Бобровско-Покровский вал и другие.

Основной особенностью структурно-тектонического строения Кушниковской разведочной площади является существенное различие структурных планов: девонской, нижнекаменноугольной (до башкирского яруса вкючительно), среднекаменноугольной, нижне - и верхнепермской частей разреза. Наибольшее несоответствие структурных планов отмечается между среднедевонскими и нижнекаменноугольными отложениями. В основном это связано с инверсионным характером тектонического развития рассматриваемой территории на рубеже нижнего и среднего девона. Начиная с кыновского времени, в целом по Оренбургскому региону знак тектонических движений поменялся на обратный. Кардинально изменились региональный источник и генеральное направление сноса обломочного материала: если в среднем девоне осадки преимущественно сносились с запада (Русской платформы) на восток, то в позднем девоне основным источником пород служил растущий Урал и снос осуществлялся с востока на запад. Таким образом, строение девонско-нижнекаменноугольной толщи обусловлено преимущественно тектоническим фактором.

В формировании же вышележащей толщи решающее значение, возможно, принадлежит аккумулятивно-эрозионным факторам.

Наряду с региональными тектоническими особенностями локальная структурная особенность, по всей видимости, обусловлена и литолого-седиментогенным фактором, следствием которого является формирование отдельных куполов поднятий за счет дифференцированности степени уплотнения карбонатных осадков рифового генезиса.

1.5 Нефтегазоводоносность и геологическое строение продуктивных пластов

Месторождение является одним из небольших в регионе и содержит два нефтеносных комплекса: карбонатные отложения каширского горизонта пласт C2ks(Ао-н) и башкирского яруса пласт C2b(А4). Северо-Осиновское поднятие, к которому приурочены залежи месторождения, представляет собой куполовидную антиклинальную складку широтного простирания, в южной части осложненную локальным прогибом.

Залежь каширского горизонта

Продуктивный пласт А0-Н выделяется в подошве каширского горизонта, литологически представлен пористыми карбонатами. Покрышкой для залежи служит пачка уплотненных глинистых карбонатов каширского горизонта толщиной до 3 м. Западно-Степановское поднятие.

Залежь представляется в виде куполовидного поднятия размерами 2,1 Ч 2 км, южное крыло которого осложнено локальным прогибом. ВНК залежи определен абсолютной отметкой -1269,1 м. Высота залежи – 6,8 м;залежь массивного типа.

Залежь башкирского яруса

Продуктивный пласт А4 залегает в кровельной части башкирского яруса, сложен известняками светло-серыми, малозернистыми, кавернозными, с прослоями доломитов.

Размер залежи в пределах внешнего контура нефтеносности – 2,2 Ч 2,0 км. Высота залежи – 9,4 м. Залежь представляет собой куполовидное поднятие, южная часть которого осложнена локальным прогибом предположительно карстового происхождения. Эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам – 2,0 м, средневзвешенная через объем нефтенасыщенная толщина  по залежи – 1,3 м. Залежь массивного типа. ВНК залежи – -1312,5 м.

Характеристики неоднородности продуктивных залежей Осиновского месторождения приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Характеристики неоднородности продуктивных залежей

Толщина	Наименование	ВНЗ	За контуром ВНК	В целом по пласту
1	2	3	4	5
Пласт А0-Н московского яруса
Кол-во использованных скважин	3	5	8
Средняя, м	11,8	12,4	12,2
Общая	Коэффициент вариации, д. ед.	0,014	0,307	0,249
Интервал изменения, м	11,6-12,0	9,6-20,0	9,6-20,0
Средняя, м	7,6	3,2	4,8
Эффективная	Коэффициент вариации, д. ед.	0,109	0,277	0,478
Интервал изменения, м	6,8-8,8	1,6-4,2	1,6-8,8
Коэффициент	Среднее значение	0,647	0,272	0,413
песчанистости,	Коэффициент вариации, д. ед.	0,103	0,346	0,486
доли ед.	Интервал изменения, м	0,586-0,739	0,19-0,404	0,19-0,739
Коэффициент	Среднее значение	4	3,4	3,63
расчлененности,	Коэффициент вариации, д. ед.	0,204	0,353	0,306
доли ед.	Интервал изменения, м	3-5	2-5	2-5
Пласт А4 башкирского яруса
Кол-во использованных скважин	3	4	7
Средняя, м	7,5	7,5	7,6
Общая	Коэффициент вариации, д. ед.	0,407	0,254	0,328
Интервал изменения, м	3,3-10,5	4,5-9,4	3,3-10,5
Средняя, м	2,6	4,1	3,4
Эффективная	Коэффициент вариации, д. ед.	0,326	0,282	0,366
Интервал изменения, м	2,0-2,5	2,2-5,0	2,0-5,0
Коэффициент	Среднее значение	0,398	0,536	0,477
песчанистости,	Коэффициент вариации, д. ед.	0,394	0,173	0,297
доли ед.	Интервал изменения, м	0,227-0,606	0,489-1	0,227-1
Коэффициент	Среднее значение	3,33	3,25	3,29
расчлененности,	Коэффициент вариации, д. ед.	0,141	0,549	0,422
доли ед.	Интервал изменения, м	3-4	1-6	1-6

1.6 Геолого-физическая характеристика пластов

Геолого-физическая характеристика пластов Осиновского месторождения приводится в таблице 1.2.

Залежь каширского горизонта

На керне выполнено девять определений пористости и восемь определений про-ницаемости по одной скважине.

По данным ГИС выполнено шесть определений пористости и шесть определений нефтенасыщенности в двух скважинах.

Проведено шесть ГДИ в двух скважинах.

Значения пористости 16% и нефтенасыщенности 76% приняты по ГИС, проницаемости 0,195 мкм2 по промысловым данным.

Коэффициент вытеснения 0,439 принят по аналогии с месторождениями Республики Татарстан (Контузлинское, Сиреневское, Пионерское, Вишнево-Полянское).

Таблица 1.2

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Параметры	Пласт
А0-Н	А4
Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м	1431	1474
Тип залежи	Неполно-пластовый	Неполно-пластовый
Тип коллектора	карбонатный, поровый	карбонатный, поровый
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	2924	2624
Средняя общая толщина, м	12,2	7,6
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	2,1	1,3
Коэффициент пористости, доли ед.	0,16	0,15
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.	0,76	0,77
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,76	0,79
Проницаемость, 10-3 мкм2	195	71
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,647	0,398
Расчлененность	4,0	3,3
Начальная пластовая температура, оС	29,0	29,2
Начальное пластовое давление, МПа	15,2	15,67
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с	16,6*	15,5
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	862*	864
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	899	876
Абсолютная отметка ВНК, м	-1269,1	-1313,2
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,009*	1,022
Содержание серы в нефти, %	3,3	2,5
Содержание парафина в нефти, %	6,4	7,0
Давление насыщения нефти газом, МПа	1,6*	2,38
Газовый фактор, м3/т	4,95*	6,86
Содержание сероводорода, %	2,29	нет
Вязкость воды в пластовых условиях, т/м3	1,45**	1,45
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,178	1,167
Сжимаемость, 1/МПа Ч 10-4
нефти	8	8
воды	2,7	2,7
породы	5	5
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,439	0,428
Примечание: * - по аналогии с пластом А0 каширского горизонта Краснооктябрьского месторождения ** - по аналогии с пластовыми водами пласта А4 Осиновского месторождения

Залежь башкирского яруса

На керне выполнено 12 определений пористости и 12 определений проницаемости по одной скважине.

По данным ГИС выполнено четыре определения пористости и четыре определения нефтенасыщенности в двух скважинах.

Проведено восемь ГДИ в двух скважинах..

Значения пористости 15% и нефтенасыщенности 79% приняты по ГИС, проницаемости 0,071 мкм2 по керну.

Коэффициент вытеснения 0,428 принят по аналогии с месторождениями Республики Татарстан (Аксубаево-Мошкинское, Макаровское, Бурейкинское, Дачное).

1.7 Свойства и состав пластовых флюидов

Залежь нефти пласта А0-Н каширского горизонта

Для определения состава и свойств нефти по залежи продуктивного пласта А0-Н отобраны и проанализированы две поверхностные пробы (по одной из скважины №86 и скважины №51), пластовые пробы нефти не отбирались.

Нефть в поверхностных условиях имеет плотность 899 кг/м3; вязкость –  45,98 мПа*с. Температура застывания нефти – -80С. В нефти содержатся: сера (3,3 %), асфальтены (11,03 %), парафины (6,4 %).

По товарной характеристике нефть сернистая, парафинистая, смолистая, тяжелая.

Так как пластовые пробы нефти пласта А0-Н на Осиновском месторождении не отбирались, свойства нефти в пластовых условиях приняты по аналогии с пластом А0 Краснооктябрьского месторождения. Принятое значение плотности составляет 862 кг/м3; вязкость – 16,6 мПа*с; давление насыщения – 1,6 МПа; газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях – 4,95 м3/т; объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях – 1,009 доли ед.

По данным анализа пробы газа, отобранной на Осиновском месторождении, газ, растворенный в нефти, при однократном разгазировании имеет плотность 1,346 кг/м3 и содержит: метана – 19,54, этана – 20,05, пропана – 7,67, бутанов – 6,63, пентанов –4,31 (мольн.%). Сероводорода в нем – 2,29, углекислого газа – 3,86, азота – 35,64 мольн.%.

Залежь нефти пласта А4 башкирского яруса

Физико-химическая характеристика свойств пластовых флюидов башкирского яруса Осиновского месторождения дается на основании исследований двух глубинных и двух поверхностных проб из скважины №86.

Нефть в поверхностных условиях имеет плотность 874-878 кг/м3, в среднем –876 кг/м3; вязкость – 21,7-26,14 мПа*с, в среднем – 23,92 мПа*с. Температура застывания нефти – -200С. В нефти содержатся: сера (2,5 %), смолы силикагелевые (12,03 %), асфальтены (1,65 %), парафины (7 %).

По данным анализов поверхностных проб нефть башкирского яруса относится к группе тяжелых нефтей (класс №3 по ГОСТу 3900). По товарной характеристике нефть сернистая, смолистая, парафинистая.

В пластовых условиях нефть имеет плотность 862-867 кг/м3, в среднем – 864 кг/м3; вязкость – 14,9-16,2 мПа*с при среднем – 15,5 мПа*с; давление насыщения – 2,14-2,62 МПа при среднем – 2,38 МПа; газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях – 6,6-7,13 м3/т при среднем – 6,86 м3/т; объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях – 1,014- 1,03 доли ед. при среднем – 1,022 доли ед.

Газ, растворенный в нефти, при дифференциальном разгазировании имеет плот-ность 1,27 кг/м3 и содержит: метана – 23,7, этана – 32,81, пропана – 9,76, бутанов – 5,67, С5+ – 2,89 (мольн.%). Сероводород в нем отсутствует, углекислого газа содержится 0,19, азота – 24,41, гелия – 0,03 мольн.%.

Свойства пластовых вод

Плотность и вязкость пластовой воды башкирского яруса были изучены по результатам анализа воды, полученной при испытаниях пласта, анализ химического состава не проводился. Анализ состава пластовой воды для каширской залежи проводился по пробам, отобранным в скважине №86 из крана пробоотборника. Всего для исследования химического состава пластовой воды по пласту А0-Н отобрано восемь поверхностных проб.

Воды башкирского яруса имеют плотность в стандартных условиях 1,167 кг/м3, вязкость в условиях пласта – 1,45 мПаЧс.

Воды каширского горизонта имеют плотность в стандартных условиях 1,178 кг/м3, вязкость не определялась. Общая минерализация составляет 271,1 г/л, тип вод – хлор-кальциевый.

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Расчет запасов нефти и газа (балансовых и извлекаемых, начальных и остаточных) производится на 01.01.16 года. Подсчет производится объемным методом.

При подсчёте используется следующая формула объёмного метода:

Q бал = F · h · m · Kн · с · и,  тыс. т  (1.1)

где:  F – площадь нефтеностности, тыс. м2;

h – средневзвешанная эффективная нефтенасыщенная толщина, метры;

m – коэффициент пористости, доли единиц;

Kн – коэффициент нефенасыщенности, доли единиц;

с – плотность нефти, т/мі;

и – пересчётный коэффициент, учитывающий усадку нефти, д. ед.

Пересчетный коэффициент рассчитывается по формуле:

θ =  (1.2)

где:  В - объемный коэффициент.

Извлекаемые запасы определялись умножением балансовых запасов на коэффициент извлечения нефти – в.

Исходные данные для расчета представлены в таблице 1.3.

Расчет проводится по залежи пласта А0. По пласту А4 запасы подсчитаны аналогично.

Таблица 1.3

Исходные данные

Параметры	А0-Н	А4
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2	2924	2624
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м	2,1	1,3
Коэффициент пористости m, доли ед.	0,16	0,15
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед.	0,76	0,79
Плотность нефти с, г/м3	0,899	0,876
Объемный коэффициент нефти В, доли ед.	1,009	1,022
Пересчетный коэффициент θ, доли ед.	0,991	0,978
Газовый фактор Г, м3/т	4,95*	6,86
Коэффициент извлечения нефти, в	0,35	0,26
Накопленная добыча нефти УQн на 01.01.2016 г., тыс. т	86	27

Начальные балансовые запасы составляют:

Q бал = 2924·2,1·0,16 ·0,76·0,899·0,991 = 665 тыс. т

Начальные извлекаемые запасы нефти:

Q изв. = Q бал. · в = 665 · 0,35 = 233 тыс. т.  (1.3)

Накопленная добыча нефти по пласту А0-н (на анализируемый период с начала эксплуатации до 01.01.16 г. – УQн = 86 тыс. т).

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.16 г.:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 665 – 86 = 579 тыс. т. 

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16 г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 233 – 86 = 147 тыс. т.

Балансовые запасы газа по пласту:

Y бал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Y бал. газа.= 665 · 4,95 / 1000 = 3 млн. мі

Извлекаемые запасы газа:

Y изв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Y изв. газа. = 233 · 4,95 / 1000 = 1 млн. мі

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.16 г.:

Y ост. бал. г=Q ост. бал. · Г  (1.8)

Y ост. бал. г = 579 · 4,95 / 1000 = 2,9 млн. мі

Остаточные извлекаемые запасы газа на 01.01.16 г.:

Y ост. изв. г = Q ост. изв. г · Г  (1.9)

Y ост. изв. г = 147· 4,95 / 1000 = 0,7 млн. мі

Результаты расчетов представлены в таблице 1.4.

Таблица 1.4

Начальные и остаточные запасы нефти и газа на 01.01.16 г.

Запасы	А0-Н	А4	Месторождение
Qбал	665	346	1012	тыс. т.
Qизвл	233	90	323	тыс. т.
Qбал. ост	579	319	899	тыс. т.
Qизв. ост	147	63	210	тыс. т.
Yбал	3	2	6	млн. мі
Yизвл	1	1	2	млн. мі
Yбал. ост	2,9	2,2	5,1	млн. мі
Yизв. ост	0,7	0,4	1,2	млн. мі

Выводы

Осиновское месторождение в административном отношении находится в пределах Асекеевского района Оренбургской области.

В орогидрографическом отношении район представляет собой слабо всхолмленное плато, являющееся частью пологого северного склона водораздела междуречья М. Кинель - Боровка.

Геологический разрез на Осиновском месторождении представлен археско-протерозойскими отложениями кристаллического фундамента и кайнозойско-палеозойским осадочным чехлом.

В регионально тектоническом плане по кристаллическому фундаменту Осиновское поднятие приурочено к северо-восточному склону Оренбургского погребенного свода. Поднятие представляет собой куполовидную антиклинальную складку широтного простирания небольших размеров.

Месторождение является одним из небольших в регионе и содержит два нефтеносных комплекса: карбонатные отложения каширского горизонта пласт C2ks(Ао-н) и башкирского яруса пласт C2b(А4). Северо-Осиновское поднятие, к которому приурочены залежи месторождения, представляет собой куполовидную антиклинальную складку широтного простирания, в южной части осложненную локальным прогибом.

Продуктивный пласт А0-Н выделяется в подошве каширского горизонта, литологически представлен пористыми карбонатами. Покрышкой для залежи служит пачка уплотненных глинистых карбонатов каширского горизонта толщиной до 3 м. Западно-Степановское поднятие. Залежь представляется в виде куполовидного поднятия размерами 2,1 Ч 2 км, южное крыло которого осложнено локальным прогибом. ВНК залежи определен абсолютной отметкой -1269,1 м. Высота залежи – 6,8 м;залежь массивного типа. Значения пористости 16% и нефтенасыщенности 76% приняты по ГИС, проницаемости 0,195 мкм2 по промысловым данным. Нефть в поверхностных условиях имеет плотность 899 кг/м3; вязкость –  45,98 мПа*с. Принятое значение плотности в пластовых условиях составляет 862 кг/м3; вязкость – 16,6 мПа*с; давление насыщения – 1,6 МПа. Воды каширского горизонта имеют плотность в стандартных условиях 1,178 кг/м3, вязкость не определялась.

Продуктивный пласт А4 залегает в кровельной части башкирского яруса, сложен известняками светло-серыми, малозернистыми, кавернозными, с прослоями доломитов. Размер залежи в пределах внешнего контура нефтеносности – 2,2 Ч 2,0 км. Высота залежи – 9,4 м. Залежь представляет собой куполовидное поднятие, южная часть которого осложнена локальным прогибом предположительно карстового происхождения. Эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам – 2,0 м, средневзвешенная через объем нефтенасыщенная толщина  по залежи – 1,3 м. Залежь массивного типа. ВНК залежи – -1312,5 м. Значения пористости 15% и нефтенасыщенности 79% приняты по ГИС, проницаемости 0,071 мкм2 по керну. Нефть в поверхностных условиях имеет плотность 876 кг/м3; вязкость 23,92 мПа*с. В пластовых условиях нефть имеет плотность 864 кг/м3; вязкость 15,5 мПа*с; давление насыщения 2,38 МПа; газовый фактор при дифференциальном разгазировании 6,86 м3/т; объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании 1,022 доли ед. Воды башкирского яруса имеют плотность в стандартных условиях 1,167 кг/м3, вязкость в условиях пласта – 1,45 мПаЧс.

В разделе представлен расчет запасов нефти и газа (балансовых и извлекаемых, начальных и остаточных) на 01.01.16 года. Подсчет производится объемным методом по пластам. Запасы по месторождению получены путем суммирования соответствующих запасов по пластам.