Геологическая часть

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Дмитриевское месторождение, включая Северо-Дмитриевский купол, расположено на территории Кинель-Черкасского административного района Самарской области, в 70 км к северо-востоку от г. Самары [1].

Месторождение находится в густонаселенном районе, ближайшие населенные пункты – села Кротовка, Знаменка, Страхово, Софьевка, пос. Подгорный. Ближайшее крупное село Кротовка связано с г. Самарой автомобильной дорогой с твердым покрытием. Само месторождение с юга на север пересекает автомобильная дорога Богатое - Отрадный. В 500 м к северо-западу от месторождения проходит железная дорога Самара - Оренбург, с железнодорожной станцией Кротовка.

В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к склону водораздела рек Кутулук и Б. Кинель, направленного в сторону реки Б. Кинель. Рельеф местности относительно спокойный, что обусловлено широким развитием четвертичных отложений, сглаживающих очертания форм рельефа, однако в связи со значительной протяженностью месторождения по широте, колебания абсолютных отметок рельефа довольно значительные: от +60 м до +180 м.

Гидрографическая сеть на территории месторождения представлена речками Мокрая Черновка и Куртамак. Протекают они соответственно в восточной и западной части месторождения и впадают в реку Б. Кинель.

Месторождение расположено в лесостепной зоне. Деревья и кустарники приурочены к поймам рек и оврагов. Климат района континентальный, с жарким летом и холодной зимой. В экономическом отношении район сельскохозяйственный. Существенная часть населения занята на предприятиях нефтяной промышленности.

В 6 км к северу от Дмитриевского располагается крупнейшее в Самарской области Мухановское месторождение. Кроме того, вблизи расположены Михайловско-Коханское и Малышевское месторождения. Добычу нефти ведет РИТС - 2 (бывшее НГДУ «Первомайнефть») , базирующееся в г. Отрадном.

Вблизи месторождения находятся действующие нефтепроводы, нефтепромыслы; проходят высоковольтные линии электропередач и линии связи.

1.2 История освоения месторождения

Открытию Дмитриевского месторождения предшествовал длительный период геологических исследований района. До 1942 года исследования носили общий характер. Впервые в 1942 году Дмитриевское поднятие было выявлено по результатам электроразведочных работ; поднятие было закартировано по кровле сокской свиты. Наличие поднятия было подтверждено и на основании работ по структурному бурению, проводившемуся в 1950-51 годах на Дмитриевской площади.

В 1951 году в результате разведочного бурения на отложения верхней перми был получен промышленный приток газа из отложений калиновской свиты казанского яруса.

В 1953 году была заложена первая глубокая скважина №21 на отложения девона, которая доказала промышленную нефтеносность пласта ДII пашийского горизонта на Дмитриевском месторождении.

Северо-Дмитриевская площадь введена в глубокое поисково-разведочное бурение в октябре 1988 года. Основанием для постановки глубокого бурения послужили данные структурного бурения и сейсморазведки.

Всего на дату выполнения настоящей работы на месторождении пробурено 55 поисково-разведочных скважин (из них 3 на Северо-Дмитриевском куполе) и 168 эксплуатационных скважин. Ликвидированы 27 скважин по геологическим причинам, как выполнившие свое назначение (из них 1 на Северо-Дмитриевском куполе). 7 скважин ликвидированы по техническим причинам, 35 скважины ликвидированы после эксплуатации.

В процессе эксплуатационного бурения на месторождении были открыты залежи нефти в пластах Мч-III мячковского и Pd-V подольского горизонтов среднего карбона, CI бобриковского и CVI косьвинского горизонтов нижнего карбона.

В итоге по результатам разведочного и эксплуатационного бурения на Дмитриевском месторождении открыты залежи нефти в продуктивных пластах МчIII, Мч-IV, Мч-V, Pd-IIa, Pd-IIб, Pd-V, А0, CI, CIa, CIII, CIV, CV, CVI, ДI и ДII; на Северо-Дмитриевском куполе в результате поисково-разведочного бурения открыты залежи нефти в пластах Дк и ДI.

1.3 Стратиграфия

Геологическое строение месторождения изучено по данным бурения 220 поисково-разведочных и эксплуатационных скважин. Поисково-разведочные скважины, пробуренные на Дмитриевском месторождении до пород кристаллического фундамента, вскрыли их в интервале глубин 3063-3196 м на максимальную глубину до 20 м [1].

Осадочный чехол на Дмитриевском месторождении представлен породами среднего и верхнего девона, каменноугольными, пермскими, мезозойскими и четвертичными отложениями и залегает на породах кристаллического фундамента архейского возраста.

Мощность осадочного чехла составляет 3883 м.

К кровле кристаллического фундамента приурочен отражающий горизонт «А». Максимальная вскрытая мощность пород фундамента 15 м (скважина 70).

Отложения девонской системы представлены средним и верхним отделами. Нижний отдел в разрезе отсутствует.

Отложения среднего девона, залегающие с размывом на породах кристаллического фундамента, представлены старооскольским надгоризонтом, который в свою очередь подразделяются на воробьёвский, ардатовский и муллинский горизонты.

Воробьёвский горизонт представлен породами терригенного комплекса - глинами серыми и песчаниками. Мощность горизонта 24 м.

Ардатовский горизонт сложен глинами тёмно-серыми и бурыми, в нижней части песчаниками серыми, тонкозернистыми, плотными. В разрезе присутствуют известняки тёмно-серые, плотные, мелкокристаллические (репер «остракодовый известняк»). Мощность горизонта 54 м.

Муллинский горизонт представлен глинами тёмно - и зеленовато-серыми, плотными. В основании горизонта находится репер «чёрный известняк». Мощность горизонта 26 м.

В отложениях верхнего девона выделены франский и фаменский ярусы.

Нижнефранский подъярус франского яруса представлен породами пашийского и тиманского горизонтов.

Пашийский горизонт представлен толщей переслаивающихся терригенных пород: глин тёмно-серых и серых, алевритистых и плотных, песчаников серых, кварцевых, мелкозернистых, алевролитов тёмно-серых, плотных, крепких. Мощность горизонта 29 м.

Тиманский горизонт сложен в основном глинами серыми, иногда встречаются прослои алевролитов и песчаников серых, тонкозернистых. Мощность горизонта 25 м.

К поверхности тиманского горизонта приурочен отражающий горизонт «Д».

Среднефранский подъярус сложен отложениями саргаевского и доманикового горизонта.

Саргаевский горизонт представлен известняками серыми и темно-серыми, глинистыми, плотными, крепкими. Мощность горизонта 11 м.

Доманиковый горизонт сложен известняками серыми и тёмно-серыми, плотными, в основном глинистыми.  Мощность горизонта 58 м.

Верхнефранский подъярус представлен мендымским, воронежским + евлановским + ливенским горизонтами, сложенными мощной толщей довольно однообразных карбонатных пород, в основном известняками плотными, крепкими, прослоями глинистыми. Общая мощность отложений составляет 420 м.

В составе фаменского яруса выделены задонский + елецкий + лебедянский + данковский горизонты общей мощностью 230 м и заволжский надгоризонт мощностью 135 м. Отложения представлены известняками серыми и светло-серыми, кристаллическими, плотными, крепкими, участками глинистыми с прослоями доломитов тёмно-серых, плотных, средней крепости.

Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами - нижним, средним и верхним.

В составе нижнего отдела выделены отложения турнейского, визейского, серпуховского ярусов.

Отложения турнейского яруса представлены известняками серыми и светло-серыми, тонкокристаллическими, плотными, местами глинистыми. К пористым проницаемым разностям в верхней части яруса приурочены промышленно нефтеносные пласты В1 и В2. Мощность отложений яруса 88 м.

Визейский ярус представлен всеми отделами. Нижний отдел в составе кожимского надгоризонта сложен глинистыми отложениями радаевского горизонта толщиной 5-10 м. Терригенные отложения бобриковского горизонта представлены в основании разреза глинами, а выше песчаниками серыми и темно-серыми мелко - и среднезернистыми. В верхней части разреза в песчаниках установлены промышленные залежи нефти (пласт Б2). Общая толщина отложений горизонта составляет 15-25 м.

К поверхности бобриковского горизонта приурочен отражающий горизонт «У».

Тульский горизонт представлен известняками серыми, темно-серыми до чёрных, мелкокристаллическими, с прослоями глин тёмно-серых и алевролитов светло-серых, плотных, прослоями известковистых. В подошве горизонта прослеживается пачка плотных окремнелых известняков, известная как репер «плита». Мощность отложений 52-58 м.

Алексинский+михайловский+веневский горизонты представлены в основном, известняками и доломитами, а в верхней части ангидритами. Известняки серые и темно-серые, органогенно-обломочные, доломитизированные. Доломиты серые, тонкокристаллические, участками кавернозные. К проницаемым разностям доломитов приурочены пласты О1, О2, О3, и О4, разделенные плотными разностями доломитов и ангидритами. Пласты О2 и О4 водонасыщенные, с пластами О1 и О3 связаны промышленные скопления нефти. Покрышками для нефтеносных пластов служат слои ангидритов веневского горизонта. Общая мощность отложений 225-258 м.

Выше по разрезу залегают породы серпуховского яруса, представленные плотными известняками, прослоями глинистыми. В основании яруса, в тарусском горизонте залегает репер «покровская пачка», представленный глинами с прослоями глинистых известняков. Толщина отложений яруса 140-175 м.

К поверхности тарусского горизонта приурочен отражающий горизонт «Тр».

Средний отдел представлен башкирским и московским ярусами.

Башкирский ярус представлен известняками серыми и светло-серыми, тонкокристаллическими, плотными, местами глинистыми. К пористым проницаемым разностям в верхней части яруса приурочен промышленно нефтеносный пласт А4. Толщина отложений яруса 141-149 м.

Московский ярус представлен отложениями верейского, каширского, подольского, мячковского горизонтов.

Нижний отдел московского яруса представлен чередованием глин, песчаников и алевролитов верейского горизонта толщиной 85-91 м и известняками с прослоями глин каширского горизонта толщиной 96-113 м;

Верхний отдел московского яруса представлен известняками с прослоями доломитов и мергелей подольского горизонта (толщиной 141-181м) и известняками с прослоями заглинизированных известняков мячковского горизонта (толщиной 93-112 м.). Общая толщина отложений среднего карбона составляет 556 - 646 м.

Верхний отдел представлен породами касимовского+гжельского ярусов.

Касимовский+гжельский ярусы представлены породами карбонатного комплекса: известняками серыми и коричневато-серыми, микрокристаллическими. В средней и верхней части отдела встречаются мощные пачки ангидритов. Мощность отложений от 324 до 365 м.

Пермские отложения представлены двумя отделами - нижним и верхним.

Нижний отдел сложен ассельским, сакмарским+артинским ярусами.

Ассельский ярус сложен преимущественно доломитами светло-серыми, серыми, плотными, участками пористыми. Мощность отложений 105-120 м.        

Сакмарский+артинский ярусы представлены переслаиванием известняков, доломитов, с прослоями ангидритов. Известняки серые, тёмно-серые, скрытокристаллические. Доломиты светло-серые, микрокристаллические. Ангидриты голубовато-серые. Мощность отложений сакмарского яруса 98-142 м, артинского 37-183 м.

Кунгурский ярус представлен отложениями филипповского (толщиной 10 – 32 м) и иреньского (толщиной 280 – 350 м)  горизонтов, сложенных доломитами пелитоморфными, в разной степени глинистыми, сульфатизированными, и ангидритами белыми. В разрезе иреньского горизонта, в верхней части, выделяются слои каменной соли. Толщина отложений яруса 290-382 м.

Верхний отдел пермской системы представлен переслаивающимися между собой доломитами и мергелями уфимского яруса толщиной 39 - 76 м, сульфатно-карбонатными породами казанского яруса общей толщиной 292 - 368 м, толщей терригенных пород – глинами, алевролитами, песчаниками с редкими прослоями карбонатов татарского яруса толщиной 137-160 м.

На отдельных участках территории встречается мезозойский комплекс терригенных осадков. В разрезе описываемой площади присутствуют отложения триаса и юры, представленные глинами и песчаниками с прослоями алевролитов общей мощностью до 150 - 170 м. Местами эти отложения полностью размыты.

Четвертичные отложения развиты повсеместно и залегают на размытой поверхности юрских и триасовых отложений. Представлены они довольно однообразной толщей лессовидных, бурых суглинков. Толщина отложений четвертичной системы варьирует от 0 до 25 м.

1.4 Тектоника

Дмитриевское нефтяное месторождение в региональном тектоническом плане по девонским отложениям и кристаллическому фундаменту, в соответствии с тектонической схемой ВОИГ и РГИ, приурочено к северо-западной бортовой части Бузулукской впадины, по отложениям нижнего карбона месторождение располагается в осевой части Муханово-Ероховского прогиба, выполненного мощной толщей терригенных отложений нижнего карбона [1]

Дмитриевское поднятие представляет собой вытянутую в субширотном направлении крупную брахиантиклинальную складку, осложняющую одну из ветвей Жигулевско-Самаркинской системы дислокаций – Дмитриевско-Коханский вал. Последний представляет собой систему кулисообразно сочлененных локальных поднятий брахиантиклинального типа, почти широтного простирания.

Дмитриевская брахиантиклиналь – поднятие сквозного типа, прослеживающееся по поверхности фундамента и по всем опорным горизонтам палеозоя. Складка асимметрична, северное крыло более крутое, чем южное. Сводовая часть поднятия осложнена небольшими локальными поднятиями и прогибами. Морфологическая выраженность поднятия усиливается с глубиной, так угол наклона северного крыла по отложениям девона - 17°, нижнего карбона - 7°, среднего карбона - 4°30/. Размеры поднятия по кровле пашийского горизонта 20Ч3,5 км, по кровле бобриковского горизонта – 16Ч2,8 км, по кровле верейского горизонта – 18,7Ч3,2 км.

По всем маркирующим горизонтам Дмитриевского поднятия отмечается соответствие структурных планов.

Северо-Дмитриевское поднятие причленяется с севера к Дмитриевскому поднятию, отделяясь от последнего прогибом, амплитуда которого составляет около 50 м. Поднятие по отложениям пашийского и тиманского горизонтов представляет собой антиклинальную складку с размерами 3Ч1,5 км и амплитудой около 15 м, ось которой вытянута параллельно оси Дмитриевско-Коханского вала, т. е. в субширотном направлении. Складка симметричная, углы падения не превышают 4°.

1.5 Нефтегазоносность

Промышленная нефтеносность на Дмитриевском месторождении связана с отложениями среднего и нижнего карбона, верхнего девона [1].

Газоносность пермских отложений в настоящей работе не рассматривается.

Промышленный характер залежей нефти доказан результатами опробования и многолетней эксплуатацией залежей, приуроченных к следующим продуктивным пластам:

Мч-III, Мч-IV, Мч-V мячковского горизонта среднего карбона; Pd-IIa, Pd-IIб, Pd-V подольского горизонта среднего карбона; А0 каширского горизонта среднего карбона; CI, CIa бобриковского горизонта нижнего карбона; CIII, CIV радаевского горизонта нижнего карбона; CV, CVI косьвинского горизонта нижнего карбона; Дк тиманского горизонта верхнего девона; ДI, ДII пашийского горизонта верхнего девона.

Средний карбон

Мячковский горизонт

Пласты Мч-III, Мч-IV, Мч-V мячковского горизонта имеют сходную литологическую характеристику, сложены преимущественно известняками, в незначительной степени доломитизированными. Продуктивная часть пласта чаще всего представлена известняками органогенными, реже органогенно-обломочными. В породе развиты процессы вторичной кальцитизации, доломитизации. Породы-коллекторы неоднородны, их физические свойства изменяются как по разрезу, так и по простиранию. Известняки с хорошими коллекторскими свойствами чередуются с плотными, непроницаемыми разностями.

Доломитизация известняков неравномерна, содержание доломита в породе – от нескольких процентов до полного перехода в доломит, образующий незначительные прослои или локализующийся в виде участков. Отмечается глинизация пород, характерная для плотных разностей карбонатов. Емкость коллекторов обусловлена межкристаллическими микропорами, в меньшей степени – порами выщелачивания.

Для слоисто-неоднородных коллекторов мячковского горизонта характерна хорошая коррелируемость проницаемых и плотных прослоев, хотя иногда как проницаемые, так и плотные прослои замещаются по простиранию, принимая линзообразную форму.

Процесс осадконакопления в мячковское время протекал в условиях мелководного морского бассейна, нормальной солености, в условиях благоприятных для развития многочисленных видов морской фауны. Обильная фауна и водоросли служили породообразующим материалом для органогенных и органогенно-обломочных известняков мелководно - и прибрежно-морских фаций. Повышение солености бассейна способствовало образованию доломитов в процессе осадконакопления. Появление пелитовой составляющей в осадке обусловлено воздыманием морского дна в процессе эпейрогенеза.

Карбонатные коллектора мячковского горизонта (пласты МчIII, Мч-IV, Мч-V) в нефтенасыщенной части представлены одной проницаемой пачкой, в составе которой выделяется всего один пропласток толщиной от 1,0 до 4,8 м, иногда расчлененный на 2, реже на 3 прослоя, разделенных между собой незначительными по толщине (0,8-2,4 м) плотными породами. Покрышками для залежей мячковского горизонта служат прослои глинистых карбонатов толщиной 5-6 м.

1.6 Свойства нефти, газа и воды

Пласт ДII

За период с 1956 по 1977 год были проведены исследования двадцати шести проб пластовой нефти из восемнадцати скважин. В пробах, отобранных в период с 1956 по 1966 год, компонентный состав нефти и газа определен только до С4, поэтому расчет дифференциального разгазирования невозможен. При расчете дифференциального разгазирования взят компонентный состав нефти, отобранный в более поздний период из скважин № 21, 43, 171, 177, 307, где определялись компоненты до С6.

Физико-химические свойства нефти и газа пласта определены по данным исследования двадцати шести глубинных проб из восемнадцати скважин и сорока поверхностных проб из двадцати четырех скважин.

По результатам исследований и произведенных расчётов приняты параметры нефти и газа: плотность пластовой нефти – 695,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (720С) – 13,36 МПа, газосодержание – 166,20 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 0,73 мПа·с.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 823,0 кг/м3, газовый фактор – 149,08 м3/т, объёмный коэффициент – 1,396, динамическая вязкость разгазированной нефти – 5,65 мПа·с.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода – нет, углекислого газа – 0,45%, азота – 1,96%, гелия – 0,090%, метана – 45,83%, этана – 27,73%, пропана – 15,86%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 24,03%. Относительная плотность газа по воздуху – 0,991, а теплотворная способность газа – 55993 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 0,96%), смолистая (5,22%), парафиновая (4,73%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 52,0%.

Пластовые воды

Воды продуктивных пластов Мч-III, Мч-IV, Мч-V, Pd-IIa, Pd-IIб, Pd-V, А0, CI, CIa, CIII, CIV, CV, CVI, Дк, ДI и ДII Дмитриевского месторождения изучались по данным глубинных и поверхностных проб лабораториями КНИИ НП, ВОИГ и РГИ, ЦНИЛа, НГДУ «Первомайнефть».

Район Дмитриевского месторождения характеризуется весьма сложной гидрогеологической обстановкой, что связано с приуроченностью месторождения к погребенной Камско-Кинельской впадине, нижнекарбоновые осадки которой представлены мощной толщей песчано-глинистых пород. Район этот принадлежит к числу гидрогеологически закрытых.

Особенностью разреза нижнего карбона Дмитриевского месторождения является наличие здесь мощной толщи терригенных осадков (радаевский и косьвинский горизонты). Согласно гидродинамической и гидрохимической зональности этого района воды пластов Мч-III, Мч-IV, Мч-V, Pd-IIa, Pd-IIб,  Pd-V, А0, CI, CIa относятся к зоне затрудненного водообмена, а воды пластов CIII, CIV, CV, CVI, Дк, ДI и ДII - к зоне застойного режима. За пределами площади распространения Камско-Кинельской впадины зона сероводородных вод с затрудненным водообменом имеет нижнюю границу в кровле тиманского горизонта, а на Дмитриевском и на соседних площадях указанная граница располагается стратиграфически выше, в подошве терригенного пласта бобриковского горизонта.

По химическому составу пластовые воды всех продуктивных горизонтов, согласно классификации , принадлежат к хлоридно-кальциевому типу.

Воды пластов ДI и ДII по своему компонентному составу близки между собой и обладают всеми признаками высокой застойности и метаморфизма. Они резко отличаются от вод вышележащих отложений зоны затрудненного водообмена повышенной плотностью, более высоким содержанием кальция и магния, низким содержанием сульфатов, более низкой первой солёностью и более высокой метаморфизацией.

Определение содержания полезных микрокомпонентов в пластовых водах Дмитриевского месторождения проводилось лабораторией ВОИГ и РГИ. Результаты исследований показали, что воды продуктивных пластов содержат

бром в количестве:  йод в количестве:

Мч-IV-V – 425,6 мг/л,  11,17 мг/л,

Pd-II – 505 мг/л,  -

А0 – 319-362 мг/л,  6,8 мг/л,

CI – 160 мг/л,  6,0 мг/л,

CIa – 457 мг/л,  -

CIII – 453-814 мг/л,  14,7-15,5 мг/л,

CIV – 638-954 мг/л,  16-21 мг/л,

CV – 795 мг/л,  7 мг/л,

ДII – 1394-1808 мг/л,  9,3-10,2 мг/л

при необходимой минимальной промышленной концентрации брома 200 мг/л и йода 10 мг/л.

Использовать попутные воды продуктивных пластов  Дмитриевского месторождения для промышленной утилизации нецелесообразно, так как:

-для продуктивных пластов мячковского и подольского горизонтов, содержащих кондиционную воду по брому и йоду, отсутствуют необходимые технические условия переработки рассолов (содержание кальция больше 10 г/л) и довольно низок объем добываемой попутной воды (от 4,6 до 5,9 тыс. т/год мячковского горизонта и от 0,5 до 3,2 тыс. т/год подольского горизонта), в то время как минимальный объем добываемых попутных вод, перспективный для промышленного извлечения микрокомпонентов, согласно рекомендациям ВСЕГИНГЕО, должен быть не ниже 250 тыс. т/год в течение не менее 5 лет;

-пластовая вода продуктивного пласта бобриковского горизонта (пласт СI) содержит микрокомпоненты ниже необходимой промышленной концентрации, также низок объем добываемой попутной воды (18,9-27,4 тыс. т/год);

-в основные, продуктивные пласты Дмитриевского месторождения (пласты А0, СIа, СIII-IV-V, ДI-II) уже около 30-40 лет для поддержания пластового давления производится закачка пресной воды, пластовые воды в значительной степени разубожены этими водами и перестали быть кондиционными по всем микроэлементам.

1.7 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивного пласта

Геолого-физическая характеристика пласта Д2 Дмитриевского месторождения представлена в табл. 1.1 [1].

Таблица 1.1

Геолого-физические характеристика продуктивного пласта Д2 Дмитриевского месторождения

Параметры	Пласт Д2
Категория запасов	А
Средняя глубина залегания,  м	2867
Тип залежи	пластовый
Тип коллектора	терригенный
Площадь нефтегазоносности,  тыс. м2	47742
Объем нефтегазоносности,  тыс. м3	475196
Средняя общая толщина,  м	18,5
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина,  м	10,8
Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина,  м	10,0
Средняя эффективная водонасыщенная толщина,  м	4,6
Пористость,  доли ед.	0,16
Ср. нефтенасыщенность  доли ед.	0,93
Проницаемость,  мкм2	0,132
Коэффициент песчанистости,  доли ед.	0,61
Коэффициент расчлененности,  доли ед.	3,0
Начальная пластовая температура,  оС	72
Начальное пластовое давление,  МПа	33,20
Вязкость нефти в пластовых условиях,  мПа⋅с	0,73
Плотность нефти в пластовых условиях,  т/м3	0,695
Плотность нефти в поверхностных условиях,  т/м3	0,823
Абсолютная отметка ВНК, границы залежи  м	-2837,0
Объемный коэффициент нефти,  доли ед.	1,392
Пересчетный коэффициент  доли ед.	0,718
Содержание серы в нефти,  %	0,96
Содержание парафина в нефти,  %	4,73
Давление насыщения нефти,  МПа	13,36
Газосодержание нефти  м3/т	166,20
Газовый фактор  м3/т	149,08
Вязкость воды в пластовых условиях,  мПа⋅с	0,85
Плотность воды в пластовых условиях,  т/м3	1,160
Плотность воды в стандартных условиях,  т/м3	1,192

Продолжение таблицы 1.1

Параметры	Пласт Д2
Коэффициент вытеснения  доли ед.	0,643
Нач. баланс. запасы нефти  млн. т (утв. ГКЗ РФ или на балансе ГГП «Росгеолфонд»)   в том числе: по категории С1/С2	42,644/-
Нач. извл. запасы нефти,  млн. т (утв. ГКЗ РФ или на балансе ГГП «Росгеолфонд»)   в том числе: по категории С1/С2	22,601/-
Коэффициент нефтеизвлечения,  доли ед.
Плотность газа по воздуху  доли ед.	0,991

1.8 Коллекторские свойства пластов

В пашийском горизонте выделены продуктивные пласты ДI и ДII.

Пласт ДII сложен песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Песчаники пласта буровато-серые, светло-коричневые, кварцевые, мелкозернистые, трещиноватые. Зерна кварца полуокатанной и угловатой формы. Цемент контактового, порового, пленочно-порового, участками базального, реже регенерационного типов. По составу цемент глинистый с органическим веществом и карбонатно-глинистый. Пористость межзернового типа. Поры тупиковые и замкнутые. Эффективность пор обусловлена узкими канальцами. Размер пор от 0,01-0,05 до 0,2-0,4 мм. Покрышка пласта представлена алевролитами глинистыми и глинами плотными.

1.9 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 Д-2 Дмитриевского месторождения, представлена в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа пласта Д-2 Дмитриевского месторождения

Параметры	Обозначения	Пласт Д-2
Категория запасов		А
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	47742
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	10,8
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,16
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,93
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,718
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,823
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,530
Газовый фактор, м3/т	g	166,20
Накопленная добыча нефти из пласта Д-2, тыс. т. на 01.01.2016г.	21970

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 =47742,0·10,80·0,16·0,930·0,823·0,718=45336,87 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 45336,87 · 0,530= 24028,54 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.. =21970,00 тыс. т

Qост. бал. = 45336,87 - 21970,0= 23366,87 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 24028,54 - 21970,0=2058,54 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 45336,87 · 166,20·=7534988,00 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 24028,54·166,20= 3993543,00 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =21970,00·166,20= 3651414,00 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 23366,87 · 166,20 = 3883574,00 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 2058,54 · 166,20 = 342129,20 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, млн. т	Запасы газа, млн. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
45,34	24,03	23,37	2,06	7534,99	3993,54	3883,57	342,13

Выводы

Дмитриевское месторождение, включая Северо-Дмитриевский купол, расположено на территории Кинель-Черкасского административного района Самарской области, в 70 км к северо-востоку от г. Самары.

В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к склону водораздела рек Кутулук и Б. Кинель, направленного в сторону реки Б. Кинель.

Впервые в 1942 году Дмитриевское поднятие было выявлено по результатам электроразведочных работ; поднятие было закартировано по кровле сокской свиты. Наличие поднятия было подтверждено и на основании работ по структурному бурению, проводившемуся в 1950-51 годах на Дмитриевской площади.

Осадочный чехол на Дмитриевском месторождении представлен породами среднего и верхнего девона, каменноугольными, пермскими, мезозойскими и четвертичными отложениями и залегает на породах кристаллического фундамента архейского возраста.

Мощность осадочного чехла составляет 3883 м.

Дмитриевское поднятие представляет собой вытянутую в субширотном направлении крупную брахиантиклинальную складку, осложняющую одну из ветвей Жигулевско-Самаркинской системы дислокаций – Дмитриевско-Коханский вал.

Промышленная нефтеносность на Дмитриевском месторождении связана с отложениями среднего и нижнего карбона, верхнего девона.

Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объемным методом пласта Д-2 Дмитриевского месторождения.