Геологическая часть

Геологическая часть

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение расположено в Пономаревском районе, в 27 км к югу от райцентра Пономаревка и в 40 км к северо-западу от районного центра Шарлык. В непосредственной близости от месторождения находится Романовское, а в 18 км к юго-востоку Родниковское месторождения [1].

Ближайшая железнодорожная станция Абдулино находится в 76 км к северо-западу от Врезовского месторождения, железная дорога Самара-Бугуруслан-Уфа-Челябинск. Район пересекается так же грунтовыми проселочными дорогами, пригодными для передвижения в сухое время года. Вблизи месторождения, через села Алексеевка и Дюсьметьево, проходит автомобильная дорога с покрытием. В 10-12 км к востоку от месторождения проходит основная автодорога Абдулино-Шарлык-Оренбург, являющаяся частью автодороги республиканского значения Бугульма-Оренбург.

1.2 Орогидрография

Рельеф местности представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную речными долинами, балками и оврагами [1]. Район Врезовского месторождения характеризуется преимущественно пологими формами рельефа с уклоном 20 м на 1 км. Крутизна склонов проектируемых площадок скважин невелика и составляет 1-2, редко 5°. В сейсмическом отношении район спокойный.

По характеру растительного покрова территория относится к степной зоне. Лесные массивы отсутствуют и только по оврагам и долинам рек встречаются заросли кустарников, кроме того, имеются лесозащитные полосы. Редкие небольшие участки леса встречаются в пойме р. Дема и на юге.

Климат района резко континентальный: с холодной зимой и жарким засушливым летом. Годовые колебания температур – максимум от +40 °С летом до – 40-43 °С зимой. Среднее количество осадков – около 400 мм. В виде дождей выпадает 236 мм, а остальное количество выпадает в виде снега. Безморозный период составляет 120-140 дней.

Месторождение относится к водораздельной возвышенности между верховьями бассейнов рек Демы, Тока и Салмыша. Основная водная артерия р. Дема протекает к северу от месторождения. Минимальные абсолютные отметки (-161,4 – -166,8 м) приурочены к руслу р. Демы, максимальная (-328,5 м) отмечается в юго-восточной части площади.

1.3 Стратиграфия

В геологическом строении района принимают участие породы кристаллического фундамента архей, верхнепротерозойского возраста и породы осадочного чехла палеозойского, кайнозойского (четвертичного) возрастов. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза выполнена согласно Унифицированной стратиграфической схеме архея, протерозоя и палеозоя», составленной на основе «Решения Межведомственного совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы», Л., 1988 г. и с учетом изменений принятых последними постановлениями МСК и его постоянных комиссий с 1997-2002 гг. Литолого-стратиграфический разрез продуктивных отложений Врезовского месторождения представлен на графическом приложении 1.

Рассмотрим отложения, к которым непосредственно приурочены продуктивные пласты.

Девонская система D

Средний отдел – D2

Отдел представлен эйфельским (D2ef) и живетским (D2zv) ярусами.

Эйфельским (D2ef) представлен породами бийского, клинцовско-мосоловского и черноярского горизонтов.

Живетский (D2zv) представлен тремя горизонтами: воробьевским, ардатовским, муллинским.

Ардатовский горизонт – D2ard

Разрез слоев можно разделить на две части: нижнюю - терригенную и верхнюю – карбонатную. Терригенная часть, в свою очередь, делится известняками на нижнюю и верхнюю части. В подошве залегают песчаники, к которым приурочен продуктивный пласт ДIII-2. Песчаники серые и светло-серые, в основном, мелкозернистые, крепкие, кварцевые. Выше залегают алевролиты с прослоями аргиллитов.

Алевролиты светло-серые, коричневато-серые, мелко - и среднезернистые, кварцевые, тонкослоистые, плотные, крепкие. По составу они аналогичны песчаникам.

Аргиллиты темно-серые с коричневатым оттенком, плотные, крепкие. Известняки средней пачки терригенной части разреза известны как репер под названием «средний известняк».

Известняки серые, слоистые и массивные, тонко-, мелкозернистые и пелитоморфные, неравномерно перекристаллизованные, слабо доломитизированные, пиритизированные, с примесью органических остатков, распределенных в породе неравномерно. Встречаются обломки брахиопод и кораллов, членики криноидей, створки остракод.

Верхняя терригенная пачка сложена алевролитами с прослоями аргиллитов. Породы аналогичны нижней пачке. Карбонаты, венчающие разрез слоев представлены известняками светло-серыми с буроватым оттенком, плотными, крепкими. В составе органических остатков много сферических и однокамерных фораминифер, брахиопод, остракод, обломков кораллов, строматопороидей и целых раковин гастропод, обрывки трубчатых водорослей.

Граница между ардатовскими и муллинскими слоями условно проводится в карбонатах.

Толщина ардатовских слоев 17-56 м.

Верхний отдел D3

Верхний отдел представлен франским (D3f) и фаменским (D3fm) ярусами.

Продуктивные пласты приурочены к отложениям фаменского яруса.

В состав фаменского яруса входят нижний, средний и верхний подъярусы.

Нижний +средний - D3fm1 + D3fm2 подъярусы

Орловский надгоризонт

Данковский горизонт (D3dn)

Разрез литологически представлен известняками светло-серыми, почти белыми, плотными, крепкими, массивными.

Отмечаются вкрапления пирита и участками обилие сферических фораминифер. Встречаются микротрещины, выполненные глинистым веществом. В верхней части горизонта выделяется продуктивный пласт ДфII.

Толщина горизонта 100-120 м.

Верхний подъярус D3fm3

Заволжский надгоризонт – D3zv

Литологически разрез горизонта представлен известняками светло - и темно-серыми, скрыто - и мелкокристаллическими, неpaвномерно глинистыми, крепкими, плотными, иногда крупнопористыми до кавернозных, трещиноватыми. Трещины выполнены глинистым материалом. Выделяются продуктивные пласты Зл1 и Зл2.

Толщина горизонта 76-96 м.

Каменноугольная система – С

Отложения представлены нижним, средним и верхним отделами.

Нижний отдел – С1

Представлен турнейским, визейским и серпуховским ярусами.

Турнейский ярус – С1t

Турнейский ярус подразделяется на два подъяруса: нижний - ханинский надгоризонт, и верхний - шуриновский надгоризонт, которые в свою очередь подразделяются, соответственно, на горизонты: малевский и упинский, черепетский и кизеловский.

Малевскнй С1ml+ упинский С1up горизонты

Разрез горизонтов сложен известняками серыми, светло - и темно-серыми, скрытокристаллическими, крепкими, трещиноватыми с отпечатками фауны. Трещины выполнены глинистым материалом. В кровле горизонта выделяется продуктивный пласт Т3.

Толщина горизонтов 23-27 м.

Шуриновский надгоризонт

Черепетский С1crp +кизеловский С1ksl горизонты

Рассматриваемые горизонты представлены известняками серыми, светло - и темно-серыми, плотными, крепкими, неравномерно глинистыми, скрыто - и мелкокристаллическими, органогенно-детритовыми, органогенно-сгустково-комковатыми, участками перекристаллизованными, трещиноватыми. Трещины выполнены темно-серым глинистым веществом. К отложениям приурочены продуктивные пласты Т1-Т2.

Толщина горизонтов 41-57 м.

1.4 Тектоника

В региональном тектоническом плане район Врезовское нефтяное месторождение расположено в пределах юго-восточной части Русской платформы, в северо-восточной части Восточно-Оренбургского структурного выступа (ВОСВ) второго порядка, приуроченного к северному склону Шарлыкского локального выступа, окончания Жигулевско-Оренбургского свода. Примыкает к крайней восточной части к Большекинельскому валу [1]. По поверхности кристаллического фундамента, погребенного под довольно мощной толщей осадочных отложений (до 3000 м), погружается в южном направлении в сторону Прикаспийской впадины.

Характерной чертой геологического строения этого крупного тектонического элемента является наличие погребенных поднятий в девоне. В позднепермско-раннемезозойское время вся территория приобрела общий региональный наклон в юго-восточном направлении. В силу таких условий формирования локальные поднятия в каменноугольных отложениях выположены или отражены пологими структурными носами.

По отложениям осадочного чехла Врезовское месторождение расположено в северо-западной части Восточно-Оренбургского структурного выступа (ВОСВ), выраженного в структурных планах девона и карбона. О сложности тектонического строения свидетельствует тот факт, что по мендымскому депрессионному комплексу пород территория располагается на северо-восточном внутреннем борту Муханово-Ероховского прогиба (МЕП), а по франско-турнейским отложениям приурочена к внешнему борту этого прогиба. Несмотря на то, что сейсморазведочными работами изучена почти вся территория ВОСВ, пробурено значительное количество скважин, полного представления о тектоническом строении по Врезовскому месторождению не получно.

Основной особенностью тектонического строения Врезовского месторождения и ряда других месторождений ВОСВ (Романовское, Родниковское, Олимпийское и др.) является отсутствие северных переклиналей.

Результаты сейсморазведочных работ 2Д, 3Д, проведённых на площади месторождения позволили закартировать тектонические элементы более мелкого порядка, представляющего собой более мелкие структурные складки: антиклинальная складка, контролирующая собой основное поднятие и брахиантиклинальная складка, контролирующая структуру в районе скв. 32.

Таким образом, стратиграфический разрез месторождения в целом согласуется с региональными закономерностями, установленными для данного района работ. Осадочный чехол достоверно разделяется на слои и ритмы пород.

Обобщая полученные данные, можно отметить, что рассматриваемая территория имеет сложное тектоническое строение.

1.5 Нефтегазоносность

В соответствии со схемой нефтегеологического районирования Врезовское месторождение относится к Восточно-Оренбургскому нефтегазоносному району [1]. Месторождение является многопластовым, в его пределах на разных структурных этажах (нижний карбон, средний девон) выявлено 12 залежей нефти, которые приурочены к отложениям турнейского яруса (пласты Т1, Т2, Т3), фаменского яруса (пласты Зл1, Зл2, ДфII) и живетского яруса ардатовского горизонта (пласт ДIII-2).

Нефтяные залежи верхнего девона (пласты  Зл)

По результатам структурных построений и данных бурения в пределах лицензии по отложениям фаменского и турнейского ярусов выделено два поднятия, основной купол и район скважины 32. Поднятия между собой гидродинамически не связаны и имеют разную историю осадконакопления и формирования залежей. Залежи в районе скважины 32 связаны с биогермной постройкой, активный рост которой происходил во франско-фаменское время. Основной купол расположен в межрифовой долине. Поднятие является структурой облекания более ранних построек, характер формирования карбонатных отложений пластовый.

Залежи нефти пластов Зл1, Зл1-1, и Зл2 заволжского горизонта пластовые сводовые, коллектор карбонатный поровый, нефтеносность подтверждена результатами бурения разведочных и эксплуатационных скважин.

На основном поднятии выделен подсчетный объект Зл1-1 объединяющий пачку нефтенасыщенных коллекторов в кровле пласта Зл1.

Пласт Зл2

По пласту Зл2 выделены две залежи нефти – основная и залежь в р-не скв. 32.

Основная залежь

По типу залежь пластовая сводовая, ее размеры: 2,9х3,1 км, высота 25 м.

Водонефтяной контакт принят на а. о. -1997,2 м.

Общая толщина пласта изменяется в пределах 6,6-18,3 м, в среднем составляет –  14,6 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 (скв. 3510) до 7,4 м (скв. 3508), средняя 3,5.

Залежь в р-не скв. 32

Залежь пластовая сводовая, с размерами: 0,75 х 0,4 км, высотой 16 м.

Водонефтяной контакт принят по подошве коллектора в скважине 32 на а. о. -1938,5 м. В пределах залежи пробурена одна скважина 32 общая толщина пласта в которой составляет 15,6 м, нефтенасыщенная – 13 м.

Пласт Зл1

Район скв. 32

Залежь пластово - сводовая с размерами:1,3 х 1 км, высотой 41 м.

По результатам ГИС и результатам испытания водонефтяной контакт принят на а. о. -1929,5 м. Общая толщина изменяется от 30,6 до 33 м, в среднем – 31,7 м, нефтенасыщенные толщины варьируют в диапазоне 0,9-7,0 м, в среднем составляют 4,4 м.

Пласт Зл1-1

Основная залежь

Во всех скважинах были проведены исследования с использованием современного комплекса ПГИС. Проанализировав насыщения по разрезу в пределах Основной залежи, выделены две пачки коллекторов (Зл1-1, Зл1-2), разделенные перемычкой плотных карбонатов толщиной 1,5 - 8,0 м. Перемычка, не смотря на свою порой маломощность играет роль покрышки и делит пласт на два гидродинамических не связанных объекта

Нижняя часть пласта Зл1, проиндексированная как Зл1-2, представляет собой серию маломощных пропластков коллектора от 0,4 до 0,8 м. Вследствие малой толщины отдельные проницаемые прослои имеют ограниченное распространение по площади. Таким образом, по данным ГИС пласт Зл1-2 сложен плотными карбонатами с пропластками коллекторов зачастую не связанными между собой гидродинамически ни по вертикали, ни по латерали. Как подсчетный объект пласт Зл1-2 интереса не представляет.

Залежь пласта Зл1-1 пластовая, сводовая, с размерами 3,1 х 3,2 км, высотой 24 м.

По результатам ГИС и результатам испытания ВНК принят на а. о. -1972,6+0,3 м.

Залежь вскрыта 20 скважинами, на долю ВНЗ проходится 49 %. Общая толщина пласта в пределах залежи варьирует от 14,1 до 16,2 м, эффективная толщина по скважинам изменяется от 6,2 до 12,5 м, нефтенасыщенная толщина от 4,5 до 12,5 м, в среднем 8,6 м.

1.6 Свойства и состав пластовых флюидов

В залежи нефтяного пласта Зл1-1  было отобрано шесть (пять учтено) поверхностных проб нефти и три (две пробы качественные, 1988 г.) глубинные пробы пластового флюида [1]. Причина отбраковки глубинной пробы нефти из скв. 28 указана выше.

По результатам исследования поверхностных проб плотность нефти равна 873 кг/м3, кинематическая вязкость при 20 °С – 18,68 мм2/с, динамическая вязкость нефти при 20 °С – 16,41 мПа*с. До 300 °С при разгонке по Энглеру выкипает 45 % нефти. Температура застывания нефти равна -15 оС. Концентрация серы в нефти составляет 1,80 %, смол силикагелевых – 17,03 %, асфальтенов – 5,28 %, твердых парафинов – 3,88 % (температура плавления парафина – 50 оС). Нефть является сернистой, высокосмолистой, парафиновой.

Среднее значение плотности пластовой нефти при однократном разгазировании глубинных проб скв. 25 составляет 850 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 3,9 МПа, газосодержание – 24,0 м3/т (20,7 м3/м3), динамическая вязкость пластовой нефти – 6,39 мПаЧс.

После дифференциального (ступенчатого) разгазирования в рабочих условиях плотность сепарированной нефти равна 851 кг/м3, газосодержание – 21,5 м3/т (18,3 м3/м3), объёмный коэффициент – 1,031.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся при ступенчатой сепарации нефти, составляет: сероводорода – 1,81 %, углекислого газа – 0,84 %,  азота – 18,77 %, гелия – 0,029 %, метана – 23,38 %, этана – 22,83 %, пропана – 21,64 %, бутанов – 7,05%, пентанов – 2,50%, гексанов – 0,70 %, гептаны+высшие – 0,45 %. Плотность растворенного газа (смеси) равна 1,389 кг/м3, относительная плотность газа по воздуху – 1,153.

В залежи нефтяного пласта Зл1 было отобрано три (одна учтена) поверхностные пробы нефти в скв. 32. В скв. 32 интервал 2137,0-2166,0 м находится в пластах Зл1 и Зл2, но последний нефтенасыщен с глубины 2166,4 м, поэтому пробы нефти только пласта Зл1.

Нефть поверхностной пробы скв. 32 является высокосмолистой (смол силикагелевых – 15,92 %), парафиновой (твердых парафинов – 4,66 %), с содержанием асфальтенов – 7,89 %. При разгонке нефти по Энглеру выход светлых фракций до 300 °С составил 45 %. Плотность нефти поверхностных проб равна 876 кг/м3, кинематическая вязкость при 20 °С – 21,46 мм2/с, динамическая вязкость при 20 °С – 18,80 мПаЧс.

В залежи нефтяного пласта Зл2 из скв. 32 (инт. 2166,0-2183,0 м) отобрана одна глубинная проба нефти с глубины 1700 м. Глубинная проба нефти отбракована.

Нефть поверхностных проб представлена двумя пробами: одной пробой, разгазированной в стандартных условиях, и одной пробой, отобранной желонкой с глубины 1720 м. Поскольку отбракована глубинная проба нефти, то и результаты ее физико-химической характеристики не принимаются для расчета средних значений по пласту. Не учтена и другая поверхностная проба нефти вследствие завышенной вязкости флюида.

1.7 Коллекторские свойства

1.7.1 Фильтрационно-ёмкостные свойства пластов по данным исследования керна

Пласт Зл2 (основная залежь)

По керну из двух скважин изучены: пористость (девять определений) находится в интервале от 0,073 до 0,116 д. ед, средневзвешенное значение составляет 0,102 д. ед, проницаемость (семь определений) варьирует в пределах 0,3-2,75 мД; средневзвешенное значение по пласту 2,0 мД. Начальная нефтенасыщенность определена в одной скважине (семь определений) от 0,67 до 0,68 д. ед, в среднем 0,676 д. ед. [1]

Пласт Зл2 (Район скв. 32)

Керном не охарактеризован.

Пласт Зл1-1 (основная залежь)

По керну в шести скважинах изучены: Кп (62 образца) изменяется от 0,067 до 0,156 д. ед, средневзвешенное значение составляет 0,094 д. ед, проницаемость (50 определений) изменяется от 0,1 мД (скв. 26) до 219 мД (скв. 26); средневзвешенное значение по пласту 13,3 мД. Начальная нефтенасыщенность определена в трех скважинах (32 определения) от 0,66 до 0,87 д. ед, в среднем 0,766 д. ед. [1]

Пласт Зл1 (район скв. 32)

Керном не охарактеризован.

1.7.2 Фильтрационно-ёмкостные свойства пластов по данным ГИС

Пласт Зл2 (основная залежь)

По материалам ГИС из 14 скважин (71 определение): Кп изменяется в пределах 0,07-0,134 д. ед, в среднем составляет – 0,09 д. ед; Кпр варьирует в пределах 0,4-78 мД, в среднем - 7,6 мД; Кн (33 определения) в интервале 0,58-0,91 д. ед, в среднем составляет 0,76 д. ед.

Пласт Зл2 (Район скв. 32)

По данным ГИС из одной скважины (11 определений): Кп изменяется в пределах 0,07-0,108 д. ед, в среднем составляет – 0,09 д. ед; Кпр варьирует в пределах 0,4-13,5 мД, в среднем - 4,6 мД; Кн (семь определений) в интервале 0,66-0,85 д. ед, в среднем составляет 0,80 д. ед.

Пласт Зл1-1 (основная залежь)

По материалам ГИС по 20 скважинам (164 определения): Кп изменяется в пределах 0,07-0,192 д. ед, в среднем составляет – 0,10 д. ед; Кпр варьирует в пределах 0,4-1428,0 мД, в среднем – 33,3 мД; Кн (125 определений) в интервале 0,60-0,94 д. ед, в среднем составляет 0,81 д. ед.

Пласт Зл1 (район скв. 32)

По данным ГИС в двух скважинах (13 определений) определены: Кп изменяется в пределах 0,07-0,125 д. ед, в среднем составляет – 0,09 д. ед; Кпр варьирует в пределах 0,4-  44,0 мД, в среднем – 4,5 мД; Кн (восемь определений) в интервале 0,67-0,92 д. ед, в среднем составляет 0,82 д. ед.

1.8 Сводная геолого-физическая характеристика

Более подробно геолого-физическая характеристика продуктивных залежей и характеристика толщин, неоднородности пластов Зл1 представлена в табл. 1.1 [1].

Таблица 1.1

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Врезовского месторождени

Показатель	Зл1-1	Зл1
основное поднятие	район скв.32
Средняя глубина залегания кровли, м	2216	2155
Тип залежи	пластово-свод.	пластово-свод.
Тип коллектора	карбон	карбон
Площадь нефтеносности, тыс. м2	5542	1003
Средняя общая толщина пласта, м	15.0	31.7
Средняя эф. нефтен. толщина, м	8.6	4.4
Пористость, %	10	9
Средная нефтенасыщеность, д. ед	0.81	0.82
Проницаемость, 10-3 мкм2	13.3	4.5
Коэффициент песчанистости, д. ед.	0.66	0.41
Коэффициент расчлененности	4.1	3.75
Начальная пластовая температура, єС	40	40
Начальное пластовое давление, Мпа	23.3	23.3
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с	6.39	6.39
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	0.850	0.850
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	0.851	0.851
Абсолютная отметка  ВНК, м	-1972.9	-1929.5
Объемный коэффициент нефти, д. ед.	1.031	1.031
Давление насыщения нефти газом, МПа	3.9	3.9
Газосодержание, м3/т	21.5	21.5
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа∙с	1.15	1.15
Плотность воды в пластовых условиях, г/см3	1.169	1.169
Коэффициент вытеснения доли ед.	0.562	0.534

1.9 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 подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа пласта Зл1-1 Врезовского месторождения, представлена в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа пласта Зл1-1 Врезовского месторождения

Параметры	Обозначения	Пласт Зл1-1
Категория запасов		А+В+С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	5542
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	8,6
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,10
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,81
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,97
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,851
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,360
Газовый фактор, м3/т	g	21,5
Накопленная добыча нефти из пласта Зл1-1, тыс. т. на 01.01.2016г.	537

Подсчёт балансовых запасов нефти

Для подсчёта балансовых запасов нефти объёмным 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 =5542,0·8,60·0,10·0,810·0,851·0,970=3186,77 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 3186,77 · 0,360= 1147,24 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 2003 года по 2016 год.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =537,00 тыс. т

Qост. бал. = 3186,77 - 537,0= 2649,77 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 1147,24 - 537,0=610,24 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 3186,77 · 21,50·=68515,55 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 1147,24·21,50= 24665,66 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =537,00·21,50= 11545,50 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 2649,77 · 21,50 = 56970,05 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 610,24 · 21,50 = 13120,16 тыс. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2016 года представлены в табл. 1.3.

Таблица 1.3

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
3186,77	1147,24	2649,77	610,24	68515,55	24665,66	56970,05	13120,16

ВЫВОДЫ

Месторождение расположено в Пономаревском районе, в 27 км к югу от райцентра Пономаревка и в 40 км к северо-западу от районного центра Шарлык. В непосредственной близости от месторождения находится Романовское, а в 18 км к юго-востоку Родниковское месторождения.

В геологическом строении района принимают участие породы кристаллического фундамента архей, верхнепротерозойского возраста и породы осадочного чехла палеозойского, кайнозойского (четвертичного) возрастов.

В региональном тектоническом плане район Врезовское нефтяное месторождение расположено в пределах юго-восточной части Русской платформы, в северо-восточной части Восточно-Оренбургского структурного выступа (ВОСВ) второго порядка, приуроченного к северному склону Шарлыкского локального выступа, окончания Жигулевско-Оренбургского свода. Примыкает к крайней восточной части к Большекинельскому валу. По поверхности кристаллического фундамента, погребенного под довольно мощной толщей осадочных отложений (до 3000 м), погружается в южном направлении в сторону Прикаспийской впадины.

В соответствии со схемой нефтегеологического районирования Врезовское месторождение относится к Восточно-Оренбургскому нефтегазоносному району. Месторождение является многопластовым, в его пределах на разных структурных этажах (нижний карбон, средний девон) выявлено 12 залежей нефти, которые приурочены к отложениям турнейского яруса (пласты Т1, Т2, Т3), фаменского яруса (пласты Зл1, Зл2, ДфII) и живетского яруса ардатовского горизонта (пласт ДIII-2).

В пласте Зл1 (основная залежь) выделены два пропластка – Зл1-1 и Зл1-2, залежь нефти приурочена к верхнему Зл1-1 и Зл1-2 полностью водонасыщен на основном поднятии.

Залежь нефти пласта Зл1-1 пластовая сводовая, размеры 3,1x3,2 км, этаж нефтеносности - 24 м.

По керну из шести скважин определены: пористость - 62 определения, проницаемость - 50 определений; нефтенасыщенность из трёх скважин - 32 определения.

По данным ГИС проведено по 164 определения пористости и проницаемости, 125 определений нефтенасыщенности в 20 скважинах.

ГДИ проведены в четырёх скважинах.

При проектировании значения пористости и нефтенасыщенности приняты по ГИС, проницаемость принята по ГДИ.

Свойства нефти изучены по двум глубинным и четырём поверхностным пробам.

Нефть средняя по плотности, маловязкая, высокосмолистая, парафинистая, высокосернистая.

Свойства нефти пласта Зл1 (основная залежь)  изучены по двум глубинным и четырем поверхностным пробам.

Нефть средняя по плотности, маловязкая, высокосмолистая, парафинистая, высокосернистая.

В пласте Зл1 (район скважины № 32) выделены два нефтенасыщенных пропластка – Зл1-1 и Зл1-2.

Залежь нефти пластовая сводовая, размеры залежи составляют: 1,3x1 км, этаж нефтеносности - 41 м.

Керн по пласту не отбирался.

По данным ГИС выполнено по 13 определений пористости и проницаемости, восемь определений нефтенасыщенности в двух скважинах.

При проектировании значения пористости и нефтенасыщенности приняты по ГИС, проницаемость принята по ГДИ.

Свойства нефти охарактеризованы двумя поверхностными пробами. Физико-химическая характеристика нефти принята по аналогии с глубинной пробой залежи основного купола.

Нефть тяжёлая, маловязкая, высокосмолистая, парафинистая, высокосернистая.

Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта Зл1-1 (основная залежь) Врезовского месторождения объёмным методом.