Геологическая часть

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Карповское месторождение расположено в Бугурусланском районе в 10 км к северу от г. Бугуруслана. В пределах площади расположены населенные пункты: Карповка, Михайловка, Березовый, связанные между собой дорогами с твердым покрытием. Ближайшим крупным населенным пунктом является г. Бугуруслан.

Основной транспортной артерией района работ является асфальтированное шоссе, соединяющее города Оренбург и Самара и пересекающее Карповское месторождение с севера на юг. На площади месторождения проложено большое количество грунтовых дорог, пригодных для передвижения лишь в сухое время года.

Ближайшие разрабатываемые месторождения нефти расположены в 5 км к юго-востоку – Красноярское, в 4 км к юго-западу – Журавлевско-Степановское, в 4 км к западу – Западно-Степановское и в 3,6 км к северу – Херсонское (Рис. 1.1).

Обзорная схема расположения Карповского месторождения

Рис. 1.1

Промышленность района расположения месторождения представлена, в основном, нефтедобычей и машиностроением. Разработку месторождения осуществляет .

Таким образом, месторождение находится в районе с развитой инфраструктурой. Существенных ограничений для разработки с позиции инфраструктуры, природных условий и климата в настоящее время нет.

1.2 Орогидрография

В орогидрографическом отношении район расположен на правобережье реки Большой Кинель и представляет собой возвышенное плато. Общее понижение рельефа наблюдается с северо-запада на юго-восток. Минимальные отметки 65-90 м зафиксированы в поймах рек Мочегай, Турхановка, максимальные до 221,5 м на водоразделах. Основными водотоками в пределах площади являются правый приток реки Б. Кинель – р. Турхановка и приток р. Мочегай – Б. Бугурусланка. Вдоль притоков рек протягиваются овраги и балки. Глубина отдельных оврагов достигает 6-8 метров.

Леса на площади занимают около 20-30 % территории, остальная территория занята сельхозугодиями. Основное занятие населения – сельскохозяйственное производ-ство. Нефтегазодобывающая промышленность в районе развивается с предвоенных лет.

По физико-географическому районированию Карповское месторождение находится в Заволжско-Предуральской возвышенной провинции лесостепной зоны. Рельеф местности представляет собой холмистую равнину, расчлененную сетью оврагов и балок с абсолютными отметками поверхности от 88,3 м в долине р. Турхановка до 221,5 м на водоразделах. Крутизна склонов водоразделов, в основном, 3-5°, на отдельных участках левобережья ручья Кармалка – до 10-12°.

Климат района – резко континентальный: характерны значительные амплитуды колебания температур в течение суток и года, недостаточная увлажненность. В межсезонье нередки туманы, наблюдаются как приземные, так и приподнятые температурные инверсии. Среднегодовая температура воздуха составляет +3,6 °С при средней температуре января -13,8 °С и июля +20,1 °С. Интенсивность выпадающих осадков невелика, годовое количество осадков составляет в среднем 420 мм.

На территории Карповского месторождения расположены питьевые водозаборы г. Бугуруслана: Кармалинский, Турхановский и Михайловский.

Южнее месторождения по долине ручья Кармалка действует водозабор пресных подземных вод нижнетатарского терригенного комплекса, который является наиболее перспективным для организации хозяйственно-питьевого водоснабжения Карповского месторождения.

1.3 Стратиграфия

В геологическом строении месторождения принимают участие додевонские, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения. Скважинами, пробуренными в пределах месторождения, кристаллический фундамент не вскрыт. Самыми древними породами, вскрытыми на месторождении, являются отложения бавлинской серии (R-Є1). Мощность вскрытых осадочных образований в скважине 17 Карповского месторождения составляет 2587 м. 

Отложения девонской системы относятся к нижнему D1, среднему D2 и верхнему D3 отделам.

Нижний девон D1 состоит из эмского яруса D1-2e, который представлен верхним подъярусом в составе койвенского D1кv горизонта – терригенными породами (аргиллиты, песчаники и алевролиты), несогласно залегающими на докембрийских отложениях. Толщина горизонта 25-28 м.

Средний девон D2 представлен эйфельским D2ef и живетским D2zv ярусами.

Эйфельский ярус D2 ef подразделяется на нижний и верхний подъярусы. В составе нижнего подъяруса выделяют бийский D2bs, верхнего – нерасчлененный клинцовско-мосоловский D2kl-D2ms и черноярский D2cr горизонты.

Бийский горизонт D2bs сложен известняками с тонкими прослоями мергелей и аргиллитов. Толщина горизонта 8-14 м.

Клинцовско-мосоловский горизонт D2kl-D2ms в нижней части представлен терригенными породами – алевролитами и аргиллитами, переходящими выше по разрезу в известняки и доломиты с тонкими прослоями темной глины. Толщина горизонта 19-24 м.

Черноярский горизонт D2cr представлен аргиллитами и мергелями с включением растительных остатков. Толщина горизонта 10-24 м.

Живетский ярус D2zv включает старооскольский надгоризонт D2st, состоящий из воробьевского D2vb, ардатовского D2ar и муллинского D2ml горизонтов.

В подошве воробьевского горизонта D2vb залегают маломощные песчаники с прослоями алевролитов, которые перекрываются серыми известняками. Выше залегают песчаники с прослоями алевролита, переходящие в глины и аргиллиты. Толщина горизонта 15-24 м.

Ардатовский горизонт D2ar. В основании горизонта залегают песчаники светло-серые, пористые, кварцевые, мелкозернистые, неравномерно алевритистые. Толщина горизонта 46-53 м.

Муллинский горизонт D2ml в нижней части представлен алевролитами, аргиллитами и мергелями, в средней части - известняками и в верхней части - алевролитами с прослоями аргиллита чёрного. Толщина горизонта 24-29 м.

Верхний девон D3 представлен франским D3 f и фаменским D3 fm ярусами. Франский ярус D3 f представлен нижним, средним и верхним подъярусами.

Нижний подъярус D3f1 подразделяется на пашийский D3ps и тиманский D3tm горизонты.

Пашийский горизонт D3ps представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Алевролиты и аргиллиты расслаивают песчаники на отдельные пласты или замещают их по простиранию. Толщина 41-49 м.

Тиманский горизонт D3tm сложен глинисто-карбонатными породами с преобладанием аргиллитов и алевролитов. Толщина горизонта 37-41 м.

В составе среднего подъяруса D3f2 франского яруса выделены саргаевский D3sr и доманиковский D3dm горизонты.

Саргаевский горизонт D3sr представлен тёмными, почти чёрными глинистыми известняками и прослоями глин. Толщина горизонта 8-9 м.

Доманиковский горизонт D3dm представлен тёмно-серыми крепкими мелкокристаллическими известняками. Толщина горизонта около 14-35 м.

В составе верхнего подъяруса D3f3 франского яруса выделены мендымский D3mn и нерасчлененный воронежско-евлановско-ливенский D3 vr+ev+lv горизонты.

Мендымский горизонт D3mn представлен известняками, участками окремнелыми и глинистыми, с прослоями аргиллитов. Толщина 45-71 м.

Нерасчленённый воронежско-евлановско-ливенский горизонт D3vr+ev+lv сложен однообразной толщей карбонатных пород, представленных известняками с прослоями доломитов и глин. Толщина горизонта 59-120 м.

Фаменский ярус D3 fm

Нижнюю часть разреза яруса составляют терригенные породы: алевролиты, аргиллиты и песчаники; верхнюю – карбонатные породы: пелитоморфные тонкокристал-лические, слабосульфатизированные известняки, местами доломитизированные, переходящие в тонкие прослои доломитов. Толщина яруса 358-509 м.

Нижний отдел С1 каменноугольной системы С включает отложения турнейского C1t, визейского C1v и серпуховского C1 s ярусов.

Нижняя часть разреза турнейского яруса C1t сложена известняками с редкими прослоями чёрных глин; верхняя часть - известняками, отличается повышенной пористостью. Толщина яруса 20-79 м.

Визейский ярус C1v подразделяется на кожимский С1kzh и окский C1ok надгоризонты.

В составе кожимского надгоризонта С1kzh выделены бобриковский горизонт C1bb, сложенный терригенными породами: аргиллитами, глинистыми алевролитами, и песчаниками, участками пористыми, разнозернистыми. Толщина горизонта 11-17 м.

В составе окского надгоризонта C1ok выделен тульский горизонт C1tl и нерасчлененная толща алексинско-михайловско-веневского горизонтов C1 al+mh+v.

Тульский горизонт C1tl представлен карбонатными породами – известняками с подчиненными прослоями черных глин. Толщина 23-48 м.

Отложения алексинско-михайловско-веневского C1al+mh+vn горизонтов согласно залегают на известняках тульского горизонта – плотные доломиты, участками кавернозные, и известняки с углисто-глинистыми прослоями. Толщина отложений 180-218 м.

Серпуховский ярус C1s включает заборьевский C1zb и старобелевский C1sb надгоризонты. Толщина яруса 110-145 м.

Заборьевский надгоризонт C1zb представлен однообразной толщей неравномерно доломитизированных глинистых известняков. Отмечаются редкие прослои глин.

Старобелевский надгоризонт C1sb сложен разностями зернистых известняков с прослоями сланцеватых глин и доломитов.

Средний карбон C2 подразделяется на башкирский C2 b и московский C2 m ярусы.

Башкирский ярус C2b представлен известняками, участками доломитизированными до перехода в доломиты. Толщина яруса 45-64 м.

Московский ярус C2m подразделяется на верейский C2vr, каширский C2ks, подольский C2pd и мячковский C2mc горизонты.

Представлен местами доломитизированными, известняками и доломитами с редкими прослоями глин и глинистых разновидностей карбонатных пород. Толщина яруса 139-294 м.

Верхний карбон C3 представлен гжельским ярусом C3g – нерасчлененная толща карбонатных пород: известняки с тонкими прослойками доломитов, глин и мергелей. Толщина отложений 172-224 м.

Пермская система представлена в полном объёме и включает нижний Р1 и верхний Р2 отделы. Нижнепермские отложения представлены доломитами и известняками с редкими прослоями ангидритов ассельского Р1а, сакмарского Р1s и артинского Р1ar ярусов, а также филипповского горизонта  Р1fl кунгурского яруса Р1k.

Вышезалегающие отложения иреньского горизонта Р1ir кунгурского яруса представлены чередованием ангидритов с пластами каменной соли и редкими прослоями доломитов. Толщина отложений нижней перми 167-387 м.

Верхний отдел P2 представлен уфимским P2 u, казанским P2 kz и татарским P2 t ярусами.

Отложения уфимского яруса P2u представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов, глинистых доломитов, реже мергелей и известняков. Толщина яруса 29-57 м.

Казанский ярус P2kz представлен отложениями калиновской P2kl, гидрохимической P2 gh и сосновской P2 ss свит.

Калиновская свита P2kl сложена карбонатными породами: доломитами, известняками и мергелями. Толщина свиты 40-54 м.

Гидрохимическая свита P2gh представлена каменной солью и плотными кристаллическими ангидритами. Толщина свиты 22-39 м.

Сосновская свита P2ss сложена доломитами серыми с подчинёнными прослоями песчаников, алевролитов, мергелей и глин. Толщина свиты 91-101 м.

Завершают разрез верхней перми терригенно-карбонатные породы татарского яруса Р2t, представленные толщей красноцветных песчаников, алевролитов и глин с прослоями мергелей, доломитов и ангидритов (сокская свита P2sk). Толщина отложений 75-85 м.

Четвертичная система Q представлена косослоистыми, континентальными, гравийно-песчаными отложениями: жёлто-бурыми суглинками, песками, глинами, галечниками. Толщина отложений 0-10 м.

1.4 Тектоническое строение района работ

Тектоническое строение рассматриваемого района детально изучено по верхнепермским маркирующим горизонтам.

В региональном тектоническом плане по поверхности кристаллического фундамента месторождение расположено в пределах Серноводско-Абдулинского авлакогена (рисунок 1.2).

Выкопировка из тектонической схемы северо-западной части Оренбургской области

Рис. 1.2

Серноводско-Абдулинский авлакоген представляет собой глубоко погруженную впадину фундамента, простирающуюся в субширотном направлении между Татарским и Жигулевско-Оренбургским сводами. По данным грави-, магнито - и сейсморазведки он имеет асимметричное строение - крутой (амплитудой в 2,5 км) южный борт и относительно полого погружающийся по системе тектонических нарушений северный. Северный борт авлакогена осложнён Пашкинско-Фоминовским выступом фундамента, который на севере ограничен Бавлинским разломом, на юге – Исайкинско-Алпаевским разломом субширотного простирания. Южная граница авлакогена трассируется по Большекинельскому разлому субширотного простирания.

Помимо разломов субширотного простирания в пределах описываемого региона выделяется система тектонических нарушений северо-восточного простирания, примерами которых могут служить Сулинский и Шалтинский девонские грабенообразные прогибы, расположенные восточнее участка работ. Наличие тектонических нарушений такой же ориентировки на самом участке подтверждается результатами работ по аэрокосмодешифрированию.

1.5 Геологическая характеристика и нефтеносность разреза

На Карповском месторождении промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях турнейского яруса (пласт В1) и терригенных отложениях бобриковского горизонта (пласт Б2). Всего открыто шесть залежей: четыре в бобриковском и две в кизеловском горизонтах.

В настоящем дипломном проекте рассматривается пласт бобриковского горизонта.

Терригенный пласт бобриковского горизонта залегает непосредственно над турнейским ярусом, форма структурного плана повторяет турнейский с незначительными изменениями. Продуктивный пласт Б2 имеет также широкое распространение в Оренбургской области. Пласт Б2 сложен песчаниками с чередованием алевролитовых фракций и глинистых разностей. Коллектора залегают в кровельной и средней части горизонта. Пласт характеризуется фациальной изменчивостью, в результате чего пористые песчаные прослои замещаются непроницаемыми алеврито-глинистыми породами, что приводит к развитию зон отсутствия коллектора, характерному для данного НГР.

На основном поднятии по пласту Б2 выделены три залежи нефти изометричной формы. В центральной части купола коллектора замещены глинами, которые имеют обширную зону распространения. Все залежи нефти литологически экранированные.

Общая толщина пласта Б2 изменяется от 11,6 м (скв. 13) до 19,8 м (скв. 115), средняя – 15,6 м. Эффективная толщина варьирует от 0,9 м (скв. 143) до 6,7 м (скв. 115), при среднем значении 2,2 м. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,06 до 0,34 и в среднем составляет 0,727 д. ед. Расчленённость пласта Б2 невысокая, нефтенасыщенный коллектор чаще представлен одним, двумя прослоями, реже тремя или четырьмя. Среднее значение расчленённости составляет 1,7.

Эффективная нефтенасыщенная толщина проницаемых прослоев изменяется в диапазоне 0,6-3,5 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина пласта варьирует от 0,9 м (скв. 21, 137, 143, 144) до 6,7 м (скв. 115), при среднем значении 2,2 м. Толщина плотных перемычек изменяется от 0,5 м до 8,2 м.

Восточный купол имеет вытянутую форму с севера на юг, залежь расположена в купольной части, её распространение на юго-восток ограничено литологическим замещением.

Особенностью бобриковских залежей является то, что в двух залежах (р-н скв. 143 и р-н скв. 17) коллектор встречается только в верхней части горизонта, в двух других - в верхней и средней частях.

Уровень УВНК залежи в районе скв. 115 Основного купола принят на отметке -1498,8 м. Залежь представляется как пластовая, сводовая, литологически экранированная с юго-востока. Размеры залежи 2,3Ч2,3-2,6 км, этаж нефтеносности – 24,3 м.

Контакт нефть-вода (УВНК) залежи в р-не скв. 125 Основного купола принимается на отметке -1494,3 м – посередине между подошвой нефти и кровлей воды по ГИС в скв. 21. Залежь нефти пластовая, сводовая, литологически экранированная с севера и востока, ее размеры составляют 1,3Ч0,8 км, этаж нефтеносности – 14,3 м. Залежь вскрыта двумя скважинами (21 и 125).

Залежь Основного купола в р-не скв. 17 представляется как пластовая, сводовая, литологически экранированная с севера. Размеры залежи 1,6Ч1,1 км, этаж нефтеносности – 15,5 м. В пределах залежи пробурены четыре скважины, вскрывшие чистонефтяную зону пласта. Уровень УВНК принимается на отметке -1499,1 м, как среднее расстояние между нижней подошвой нефтенасыщенного коллектора по ГИС в скв. 13 и кровлей воды в скв. 101.

Еще одна залежь пласта Б2 расположена на восточной структуре (Восточный  купол).

Характеристика толщин и неоднородности пласта Б2 представлена в таблице 1.1, характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности в таблице 1.2.

Таблица 1.1

Характеристика толщин и неоднородности пласта Б2

Толщина	Наименование	Зоны пласта	По пласту в целом
ЧНЗ	ВНЗ	ЧВЗ
Общая толщина,	Среднее значение	15,2	16,9	16,1	15,6
м	Коэфф. вариации, доли ед.	0,1303	0,0326	0,1481	0,1369
Интервал изменения	от	11,6	16,3	11,6	11,6
до	19,8	17,4	18,9	19,8
Эффективная	Среднее значение	2,2	1,8	-	2,1
нефтенасыщенная	Коэфф. вариации, доли ед.	0,7673	0,4857	-	0,752
толщина, м	Интервал изменения	от	0,9	0,9	-	0,9
до	6,7	2,6	-	6,7
Эффективная	Среднее значение	-	2,7	2,8	2,8
водонасыщенная	Коэфф. вариации, доли ед.	-	0,1852	0,5154	0,4799
толщина, м	Интервал изменения	от	-	2,2	0,8	0,8
до	-	3,2	5,6	5,6

Таблица 1.2

Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пласта Б2

Вид исследований	Наименование	Параметры
Проницаемость, мкм2Ч10-3	Коэффициент открытой пористости, доли ед.	Коэффициент начальной нефтенасыщенности, доли ед.
Лабораторные (керна)	Количество скважин	-	1	-
Количество определений	-	1	-
Среднее значение	-	0,101	-
Интервал изменения	-	0,101	-
Геофизические	Количество скважин	14	14	14
Количество определений	17	17	17
Среднее значение	450	0,18	0,80
Интервал изменения	57-1509	0,155-0,201	0,764-0,852
Гидродина-мические	Количество скважин	2	-	-
Количество определений	2	-	-
Среднее значение	23	-	-
Интервал изменения	19-27	-	-

1.6 Свойства и состав пластовых флюидов

1.6.1 Свойства и состав нефти и газа

Всего на Карповском месторождении было отобрано и исследовано 50 глубинных проб нефти из 26 скважин и 63 поверхностных пробы из 27 скважин.

По результатам исследований проб и расчетов плотность нефти в пластовых условиях изменяется в пределах 822-845 кг/м3, в поверхностных – 858-874 и в среднем составляет соответственно 830,2 и 866,1 кг/м3; принято значение 866 кг/м3.

Нефть недонасыщена газом: давление насыщения в среднем равно 5,5 МПа (от 4,6 до 5,79 МПа по пробам). Вязкость пластовой нефти 5,8 мПа·с (от 4,37 до 8,18 мПа·с). Газосодержание по пробам изменяется от 13,5 до 39,5 м3/т, принято значение 28,9 м3/т (по диф. разгазированию 4-х проб). Объемный коэффициент равен 1,07 (от 1,05 до 1,09).

Нефть высокосернистая – содержание серы 2,19 % масс. (от 1,48 до 3,85); смолистая – смол силикагелевых от 6,35 до 17,43, в среднем 11,5 %; парафиновая 5,2 % (содержание изменяется в пределах 4,2-6,12 %). Выход фракций до 300 °С при разгонке – 45 % об. (интервал изменения 41-50 %).

Выделившийся при разгазировании газ – преимущественно углеводородного состава (85,8 % мол. при дифференциальном разгазировании): содержание метана составляет 21,3 % мол., этана – 23,5 %, пропана – 25,5 %, бутанов – 10,6 % мол. В газе содержится сероводород – до 2,5 % мол., азота – 11 %, углекислого газа – 0,74 %. Относительная плотность газа по воздуху – 1,147.

Таблица 1.3

Физико-химические свойства и состав разгазированной нефти пласта Б2

Количество исследованных	Пластов. давление, МПа	Пластов. темпера-тура, °С	Давл-е насыще-ния, МПа	Газосодер-жание,  м3/т	Объемный коэф-фициент пластовой нефти, доли ед.	Плотность нефти в пласт. усл./ в станд. усл., кг/м3	Динамичес-кая вязкость, мПа·с
скважин	проб
-	-	16,71	34	5,5	28,9	1,07	830/866	5,8

Продолжение таблицы 1.3

Коэффициент сжимаемости, 10-4 1/МПа	Коэффициент растворимости газа и нефти, м3/(м3·МПа)	Температура застывания, °С	Температура начала кипения, °С	Содержание светлых фракций (объемные доли в %) до температуры, °С
НК	100	150	200	240	300
7,5	-	-16,6	56	-	6,9	15,3	25	34,5	45,1

Таблица 1.4

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти пласта Б2

Наименование	При однокр. разгазир. пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть
выделивш. газ	нефть	выделивш. газ	нефть
Сероводород	2,32	0,1	2,46	0,1	0,53
Углекислый газ	0,71	0,03	0,74	0,01	0,14
Азот + редкие	10,91	-	11,05	0,01	2,76
в том числе: гелий	0,008	-	-	-	0,0018
Метан	21,35	0,08	21,32	0,08	4,31
Этан	21,53	0,96	23,52	0,77	4,57
Пропан	22,85	4,13	25,53	3,81	7,23
Изобутан	3,91	0,79	2,63	1,05	1,31
Н. бутан	9,19	4,31	8	4,59	5,14
Изопентан	5,47	6,05	3,31	6,49	5,96
Н. пентан
Гексаны	1,27	6,8	0,97	6,83	5,82
Гептаны	0,46	8,38	0,36	8,36	6,97
Октаны	0,05	5,72	0,09	5,7	4,65
Остаток (С9 + высшие)	-	62,67	0,04	62,22	51,1
Молекулярная масса	37,8	242,5	36,3	235	205
Молекулярная масса остатка	-	339,25	-	-	-
Плотность:
газа, кг/м3	1,312	-	1,494	-	-
газа отн. (по воздуху), доли ед.	0,840	-	1,147	-	-
нефти, кг/м3	-	863,3	-	866,05	830,2

1.6.2 Свойства и состав пластовых вод

Пластовые воды бобриковского горизонта относятся к визейскому (бобриковскому) терригенно-карбонатному комплексу. На Карповском месторождении – не изучались. Характеристика их дана на основании изучения проб воды Западно-Степановского и Журавлевско-Степановского месторождений.

По своему химическому составу воды этого комплекса близки к водам нижележащих отложений. Воды по типу хлоридно-кальциевые, удельный вес их 1,163-1,172 г/см3, минерализация 242-254,9 г/л. Содержание кальция 11,1-16,1 г/л, магния – 2,78-3,89 г/л. Из микрокомпонентов присутствует бром –  404,33 мг/л.

Растворенный газ в водах бобриковского горизонта, по данным скважины 463 Журавлевско-Степановского месторождения, метано-азотного состава, содержит метана – 34,8 % (0,096 м3/т), азота – 57,2 % (0,157 м3/т). Газовый фактор – 0,275 м3/т. Общая упругость газа – 4,4 МПа.

1.7 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Карповского месторождения приведена в таблице 1.5.

Коллектор пласта Б2 характеризуется средними значениями пористости 18,5% и начальной нефтенасыщенности 80%. Проницаемость составляет 450 мД.

Таблица 1.5

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Параметры	Б2
Средняя глубина залегания, м	1671
Тип залежи	пласто-свод. литологич. экран.
Тип коллектора	поровый терригенный
Площадь нефтеносности, тыс. м2	7829
Средняя общая толщина, м	15,6
Эффектив. нефтенасыщ. толщина, м	2,2
Пористость, доли ед.	0,185
Нефтенасыщенность, доли ед.	0,8

Продолжение таблицы 1.5

Проницаемость, мкм2Ч10-3	450
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,727
Расчлененность, ед.	1,7
Начальная пластовая температура, оС	34
Начальное пластовое давление, МПа	16,7
Вязкость нефти в пластовых усл., мПа·с	5,8
Плотность нефти в пластовых усл., т/м3	0,838
в стандартных условиях, т/м3	0,866
Абсолютная отметка ВНК, м	1494,0 - 1499,1
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,07
Давление насыщения нефти газом, МПа	5,5
Газосодержание, м3/т	28,9
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	1,27
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,172
Коэффициент сжимаемости, 10-4 1/МПа
нефти	7,5
воды	-
породы	-
Коэффициент вытеснения нефти, доли ед.	0,68

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

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

При подсчёте используется следующая формула объёмного метода:

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

где:  F – площадь нефтеностности, тыс. м2;

h – средневзвешанная эффективная нефтенасыщенная толщина, метры;

m – коэффициент пористости, доли единиц;

Kн – коэффициент нефенасыщенности, доли единиц;

с – плотность нефти, т/мі;

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

Пересчетный коэффициент рассчитывается по формуле:

θ =  (1.2)

где:  В - объемный коэффициент.

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

Таблица 1.6

Исходные данные

Параметры	Б2
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2	7829
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м	2,2
Коэффициент пористости m, доли ед.	0,185
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед.	0,8
Плотность нефти с, г/м3	0,866
Объемный коэффициент нефти В, доли ед.	1,07
Пересчетный коэффициент θ, доли ед.	0,935
Газовый фактор Г, м3/т	28,9
Коэффициент извлечения нефти, в	0,45
Накопленная добыча нефти УQн на 01.01.2016 г., тыс. т	158

Балансовые запасы составляют:

Q бал = 8686·3,5·0,09 ·0,80·0,862·0,929 = 1752 тыс. т

Извлекаемые запасы нефти:

Q изв. = Q бал. · в = 1752 · 0,361 = 632 тыс. т.  (1.3)

Добыча нефти на анализируемый период (с начала эксплуатации до 01.01.16 г.) – УQн = 360 тыс. т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.16 г.:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 1752 – 360 = 1392 тыс. т. 

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16 г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 632 – 360 = 272 тыс. т.

Балансовые запасы газа:

Y бал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Y бал. газа.= 1752 · 27,53 / 1000 = 48 млн. мі

Извлекаемые запасы газа:

Y изв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Y изв. газа. = 632 · 27,53 / 1000 = 17 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 = 1392 · 27,53 / 1000 = 38 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 = 272· 27,53 / 1000 = 8 млн. мі

Результаты расчетов приведены в таблице 1.7.

Таблица 1.7

Начальные и остаточные запасы нефти и газа на 01.01.16 г.

Запасы нефти	Запасы газа
Qбал	2063	тыс. т.	Yбал	60	млн. мі
Qизвл	928	тыс. т.	Yизвл	27	млн. мі
Qбал. ост	1905	тыс. т.	Yбал. ост	55	млн. мі
Qизв. ост	770	тыс. т.	Yизв. ост	22	млн. мі

Выводы

В административном отношении Карповское месторождение расположено в Бугурусланском районе в 10 км к северу от г. Бугуруслана. Промышленность района расположения месторождения представлена, в основном, нефтедобычей и машиностроением. Разработку месторождения осуществляет .

В орогидрографическом отношении район расположен на правобережье реки Большой Кинель и представляет собой возвышенное плато. Основными водотоками в пределах площади являются правый приток реки Б. Кинель – р. Турхановка и приток р. Мочегай – Б. Бугурусланка.

В геологическом строении месторождения принимают участие додевонские, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения. Скважинами, пробуренными в пределах месторождения, кристаллический фундамент не вскрыт. Самыми древними породами, вскрытыми на месторождении, являются отложения бавлинской серии (R-Є1). Мощность вскрытых осадочных образований в скважине 17 Карповского месторождения составляет 2587 м.

В региональном тектоническом плане по поверхности кристаллического фундамента месторождение расположено в пределах Серноводско-Абдулинского авлакогена.

На Карповском месторождении промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях турнейского яруса (пласт В1) и терригенных отложениях бобриковского горизонта (пласт Б2). Всего открыто шесть залежей: четыре в бобриковском и две в кизеловском горизонтах.

В настоящем дипломном проекте рассматривается пласт бобриковского горизонта.

На основном поднятии по пласту Б2 выделены три залежи нефти изометричной формы. В центральной части купола коллектора замещены глинами, которые имеют обширную зону распространения. Все залежи нефти литологически экранированные. Еще одна залежь пласта Б2 расположена на восточной структуре (Восточный  купол).

Общая толщина пласта Б2 изменяется от 11,6 м (скв. 13) до 19,8 м (скв. 115), средняя – 15,6 м. Эффективная толщина варьирует от 0,9 м (скв. 143) до 6,7 м (скв. 115), при среднем значении 2,2 м. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,06 до 0,34 и в среднем составляет 0,727 д. ед. Расчленённость пласта Б2 невысокая, нефтенасыщенный коллектор чаще представлен одним, двумя прослоями, реже тремя или четырьмя. Среднее значение расчленённости составляет 1,7.

Коллектор пласта Б2 характеризуется средними значениями пористости 18,5% и начальной нефтенасыщенности 80%. Проницаемость составляет 450 мД.

Параметры нефти следующие:

- плотность нефти в поверхностных / пластовых условиях – 0,880 / 0,840 г/см3,

- вязкость нефти в поверхностных / пластовых условиях – 31,4 / 7,8 мПа·с,

- давление насыщения нефти газом - 5,7 МПа,

- газосодержание – 30,0 м3/т,

- объемный коэффициент - 1,064.

По своему химическому составу воды этого комплекса близки к водам нижележащих отложений. Воды по типу хлоридно-кальциевые, удельный вес их 1,163-1,172 г/см3, минерализация 242-254,9 г/л.

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