Геологическая часть

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Родинское месторождение в административном отношении расположено в Сорочинском районе Оренбургской области в 170 км к северо-западу от г. Оренбурга. В 30 км к югу от месторождения расположен г. Сорочинск (рис. 1.1).

Месторождение характеризуется благоприятными географо-экономическими условиями. Несколько южнее почти в субширотном направлении проходит железная дорога, соединяющая центр с районами Средней Азии.

Месторождение обеспечено электроэнергией по средствам цепи ВЛ-35 кВ.

Полезные ископаемые, относящиеся к категории строительных материалов, представлены глинами, песками, песчаниками, суглинками, галечниками. Используются для нужд населения и, в незначительной степени, как сырье для местной промышленности.

1.2 Орогидрография

В гидрографическом отношении рассматриваемая площадь представляет собой часть водораздела в правобережье р. Самары, между течениями ее притоков – рек М. Уран и Ток. Правый берег р. Ток, протекающей в северной части площади, – крутой, левый – пологий. Пойменная часть реки достигает ширины 1,5 км и имеет большое количество стариц и озер. Высота пойменной террасы не превышает 3 м.

Питаются реки за счет грунтовых вод и атмосферных осадков.

Местность довольно расчлененная, изрезанная многочисленными оврагами и долинами небольших речек и сухих логов.

Климат района резко континентальный. По характеру выпадаемых атмосферных осадков описываемая территория относится к зоне недостаточного увлажнения. Температура воздуха колеблется от -40 °С зимой, до +40 °С летом. Зимой имеют место сильные снежные заносы, а летом – суховеи. Количество дней с устойчивым снежным покровом достигает 140. Устойчивый снеговой покров появляется в декабре, а сходит в первой половине апреля. Высота снежного покрова в среднем достигает 22–50 см.

Обзорная схема района работ Родинского месторождения

Рис. 1.1

1.3 Стратиграфия

В геологическом строении Родинского месторождения принимают участие девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения. При описании геологического разреза привлекалась информация как по скважинам, пробуренным на площади Родинского месторождения, так и по скважинам, пробуренным на соседних месторождениях – Горном, Пронькинском, Покровском.

Краткие сведения о литологии, возрастной привязке, толщине, а также о выявленных продуктивных пластах и результаты их испытания приведены на сводном геологическом разрезе.

Архейско-протерозойский комплекс

Кристаллический фундамент

На Родинской площади докембрийский кристаллический фундамент вскрыт одной скважиной 202. Вскрытая толщина 31 м. Девонская скважина 200 пробурена лишь до отложений муллинского  горизонта. Вскрытая толщина пород около 31 м.

Девонская система – D / Нижний отдел – D1 / Эмский ярус

Глушанковский надгоризонт включает в себя койвенский и бийский горизонты.

Койвенский горизонт представлен песчаниками и алевролитами темно-серыми, пористыми, полевошпатово-кварцевыми, разнозернистыми, иногда гравелитистыми с каолинитовым цементом контактово-порового и базального типа с подчиненными прослоями аргиллитов. Толщина пород горизонта около 11 м.

Средний отдел – D2 представлен эйфельским и живетским ярусами.

Эйфельский ярус – D2ef / Нижний отдел сложен известняками микрозернистыми, тонко-мелкозер-нистыми, плотными.

Эйфельский ярус – D2ef / Верхний отдел

Афонинский надгоризонт сложен известняками, темно-серыми, кристаллически зернистыми, плотными и очень плотными, участками глинистыми (до перехода в черный мергель), трещиноватыми (трещины выполнены белым кальцитом), иногда битуминозными. Общая толщина разреза надгоризонта, включая бийский горизонт, около 88 м.

Живетский ярус – D2g / Старооскольский надгоризонт

В основании разреза развиты алевролиты глинистые, переходящие в глину; выше – прослой известняка (толщиной 7 м), известный в геологической литературе как репер «фонарик». Остальная часть разреза представлена переслаиванием алевролитов и аргиллитов. Общая толщина горизонта составляет около 36 м.

Ардатовский горизонт. Нижняя часть разреза представлена песчано-алевролитовыми породами, перекрытыми аргиллитами. Верхняя часть разреза сложена карбонатными и карбонатноглинистыми породами, представленными известняками и мергелями (в виде отдельных прослоев). К средней части горизонта приурочен репер «средний известняк». Толщина разреза горизонта составляет до 61 м.

Муллинский горизонт. В основании разреза залегают известняки темно-серые до черных (репер «черный известняк»), глинистые. Известняки перекрываются переслаиванием алевролитов и глин. Толщина разреза горизонта 18 м.

Верхний отдел D3 представлен франским и фаменским ярусами.

Пашийский горизонт – D3рs представлен переслаиванием глин и алевролитов, содержащих в нижней части разреза тонкие прослои мелко - и тонкозернистого песчаника без признаков нефти. Толщина отложений  26 -33 м.

Тиманский горизонт – D3tm в нижней и верхней частях разреза сложен «нижнетиманскими» и «верхнетиманскими» известняками, между которыми залегают зеленовато-серые глины. Толщина отложений 24-29 м.

Саргаевский горизонт – D3sr представлен темно-серыми известняками, битуминозными, пелитоморфными, с прослоями аргиллитов. Толщина отложений 5-13 м.

Доманиковский горизонт D3dm представлен темно-серыми известняками, битуминозными, пелитоморфными, местами органогенными. Толщина отложений  около 42 м.

Верхний подъярус – D3f3 представлен мендымский+ воронежский+ евлановский+ ливенским горизонтами и характеризуется битуминозными известняками, с прослоями доломитов; в подошвенной части горизонтов отмечаются глинистые известняки, мергели и известковые глины. Общая толщина верхнего подъяруса 140-180 м.

Фаменский ярус – D3fm. Известняки массивные, кристаллические, местами глинистые, доломитизированные, органогенно-обломочные, с прослоями и пачками доломитов, мергелей и глин с включениями ангидрита. Общая толщина карбонатных отложений верхнего девона составляет 521-580 м.

Каменноугольные отложения представлены снизу вверх тремя отделами – нижним, средним и верхним, суммарной толщиной 1164-1534 м.

Нижний отдел – С1 представлен карбонатами турнейского, серпуховского и частью визейского ярусов, за исключением бобриковского горизонта, сложенного терригенными породами.

Турнейский ярус – С1t. В основном развиты известняки и доломиты массивные, кристаллические, в кровле турнейского яруса известняки пористо-кавернозные нефтенасыщенные (пласт T1). Толщина отложений турнейского яруса колеблется в пределах 134-137 м.

Бобриковский горизонт – C1bb сложен в верхней и нижней частях пиритизированными глинами, аргиллитами и алевролитами, а в средней мелко - и среднезернистыми кварцевыми песчаниками. Песчаники пористые и нефтенасыщенные (пласт Б2). Толщина колеблется в пределах 21-36 м.

Тульский горизонт сложен известняками массивными, местами окремнелыми и глинистыми, с прослоями аргиллитов и доломитов. Толщина разреза 43-60 м.

Окский надгоризонт – С1ок представлен толщей известняков и доломитов, участками пористых, с прослоями ангидритов. К известнякам и доломитам надгоризонта приурочены нефтепроявления. Толщина разреза 221–259 м.

Заборьевский+старобешевский надгоризонты сложены преимущественно доломитами с прослоями известняков и ангидритов, в кровле яруса известняки зернистые, доломитизированные, в подошве –  глинистые. Толщина отложений серпуховского яруса 185-262 м.

Средний отдел – С2 сложен карбонатами башкирского яруса и большей частью московского яруса, за исключением верейского горизонта, представленного терригенными породами.

Башкирский ярус – С2b представлен известняками серыми, массивными с прослоями доломитов. Пористые разности известняков содержат промышленную нефть в сводовой части Родинского месторождения (пласт А-4). Толщина отложений 81-119 м.

Верейский горизонт – C2vr сложен мелкозернистыми, пористыми песча­никами, переслаивающимися с глинами и алевролитами. К песчаникам приурочена промышленная залежь нефти (пласт А3). Толщина горизонта достигает 38 м.

Каширский горизонт С2кs сложен известняками пелитоморфными, с прослоями доломитов, в нижней части с прослоями аргиллитов. Толщина – 104-128 м.

Подольский горизонт С2pd сложен известняками светло-серыми, плотными, крепкими, участками окремнелыми, ангидритизированными, с прослоями доломитов, слабо трещиноватыми. Толщина горизонта 60-101 м.

Мячковский горизонт С2mc сложен известняками в разной степени доломитизированными до перехода прослоями в доломиты, участками глинистые, отмечаются включения ангидрита. Толщина горизонта 121–170 м.

Верхний отдел – С3 представлен известняками в разной степени доломитизирован-ными до перехода прослоями в доломиты, иногда с включениями ангидритов. Толщина разреза отдела 161-211 м.

Пермская система – Р

Ассельский ярус – Р1 a представлен доломитами серыми и светло-серыми, мелкокавернозными, иногда пористыми с характерной бугристой поверхностью на плоскости излома. Верхняя часть разреза представлена известняками часто органогенными и доломитизированными с прослойками и тонкими линзами кремня. В известняке содержится большое количество швагерин или же пустот от выщелоченной фауны, нередко выполненных ангидритом. Толщина разреза яруса 28–64 м.

Сакмарский ярус – Р1s литологически сложен в верхней части серыми и темно–серыми доломитами и известняками, ниже – ангидритами с прослоями доломитов. Толщина разреза яруса 113-164 м.

Артинский ярус – Р1art делится на верхнюю сульфатно–карбонатную и нижнюю – карбонатную пачки. Толщина разреза яруса 25-65 м.

Кунгурский ярус – Р1kg представлен в верхней части чередованием пластов ангидритов и каменных солей с прослоями доломитов, в нижней – пачек ангидритов и доломитов, в подошве – слоистых доломитов. Толщина разреза яруса 291-361 м.

Уфимский ярус – Р2u представлен частым чередованием газонасыщенных песчаников, алевролитов, глин, доломитов, известняков с гнездами  ангидрита и гипса. С породами яруса связаны продуктивные пласты У1 и У2. Толщина разреза яруса 94–113 м.

Калиновская свита представлена глинами темно-серыми с прослойками мергелей и алевролитов. Толщина разреза свиты 5-25 м.

Гидрохимическая свита. В основании и в кровле разреза свиты развиты ангидриты. Между ангидритами залегает мощная толща каменной соли – галита. Толщина разреза свиты 126-140 м.

Сосновская свита + переходная толща представлены чередованием солей, ангидритов и доломитов, в верхней части –песчано-глинистые образования. Толщина разреза 65-97 м.

Сокская свита представлена алевролитами, глинами, с редкими прослоями карбонатных пород – мергелей и гипса; в кровле доломиты. Толщина разреза 60-75 м.

Татарский ярус – Р2 t / Нижний отдел представлен чередованием песчаников с глинами, прослоями мергелей, известняков и доломитов. Толщина разреза 126-200 м.

Верхний отдел представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, с прослоями мергелей, известняков и доломитов. Толщина 100-150 м.

Четвертичная система – Q представлена аллювиальными и делювиальными глинами, суглинками, песками, галечниками. Толщина отложений 5-24м, возрастает в долинах рек и максимально достигает 27 м.

1.4 Тектоника

В региональном тектоническом отношении Родинское месторождение расположено в пределах Бузулукской впадины (рис. 1.2) и приурочено к так называемому Бобровско–Покровскому валу, являющемуся структурным осложнением южного борта Камско–Кинельской системы прогибов (ККСП). Большинство поднятий этого вала представляют собой биогермные сооружения верхнедевонского-нижнетурнейского времени, сформиро-вавшиеся вдоль упомянутого выше борта ККСП.

Обзорная схема нефтяных месторождений района работ с элементами тектоники

Рис. 1.2

По данным последних сейсморазведочных работ 3D данный район характеризуется наличием плоскоповерхностных структурных осложнений в теле фундамента в виде малоамплитудных положительных и отрицательных форм. В пределах участка сейсморазведочных работ 3D со вскрытием фундамента пробурено 10 скважин, по данным бурения фундамент сложен гнейсами и гранито-гнейсами различного состава.

По геофизическим данным комплекса обусловлено последствиями разломно-блоковой тектоники, проявившейся в среднефранское время. Структурный план представляет собой ступенеобразное погружение отражающих горизонтов в юго-западном направлении. Поднятия группируются в линейные зоны северо-западного простирания, контролируемые тектоническими разломами в теле кристаллического фундамента.

1.4 Нефтеводогазоносность

Согласно схеме нефтегазоносного районирования Оренбургской области Родинское месторождение расположено в пределах Бобровско-Покровской зоны Муханово-Ероховского нефтегазоносного района, где нефтегазоносными являются верхнепермские, нижнепермские, верейские, башкирские, визейские, турнейские отложения.

1.5 Геологическое строение пласта А-4

В настоящем дипломе рассматривается башкирской ярус (пласт А-4).

Коллекторы пласта А-4 приурочены к кровельной части башкирских отложений. Сложены известняками кавернозно-пористыми, трещиноватыми, с прослоями доломитов.

Залежи нефти пласта А-4 приурочены к Южному и Северному куполам.

Залежь Южного купола

Залежь массивного типа. Размеры: 5,875×2,0 км; высота – 20 м. Промышленная нефтеносность пласта доказана опробованием скважины 200, (приток нефти 3 т/сут с водой). ВНК принят на абсолютной отметке минус 1605 м.

Общая толщина по пласту изменяется в пределах 9,5-30,9 м, в среднем 20,3 в пределах залежи общая толщина от 1,2 до 20 м, в среднем – 8,2 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,2 до 16 м, в среднем 6,4 м, средневзвешенная – 4 м.

Величина коэффициента песчанистости по пласту равна 0,69 по продуктивной части - 0,8, коэффициент расчлененности равен 5,5 по продуктивной части – 2,77.

Залежь Северного купола

Залежь массивного типа с размерами: 1,375×0,750 км; высота – 10 м. Вскрыта 11 скважинами. ВНК принят на а. о. -1615 м.

Общая толщина по пласту изменяется в пределах 11 – 20,8 м, в среднем 16,7 в пределах залежи общая толщина от 0,8 до 8,8 м, в среднем – 4,2 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 6,2 м, в среднем 3,2 м, средневзвешенная – 2,6 м.

Величина коэффициента песчанистости по пласту равна 0,74 по продуктивной части - 0,85, коэффициент расчлененности равен 3,6 по продуктивной части – 1,6

В целом по пласту А-4

Средняя глубина залегания пласта А-4 башкирского яруса  1831 м.

Средняя общая толщина в целом по месторождению составляет 19,7 м и может изменяться от 5,3 до 32,1 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта равна 6 м и изменяется от 0,8 до 16,0 м, средневзвешенная толщина пласта – 3,9 м. Величина коэффициента песчанистости по пласту равна 0,72 по продуктивной части – 0,79, коэффициент расчлененности равен 4,69 по продуктивной части – 2,62.

Размеры и амплитуда куполов пласта А-4 представлены в таблице 1.1, характеристика залежей нефти по поднятиям представлена в таблице 1.2, характеристика толщин пласта А-4 представлена в таблице 1.3, статистические показатели характеристик неоднородности представлены в таблице 1.4.

Таблица 1.1

Размеры и амплитуда куполов пласта А-4

Структурный этаж	Северный купол	Южный купол	Скоковский купол
размеры, (км)	амплитуда, (м)	размеры, (км)	амплитуда, (м)	размеры, (км)	ампли-туда, (м)
Башкирский ярус среднего карбона	1,4Ч0,8	10	5,9Ч2,5	20	1,6Ч1,25	20

Таблица 1.2

Характеристика залежей нефти пласта А-4 по поднятиям

Поднятие, купол, р-н скв.	Размеры  залежи	ВНК а. о., м	Изменение толщин (средневзвешен. по залежи), м	Тип залежи
длина, км	ширина, км	высота, м
Башкирский ярус (А-4)
Северный	1,375	0,750	10	-1615,0	0,8-6,2(2,6)	массивная
Южный	5,875	2,0	20	-1605,0	1,2-16,0(4)	массивная

Таблица 1.3

Характеристика толщин пласта А-4

Толщина	Наименование	По горизонту в целом
Общая	Среднее значение, м Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения, м	19,7 0,344 5,3-32,1
Нефтенасыщенная	Средневзвешенное значение, м	6
Коэффициент вариации, доли ед.	0,569
Интервал изменения, м	0,8-16,0
Эффективная	Среднее значение, м	13,7
Коэффициент вариации, доли ед.	0,518
Интервал изменения, м	2,0-47,0
Непроницаемых разделов	Среднее значение, м	1,6
Коэффициент вариации, доли ед.	0,806
Интервал изменения, м	0,3-8,6

Таблица 1.4

Статистические показатели характеристик неоднородности пласта Б2

Горизонт, пласт	Коэффициент песчанистости	Коэффициент расчлененности,
(в целом / по продукт. части), д. ед.	(в целом / по продукт. части), д. ед.
кол-во	среднее	коэффициент	кол-во	среднее	коэффициент
скважин	значение	вариации	скважин	значение	вариации
А-4	123/86	0,72/0,79	0,214/0,238	123/86	4,69/2,62	0,590/0,560

1.6 Литологическая характеристика пород пласта А-4

Покрышкой залежи пласта служат плотные глины и глинистые алевролиты верейского горизонта, подошвой – плотные глинистые известняки и доломиты прикамского горизонта башкирского яруса.

Продуктивный пласт сложен известняками с подчиненным количеством доломитов. Известняки серые, коричневые от нефтенасыщения, органогенно-обломочные и органогенные, пористые, прослоями слабо пористые и трещиноватые. Органогенные остатки разной величины (0,1-12 мм), представлены водорослями, раковинами фораминифер, члениками иглокожих, обломками колониальных организмов и др. Цемент кальцитовый, редко сульфатный и пиритовый порового, базального, пойкилитового и крустификационного типов. Поры межформенные первичные и типа выщелачивания. Размеры их от 0,01 до 0,7мм.

Химический состав известняков: кальцит составляет 85-99 %, доломит от 0-6 % до 9-10 %, сульфаты – 0-2,4 %, нерастворимый остаток – 0,2-0,9 %.

Доломиты серые, светло-серые, известковистые, тонко-среднекристаллические, мелкопористые, встречаются преимущественно в подошвенной и кровельной частях залежи. Под микроскопом кристаллы доломита ромбоэдрической формы, замутнены остаточным органическим веществом, часто со светлыми каемками. В доломитах наблюдаются реликты органогенной структуры.

1.7 Свойства и состав пластовых флюидов

Южный купол

Свойства нефти определены по данным изучения двух глубинных проб из скважин №№ 000, 1298 и трех поверхностных проб из скважин 200, 428, 1298.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти – 0,8874 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 4,26 МПа, газосодержание – 24,0 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 23,32 мПа·с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти – 0.9106 г/см3, газовый фактор – 22,4 м3/т, объемный коэффициент – 1,0577, динамическая вязкость разгазированной нефти – 77,75 мПа·с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы – 3,67 %), высокосмолистая (18,87 %), высокопарафиновая (8,34 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300оС – 35 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании составляет: сероводорода – нет, азота – 9,5%, метана – 22,3%, этана – 36,34%, пропана – 23,24%, высших углеводородов (пропан+высшие) – 31,63%, гелия – 0,015%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,139. Массовое содержание ванадия в нефти – 36 г/т.

Северный купол

Пробами не охарактеризован. Свойства нефти приняты по аналоги с Южным куполом.

Таблица 1.5

Свойства пластовой нефти

Наименование параметра	Численные значения
диапазон значений	принятые значения
Пластовое давление, МПа	18,24-18,63	18,6
Пластовая температура, °С	37	37
Давление насыщения, МПа	2,5-6,02	4,26
Газосодержание, м3/т	17,4-30,7	22,4
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Плотность в условиях пласта, кг/м3	883,5-891,2	887
Вязкость в условиях пласта, мПа·с	22-24,65	23,32
Коэфициент объемной упругости, 1/МПа·104	-	-
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 °С:
– при однократном (стандартном) разгазировании	-	-
– при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	-
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 °С:
– при однократном (стандартном) разгазировании	211,7-912,1	910,6
– при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании

1.8 Геолого-физические характеристика пласта А-4

Северный купол

Параметры приняты по аналогии с Южным куполом.

Южный купол

Приняты средние значения пористости – 20%, проницаемости 183 мД и нефтенасыщенности – 0,83 д. ед., определенные по лабораторным исследованиям керна.

Геолого-физическая характеристика пласта А-4 представлена в таблице 1.6.

Таблица 1.6

Геолого-физическиеая характеристика пласта А-4 Родинского месторождения

Параметры
Средняя глубина залегания кровли, м	1831
Тип залежи	массивный
Тип коллектора	трещиновато-поровый
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2  С1/С2	10407/3954
Средняя общая толщина пласта, м	19,7
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	6,0
Пористость, %	20
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	0,83
Проницаемость, 10-3 мкм2	183
Коэффициент песчанистости, д. ед.	0,79
Расчлененность	2,62
Начальная пластовая температура, єС	37
Начальное пластовое давление, МПа	18,6
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с	23,32
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа∙с	77,75
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,887
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,91
Абсолютная отметка  ВНК, м	-1605-1615
Объемный коэффициент нефти, д. ед.	1,057
Содержание серы в нефти, %	3,67
Содержание парафина в нефти, %	8,34
Давление насыщения нефти газом, МПа	4,26
Газосодержание, м3/т	22,4
Содержание сероводорода, %	-
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа∙с	1,2
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м2	1,16
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,14
Коэффициент вытеснения доли ед.	0,526

1.9 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.

Таблица 1.7

Исходные данные

Параметры	А-4
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2	14361
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м	6,0
Коэффициент пористости m, доли ед.	0,2
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед.	0,83
Плотность нефти с, г/м3	0,91
Объемный коэффициент нефти В, доли ед.	1,057
Пересчетный коэффициент θ, доли ед.	0,946
Газовый фактор Г, м3/т	22,4
Коэффициент извлечения нефти, в	0,449
Накопленная добыча нефти УQн на 01.01.2016 г., тыс. т	2379

Балансовые запасы составляют:

Q бал = 14361·6,0·0,2 ·0,83·0,91·0,946 = 12314 тыс. т

Извлекаемые запасы нефти:

Q изв. = Q бал. · в = 12314 · 0,449 = 5529 тыс. т.  (1.3)

Добыча нефти на анализируемый период (с начала эксплуатации до 01.01.16 г.) – УQн = 2379 тыс. т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.16 г.:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 12314 – 2379 = 9935 тыс. т. 

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16 г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 5529 – 2379 = 3150 тыс. т.

Балансовые запасы газа:

Y бал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Y бал. газа.= 12314 · 22,4 / 1000 = 276 млн. мі

Извлекаемые запасы газа:

Y изв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Y изв. газа. = 5529 · 22,4 / 1000 = 124 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 = 9935 · 22,4 / 1000 = 223 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 = 3150· 22,4 / 1000 = 71 млн. мі

Результаты расчетов приведены в таблице 1.8.

Таблица 1.8

Начальные и остаточные запасы нефти и газа на 01.01.16 г.

Запасы нефти	А-4	Ед. измерения	Запасы газа	А-4	Ед. измерения
Qбал	12314	тыс. т.	Yбал	276	млн. мі
Qизвл	5529	тыс. т.	Yизвл	124	млн. мі
Qбал. ост	9935	тыс. т.	Yбал. ост	223	млн. мі
Qизв. ост	3150	тыс. т.	Yизв. ост	71	млн. мі

Выводы

Родинское месторождение в административном отношении расположено в Сорочин-ском районе Оренбургской области в 170 км к северо-западу от г. Оренбурга. В 30 км к югу от месторождения расположен г. Сорочинск.

В гидрографическом отношении рассматриваемая площадь представляет собой часть водораздела в правобережье р. Самары, между течениями ее притоков – рек М. Уран и Ток.

В геологическом строении Родинского месторождения принимают участие девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения.

В региональном тектоническом отношении Родинское месторождение расположено в пределах Бузулукской впадины и приурочено к так называемому Бобровско–Покровскому валу, являющемуся структурным осложнением южного борта Камско–Кинельской системы прогибов.

Нефтегазоносными являются верхнепермские, нижнепермские, верейские, башкирские, визейские, турнейские отложения.

В настоящем дипломе рассматривается башкирской ярус (пласт А-4).

Коллекторы пласта А-4 приурочены к кровельной части башкирских отложений. Сложены известняками кавернозно-пористыми, трещиноватыми, с прослоями доломитов. Средняя общая толщина в целом по месторождению составляет 19,7 м и может изменяться от 5,3 до 32,1 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта равна 6 м и изменяется от 0,8 до 16,0 м, средневзвешенная толщина пласта – 3,9 м. Величина коэффициента песчанистости по пласту равна 0,72 по продуктивной части – 0,79, коэффициент расчлененности равен 4,69 по продуктивной части – 2,62.

Приняты средние значения пористости – 20%, проницаемости 183 мД и нефтенасыщенности – 0,83 д. ед., определенные по лабораторным исследованиям керна.

Залежи нефти пласта А-4 приурочены к Южному и Северному куполам.

Залежь Южного купола массивного типа. Размеры: 5,875×2,0 км; высота – 20 м. По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти – 0,8874 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 4,26 МПа, газосодержание – 24,0 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 23,32 мПа·с. После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти – 0.9106 г/см3, газовый фактор – 22,4 м3/т, объемный коэффициент – 1,0577, динамическая вязкость разгазированной нефти – 77,75 мПа·с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы – 3,67 %), высокосмолистая (18,87 %), высокопарафиновая (8,34 %).

Залежь Северного купола массивного типа с размерами: 1,375×0,750 км; высота – 10 м. Свойства нефти приняты по аналоги с Южным куполом.

В разделе представлен расчет запасов нефти и газа (балансовых и извлекаемых, начальных и остаточных) на 01.01.16 года объемным методом.