Геологическая часть

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Заборовское месторождение расположено на западном окончании Самарской Луки в 18 км к востоку от г. Сызрань, являющимся крупным железнодорожным узлом [1]. В городе находится нефтеперерабатывающий завод. В непосредственной близости от месторождения проходят железнодорожные магистрали Самара-Москва и Волгоград – Казань.

Территория месторождения обустроена необходимыми коммуникациями и нефтесборными пунктами. В 2 км к северо-западу от Заборовской площади расположено большое село Заборовка, к юго-востоку поселок Ерик, в северо-восточной части Заборовское месторождение  граничит с разрабатываемым Сызранским нефтяным месторождением, а к северу, вдоль оси Жигулевской дислокации, Губинское, Карлово-Сытовское, Березовское и т. д.

Южнее месторождения проходит шоссейная дорога, соединяющая г. Самара с г. Сызрань.

Территория месторождения приурочена к водораздельному плато рек Сызрань и её левого притока р. Крымза и характеризуется наличием большого количества оврагов. Абсолютные отметки плато меняются незначительно - +70-100м. Многие овраги имеют почти меридиональное простирание, довольно глубоко вдаются в поверхность, имеют на некоторых участках крутые обрывистые склоны, позволяющие изучать геологическое строение местности. Все эти овраги впадают в р. Сызрань. Некоторые  овраги впадают в реку Крымза и имеют различное направление. Резкое колебание сезонных температур дает основание считать климат континентальным. Климат  имеет холодную зиму и довольно жаркое лето. Годовое количество осадков колеблется от  350 до 400 мм. Глубина промерзания почвы связана с продолжительностью холодного сезона, максимальная составляет 2.18 м. Следовательно, зона постоянной температуры лежит ниже этой глубины.

Заборовское месторождение, начатое глубокой разведкой в 1939 году, с 1941 г.  находится в промышленной разработке.

1.2 Основные этапы геолого-разведочных работ

До открытия месторождения  на территории, где оно расположено, был выполнен широкий комплекс региональных исследований [1].

Сведения о геологических исследованиях района и Заборовского месторождения приведены в табл. 1.1

Таблица 1.1

Сведения о геологических исследованиях района Заборовского месторождения

Вид исследований, район исследований, организация	Годы и объем проведения исследований	Результаты  исследований
Структурно-геологические съемки  М1:200000 и 1:500000	1936г.	Геолог детально проследил Жигулевскую дислокацию. Дислокация с поднятым южным и резко опущенным северо-западным крылом.
Структурно-геологическое бурение в Сызранском районе. Сызранской крелиусной партией ГПК «Востокнефть».	1937 г.	В результате бурения выяснилось, что Сызранская складка продолжается до Орловского оврага и погружается далее на запад.
Гравиметрическая съемка в Сызранском районе по заданию  ГПК «Востокнефть». Полевые работы , интерпретация	1937 г.	Определена амплитуда погружения крутого северного крыла складки в районе Сызранского промысла. В результате работ намечается четыре структуры, одна из которых Заборовская.
Геолого-поисковой конторой была организована сейсмическая партия, которая проводила работы под руководством	1938 г.	Существенных результатов эти работы не дали, но выявили, что благоприятным условием для проведения сейсмометрических работ в Сызранском районе является не многослойность разреза.
Вариометрическая съемка в западной части Самарской Луки.	1938 -1939г. г.	Жигулевская дислокация представляет собой несимметричную антиклинальную складку, у которой северо-западное крыло крутое юго-восточное пологое. Свод дислокации осложнен отдельными поднятиями и прогибами, которые возникли одновременно с основной структурой. Выделено шесть поднятий, одно из которых Заборовское.
Гравиметрическая съемка в западной части Самарской Луки. Крелиусное бурение.	1940 г. 18 скважин	Жигулевская дислокация выявлена далеко на запад от Сызранской площади и Заборовской структуры. Составлена структурная карта Заборовского месторождения  верхнего карбона, по которой данная структура выделяется, как самостоятельная, отдельная от Сызранской, прогибом. В сторону Сызранской структуры отмечается  общее пологое погружение пород верхнего карбона, приуроченное к крелиусной скв. № 17.

1.3 Стратиграфия

Разрез Заборовского месторождения вскрыт глубоким бурением до кристаллических пород архея, представленных гнейсовидным диоритом, гранитовым гнейсом, сиенитом или диоритом с прослоями гранитово - биотитовых сланцев, габбро [1].

Вскрытая толщина до 25 м.

Над породами архея залегают отложения среднего девона, представленные терригенно-карбонатными породами ардатовского и муллинского горизонтов живетского яруса, толщиной от 10 до 32 м.

Разрез верхнего девона представлен отложениями франского и фаменского ярусов. Франский ярус представлен терригенными отложениями пашийского и тиманского горизонтов и карбонатными породами воронежского и евлановского горизонтов общей толщиной  103 м. 

В составе отложений фаменского яруса выделяются известняки глинистые или песчанистые с прослоями зеленых аргиллитов, мергели и известняки доломитизированные с прослями темно-серых аргиллитов и углистых масс елецкого и лебедянского горизонтов толщиной до 300 м.

Общая толщина девонских отложений 435 м.

На размытой поверхности фаменского яруса залегают карбонаты турнейского яруса нижнего карбона. Разрез турнейских отложений представлен породами малевского, упинского, черепетского и кизеловского горизонтов общей толщиной 125 м.

Выше отложений турнейского яруса залегают отложения визейского яруса представленные терригенными отложениями бобриковского горизонта и карбонатными породами окского надгоризонта, за исключением нижней его части. Бобриковский горизонт представлен двумя пластами Б-1 и Б-2, разделенными между собой пачкой глин.

Пласты Б-1 и Б-2 сложены рыхлыми разностями песчаника, содержат промышленные скопления нефти. Толщина бобриковского горизонта до 17 м.

В нижней части окского надгоризонта залегают карбонатно-терригенные породы тульского горизонта толщиной до 20 м. Тульский горизонт представлен пластом Б-0. Пласт сложен песчаником, содержащим нефть. Завершается нижний карбон доломитами и известняками серпуховского яруса толщиной 90 м.

Отложения среднего карбона сложены карбонатными породами башкирского яруса толщиной 57 м и терригенно-карбонатными породами московского яруса. Московский ярус представлен чередованием песчаников, известняков верейского горизонта толщиной 46 м, песчано-глинистым и доломитоизвестняковым  комплексами пород каширского горизонта толщиной 85 м, известняками подольского и мячковского горизонтов толщиной 284 м.

Верхний карбон представлен доломитами и известняками. Расчленение толщи верхнего карбона в пределах  Заборовского месторождения затруднительно в связи с отсутствием должного количества керна из этих отложений. Общая толщина отложений верхнего карбона составляет 167 м. Пермские отложения на территории Заборовского месторождения размыты юрским морем. На размытой поверхности верхнего карбона с угловым несогласием залегают песчано-глинистые породы мезозоя и кайнозоя  общей толщиной 68 м.

1.4 Тектоника

В тектоническом отношении Заборовское месторождение нефти представляет собой антиклинальную складку, являющуюся одним из поднятий Жигулевской дислокации [1]. Жигулевская дислокация имеет северо-восточное простирание и прослеживается на расстоянии более 200 км от села Ново-Спасское на западе, по всей северной части Самарской Луки, до левого берега р. Волги, а по последним исследованиям северо-восточнее Кинеля и Кротовки и далее до Мухановской структуры. На западе она прослеживается в районе Барановки и Кузнецка.

Жигулевская дислокация представляет собой огромную несимметричную антиклинальную складку с крутым северным крылом и пологим южным. Наиболее высокое гипсометрическое положение поверхность фундамента имеет в районе Сызранской и Заборовской площадей – 1418 м.

Морфологически дислокация может быть разделена на четыре зоны – северное опущенное крыло, крутое смыкающее крыло, осевую зону и южное крыло. Изучение зон северного опущенного крыла показало горизонтальное залегание слоев мезозойских и кайнозойских отложений и отсутствие на поверхности пород древнее мезозоя.  Крутое смыкающее крыло имеет наклон к северу, что установлено геологическими исследованиями. Углы наклона пород 5-80 и до 650. Осевая зона – это перегиб слоев.

В осевой зоне наблюдается ундуляция оси дислокации за счет которой образовалось ряд поднятий: Заборовское, Сызранское, Губинское, Карлово-Сытовское, Березовское, Яблоневого Оврага, Зольного и др.

Южное крыло дислокации пологое и осложнено южной тектонической зоной прослеживающейся до с. Аскул. Амплитуда Жигулевской дислокации очень большая, на востоке в районе Зольного оврага она равна 780-800 м, в районе г. Сызрани около 550 м., в п. Новоспасское около 250 м.

Геологические исследования Самарской Луки дают материал, позволяющий считать, что тектоника Жигулевской дислокации очень сложная.

Наблюдающиеся угловые несогласия в залегании пород различного геологического возраста указывают на перерывы в накоплении осадков, размыв и уничтожение целых комплексов отложений. В районе Губино-Сызрань-Заборовки геолого-съемочными работами установлено, что юрские отложения налегают с угловым несогласием на различные горизонты верхнего отдела карбона.

Последовательный переход юры на все более древние слои верхнего палеозоя в направлении с востока на запад указывает, что наличие глубокого размыва палеозоя юрским морем вызвано предшествующим поднятием палеозойского массива в доюрское время. В результате целого ряда орогенических  движений на протяжении времени от конца девона до мезозоя, соответствующих Герцинскому тектоническому циклу, на границе палеозоя и мезозоя образовалась огромная пологая складка с небольшими углами падения на крыльях в пределах 50.

Последующие движения земной коры наблюдались в юрское время, на границе нижнего и верхнего отделов мела и на границе верхнего мела и палеогена.

Наиболее мощную фазу тектогенеза Самарская Лука переживала, в так называемую Жигулевскую фазу; сформирована как огромная несимметричная антиклинальная складка северо-восточного простирания, осложненная рядом поднятий. Заборовское месторождение нефти представляет собой несимметричную складку, являющуюся одним из поднятий, расположенных на оси Жигулевского свода. Антиклинальная складка, образующая Заборовское месторождение нефти, имеет северо-восточное простирание, расположена вблизи линии крутых углов. Ось структуры данного месторождения проходит почти параллельно линии крутых углов в расстоянии 1 км к югу от нее.

Пласт известняков, соответствующий реперу «N» и являющийся  маркирующим горизонтом для Заборовского месторождения, имеет абсолютную отметку подошвы в пределах минус 827,7 м в скв. 5 и минус 896,8 м в скв. 3. Углы падения северного крыла складки за пределами нефтяной залежи равны 20о и более, южное крыло складки пологое, имеет углы падения до 5о, что установлено геологическими съемками и данными глубоких роторных скважин.

Размеры месторождения по кровле репера «N» в пределах замкнутой изогипсы минус 890 м составляют 5,3*2,3 км. Амплитуда изменяется  от 13,6 м (на юго-западе) до 20,7 м (на северо-востоке). Углы падения северного крыла 0042' - 206', южного – в пределах 10.

1.5 Характеристика нефтегазоносности

Пласт Б-1 залегает в кровельной части бобриковского горизонта и представлен мелко - и тонкозернистыми нефтенасыщенными песчаниками, замещающимися аргиллитами и алевролитами [1].

Залежь нефти пласта Б-1 пластовая сводовая, литологически экранированная, установлена  на восточном окончании структуры. Залежь была выявлена в 1943 году опробованием скв. 7, где был получен приток нефти с водой. Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности – 1,6*0,5 км. Высота залежи – 19,6 м. Общая толщина пласта достигает 12,7 м. Коэффициент песчанистости пласта составляет 0,54.

Количество проницаемых прослоев нефтенасыщенного коллектора достигает 2. Толщина их колеблется в пределах 0,6-9,1 м. Коэффициент расчлененности пласта равен 1,4.

ВНК принят на  а. о. -900 м по подошве нефтяного пропластка скв. № 000.

В зоне распространения коллектора в районе скв. 206 установлен обособленный купол. Залежь нефти пласта Б-1, приуроченная к куполу, пластовая сводовая, литологически экранированная, определяется размерами 0,3*0,4 км. Высота залежи около 2 м. ВНК принят на а. о. -902 м по подошве нефтяного пропластка скв. 206.

Пласт Б-2 имеет распространение по всей площади месторождения, но неоднороден по толщине. Причем, толщина пласта не выдержана также и по простиранию. Содержит наиболее значительную нефтяную залежь.

Пласт приурочен к нижней части разреза бобриковского горизонта и представлен серовато-бурыми песчаниками разнозернистыми с прослоями аргиллитов и глинистых алевролитов от темно-серого до черного цвета. Песчанники данного пласта, как правило, залегают на аргиллитах, которые, в свою очередь, лежат на известняках турнейского яруса, но в редких случаях, песчаники залегают непосредственно на известняках. В ряде скважин на Заборовской площади песчаники пласта Б-2 выклиниваются, замещаясь целиком глинами и глинистыми песчаниками (скв. 171, 154, 155, 182, 202, 217, 277). Количество проницаемых прослоев коллектора меняется по скважинам от 1 до 5. Толщина нефтенасыщенных пропластков колеблется в пределах 0,8-12 м. Коэффициент расчлененности пласта равен 1,7.

Общая толщина пласта изменяется от 1,3 до 20,4 м. Эффективная толщина достигает 13 м. Коэффициент песчанистости пласта составляет 0,74.

Залежь нефти пласта Б-2 открыта в 1941 году, когда при опробовании пласта в скв. 2 был получен приток нефти.

Положение водонефтяного контакта по залежи ранее было обосновано в работе за 1950 г. и утверждено ВКЗ, как среднее на абсолютной отметке минус 910 м и подтверждено данными опробований в колонне скв. №№ 5, 6.

Размеры залежи составляют 5,3*1,5 км. Высота залежи равна 16,7 м. Нефтенасыщенная толщина пласта меняется в пределах 0,8-12 м. Тип залежи – пластовая сводовая, литологически экранированная.

1.6 Коллекторские свойства

Пласт Б-1 залегает в кровельной части отложений бобриковского горизонта, сложен песчаниками, залегающими среди глинисто-кремнистых сланцев и светло-голубых и бурых каолинитовых глин. Песчаники кварцевые, мелкозернистые, в различной степени алевритистые, слабо глинистые. Содержание пелитовой фракции в них колеблется в пределах 1-9,8 %. Цемент контактовый, участками поровый, представлен кальцитом и глиной. Алевритовые песчаники имеют  глинисто-кремнистый цемент с включениями углистых растительных остатков  и  многочисленных  зерен глауконита.

Пласт Б-2 залегает в нижней части бобриковского горизонта, имеет региональное распространение, не выдержан по физическим свойствам пород.  Литологически пласт представлен серовато-бурыми мелко - и среднезернистыми кварцевыми песчаниками в различной степени глинистыми и алевритистыми. Песчаники расчленены слабопроницаемыми и плотными глинистыми и глинисто-алевритистыми темно-серыми пропластками. По данным гранулометрического анализа преобладающей является мелкопсаммитовая фракция, составляющая 71-97 %, реже 49-63 %, среднепсаммитовая фракция  - 0,5-12 %,  реже 14-43 %,  пелитовая -  1-10 %, реже 12-17 %.

По результатам анализов керна расчет средних значений пористости и проницаемости производился по всей совокупности образцов, представляющих интервалы эффективных толщин, выделенных с учетом  нижних  пределов  коллекторских  свойств. 

За нижний предел проницаемости для обоих  продуктивных пластов было принято характерное для бобриковских отложений подавляющего большинства месторождений Самарской области значение 1 мД. По корреляционной зависимости пористости от проницаемости, полученной по результатам анализа керна продуктивных пластов Б-1 и Б-2 Заборовского месторождения и ряда других, находящихся в одном тектоническом регионе с Заборовским (Сызранское, Карлово-Сытовское, Зольненское, Губинское и др.), был установлен нижний предел емкостной характеристики, составляющий 0,09 д. ед. и среднее значение пористости, принятое для проектирования – 0,24 д. ед.

На данный момент состояние изученности фильтрационной характеристики в целом по Заборовскому месторождению неудовлетворительное. Проницаемость по пласту Б-1  изучена всего лишь на одном образце керна из скв. № 47,  и ее значение составляет 890 мД. По пласту Б-2 имеется 22 определения проницаемости по керну из 15 скважин, среднее значение по которым составило 2263 мД.

Среднее значение проницаемости, принятое для проектирования равно 1854мД.

В качестве исходной информации для количественной оценки начальной нефтенасыщенности использовались геофизические данные (значения пористости и удельные электрические сопротивления нефтенасыщенных толщин по БКЗ или БК), полученные по скважинам, пробуренным в 1992-1994 годах.

В итоге средневзвешенное значение начальной нефтенасыщенности пласта Б-1 по методу удельных электрических сопротивлений составило 0,869 д. ед., по пласту Б-2 – 0,868 д. ед. Содержание остаточной воды, как отмечалось выше, определялось методом центрифугирования. Опыты проводились на тех же образцах керна, что и электрометрические исследования.

Исходными величинами для расчета содержания остаточной воды явились средние значения емкостной характеристики. При средней пористости 0,24 д. ед., которая принята для проектирования как по пласту Б-1, так и по пласту Б-2, коэффициент начальной нефтенасыщенности Kн составил 0,916 д. ед.

Как показывает сравнительная оценка, средние значения начальной нефтенасыщенности продуктивных пластов Б-1 и Б-2, определенные методом центрифугирования, получились несколько выше, чем по методу удельных электрических сопротивлений. Такие результаты вполне объяснимы тем, что Заборовское месторождение разрабатывается с 1941 года и средняя обводненность пласта Б-1 равна 74.6 %, пласта Б-2 – 96 %. С достаточно высокой степенью обводненности вступили в эксплуатацию скважины, пробуренные в 1992-1994 годах, с полным комплексом ГИС, по которым здесь определялись значения начальной нефтенасыщенности пород. В таких условиях трудно ожидать получения реальных значений удельных электрических сопротивлений пород, так как они в основном занижены. В связи с этим предпочтение отдано данным центрифугирования и на их основании расчетная величина начальной нефтенасыщенности принята как по пласту Б-1, так и по пласту Б-2 равной 0,92 д. ед.

Для продуктивных пластов Б-1 и Б-2 Заборовского месторождения использовалась обобщенная зависимость остаточной нефтенасыщенности от проницаемости пород пласта Б-2, полученная в результате обработки экспериментальных данных по месторождениям Самарской Луки (Яблоневый Овраг, Жигулевское и Покровское).

1.7 Сводная геолого-физическая характеристика

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов представлена в табл. 1.2 [1].

Таблица 1.2

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Параметры	Пласт Б-1	Пласт Б-1	Пласт Б-2
(р-н скв. 206)
Средняя глубина залегания кровли, м	1006	1017	997
Тип залежи	пластово-сводовая, литол. экранированная
Тип коллектора	терригенный
Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м2	472	127	6317
Средняя общая толщина, м	5.7	3.5	19.2
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	3.3	1.1	3.2
Коэффициент пористости, доли ед.	0.24
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, д. ед.	0.92
Проницаемость, мкм2*10-3	1854
Коэффициент песчанистости, д. ед.	0.54	0.58	0.74
Расчлененности, ед.	1.4	1	1.7
Начальная пластовая температура, 0С	25
Начальное пластовое давление, МПа	10
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	16.4
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа*с	-
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0.865
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0.882
Абсолютная отметка ВНК, м	-900	-902	-910
Объемный коэффициент нефти, д. ед.	1.030
Содержание серы в нефти, %	2.07
Содержание парафина в нефти, %	4.21
Давление насыщения газом, МПа	1.69
Газовый фактор, м3/т	7.8
Содержание сероводорода, %	1.98
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с	1.15
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1.086	1.074
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1.090	1.077
Сжимаемость, 1/МПа*10-4 :
нефти	6.7
воды	4.36	4.2
породы	1.65	1.66
Коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа)	-	0.79
Коэффициент вытеснения, д. ед.	0.704

1.8 Свойства и состав пластовых флюидов

Пласт Б-1

Глубинные и поверхностные пробы из данного пласта не отбирались. Свойства нефти и газа приняты по аналогии с пластом  Б-2 Заборовского месторождения [1].

Пласт Б-2

Физико-химические свойства нефти и газа изучались по результатам 13 поверхностных проб.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти составила 865 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 1,69 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 7,9 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 16,4 мПа*с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти составила 882 кг/м3, газосодержание 7,8 м3/т, объемный коэффициент 1,030, динамическая вязкость разгазированной нефти 32,83 мПа*с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,07 %), парафиновая (4,21 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 37 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном  разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 1,98 %, азота 58,00 %, метана 13,49 %, этана 15,36 %, пропана 2,42 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,036.

Свойства и состав пластовых  вод

В процессе освоения скважин притоки чистой воды или притоки нефти с водой были получены в 11 скважинах. По пласту Б-1 имелось 1 опробование  водоносной зоны, по пласту Б-2 – 9. Сведения об интенсивности притока, уровнях и исследовании воды отсутствуют. 

Воды пласта Б-1 бобриковского горизонта на рассматриваемом месторождении остаются неизученными. Характеристика этих вод дается по аналогии с одновозрастными водами, исследованными на соседнем Сызранском месторождении.

На Сызранском месторождении вода, полученная из скв. №№ 72 и 89, эксплуатирующих пласт Б-1, имела плотность 1089-1090 кг/м3, минерализацию 129,5-132,74 г/л.

Воды пласта Б-2 изучались как при опробовании скважин, так и в процессе разработки месторождения. Данные об исследовании проб воды пласта Б-2 в течении 1950-1976 гг. отсутствуют. Свойства и состав воды после 1976 г. были охарактеризованы по результатам наиболее представительных проб, полученных в течение 1977-2005 г. г., они показали, что воды характеризуются плотностью в стандартных условиях 1067-1092 кг/м3, минерализацией от 98,06 до 136,79 г/л. В составе воды содержится 5,81-7,41 г/л ионов кальция, 2,2-3,6 г/л магния, 0,02-0,41 г/л сульфатов. Величина первой солености колеблется от 71,16 до 72,93 %-экв. Вязкость в пластовых условиях равна 1,12 мПа*с. Газосодержание в водах пласта Б-2 на Заборовском месторождении не определялось. На расположенном восточнее Губинском месторождении газонасыщенность составляла 0,278 м3/т. В составе водорастворенного газа содержалось 54,9 % углеводородов, 40,5 % азота.

1.8 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 01 января 2016 г.

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа пласта Б-2 Заборовского месторождения, представлена в табл. 1.3.

Таблица 1.3

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа пласта Б-2 Заборовского месторождения

Параметры	Обозначения	Пласт Б-2
Категория запасов		А
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	6317
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	19,2
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,24
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,92
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,971
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,882
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,514
Газовый фактор, м3/т	g	7,8
Накопленная добыча нефти из пласта Б-2, тыс. т. на 01.01.2016г.	1460

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 =6317,0·19,20·0,24·0,920·0,882·0,971=22935,02 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 22935,02 · 0,514= 11788,60 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.. =1460,00 тыс. т

Qост. бал. = 22935,02 - 1460,0= 21475,02 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 11788,60 - 1460,0=10328,60 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 22935,02 · 7,80·=178893,20 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 11788,60·7,80= 91951,08 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =1460,00·7,80= 11388,00 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 21475,02 · 7,80 = 167505,20 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 10328,60 · 7,80 = 80563,08 тыс. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2016 года представлены в табл. 1.4.

Таблица 1.4

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлека-емые	Баланс	Извлека-емые	Баланс	Извлека-емые	Баланс	Извлека-емые
22935,02	11788,60	21475,02	10328,60	178893,20	91951,08	167505,20	80563,08

ВЫВОДЫ

Заборовское месторождение расположено на западном окончании Самарской Луки в 18 км к востоку от г. Сызрань, являющимся крупным железнодорожным узлом.

Разрез Заборовского месторождения вскрыт глубоким бурением до кристаллических пород архея, представленных гнейсовидным диоритом, гранитовым гнейсом, сиенитом или диоритом с прослоями гранитово - биотитовых сланцев, габбро.

Вскрытая толщина до 25 м.

Залежи нефти Заборовского месторождения пластовые сводовые, литологически экранированные, основной по площади распространения и величине запасов является залежь пласта Б-2.

Продуктивные пласты Б-1 и Б-2 приурочены к бобриковскому горизонту визейского яруса. Пласты сложены рыхлыми разностями песчаника, содержат промышленные скопления нефти. Толщина бобриковского горизонта до 17 м.

По товарной характеристике нефти Заборовского месторождения высокосернистые (массовое содержание серы 2,07%), смолистые (массовое содержание смол силикагелевых 6,44%), парафиновые (массовое  содержание парафина 4,1%).

Нефти Заборовского месторождения относятся к среднему типу с плотностью – 0,882 г/см2, являются вязкими с динамической вязкостью при 20 єС – 32,83 мПа, газовый фактор составляет 7,8 м3/т.

В газе, выделившемся из нефтей Заборовского месторождения, содержание сероводорода составляет 1,98% масс.

Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объёмным методом пласта Б-2 Заборовского месторождения.