Геологическая часть (стр. 5 )

Керн из продуктивной части пласта Д3вор-1 на Горелкинском поднятии отобран в скв. 10, на Солоцком – в скв 35. Из продуктивной части пласта Д3вор-1 на Кутурушском поднятии и пласта Д3вор-2 керн не отбирался.

Продуктивная часть сложена известняками коричневато-серыми, мелкокристаллическими, слабо пористыми, средней крепости.

Водонасыщенная часть представлена известняками светло-серыми, тонко - и мелкокристаллическими, с отпечатками растительных остатков.

Плотная часть характеризуется известняками светло и коричневато-серыми, тонкокристаллическими, плотными, крепкими, участками глинистыми, перекристаллизованными и трещиноватыми, с прослойками (до 0,02 м) темно-серых глин, со стилолитовыми швами, иногда с редкими точечными выпотами нефти.

По данным химического анализа породы пластов Д3вор-1 и Д3вор-2 характеризуются как известняки, доломитистые известняки, доломитовые известняки и известковый доломит.

Покрышкой для воронежского резервуара служат глины и глинистые известняки верхней части отложений воронежского горизонта.

Пласт Д3бур мендымского горизонта

Пласт Д3бур сложен известняками аналогичными по литологическому описанию известнякам воронежского горизонта.

Керн из пород пласта отбирался в пяти скважинах. Из продуктивной части пласта керн отбирался в скв. 31 и 35.

Продуктивная часть пласта Д3бур представлена известняками буровато-серыми и коричневыми, мелкокристаллическими, пористыми, кавернозными, трещиноватыми. Микроскопически породы пласта аналогичны известнякам воронежского горизонта.

Водонасыщенная часть представлена известняками светло-серыми, мелкокристаллическими, пористыми.

Плотная часть пласта сложена известняками серыми, светло-серыми, темно-серыми и коричневато-серыми, тонкокристаллическими, трещиноватыми, участками перекристаллизованными, крепкими и очень крепкими.

По данным химического анализа породы пласта характеризуются как известняки (содержание CaCO3 составляет от 95,69 до 98,18 %, содержание CaMg(CO3)2 от 0,91 до 1,83 %). Нерастворимый осадок составляет 0,14-1,80 %.

Покрышкой для мендымского резервуара служат глины и глинистые известняки верхней части отложений бурегского и нижней части воронежского горизонтов.

Пласт Дк тиманского горизонта

Пласт представлен песчаниками с прослоями алевролитов и глин.

Керн из пород пласта был отобран на Горелкинском поднятии из скв. 11 и 15 и на Кутурушском – из скв. 25 и 26. Нефтенасыщенная часть пласта представлена керном из скв. 15 на Горелкинском поднятии.

Продуктивная часть пласта характеризуется песчаниками коричневато-серыми, тонкозернистыми. Микроскопическое описание пород пласта Дк аналогично микроописанию нижезалегающего пласта ДI.

Песчаники кварцевые, разнозернистые, алевритистые, пористые с пятнистым карбонатным цементом. Зерна кварца полуокатаны и окатаны, часто имеют регенерационную каемку. Глинистость пород незначительная. Акцессорные минералы: циркон, турмалин, рутил, полевой шпат, мусковит, глауконит, хлорит.

Цемент контактный, слабый, поровый и базальный. Базальный цемент расположен пятнами, представлен мелкокристаллическим карбонатом и агрегатным пиритом, поровый представлен глиной.

Плотная часть пласта характеризуется алевролитами темно-серыми, трещиноватыми, с включениями и прослойками до 0,02 м светло-серого тонкозернистого песчаника, плотного, крепкого.

Пласт ДI пашийского горизонта

Пласт сложен песчаниками с прослоями алевролитов и глин.

Керн из пород пласта отбирался на Кутурушском (скв. 26, 27) и на Солоцком поднятиях (скв. 32, 35, 37). Керн, отобранный из скв. 26, представляет плотные разности пласта. В скв. 27 и 32 пласт замещен алевролитами темно-серыми плотными с прослоями глин темно-серых, слоистых и глинами темно-серыми, плотными.

Нефтенасыщенная часть пласта представлена керном, отобранным в скв. 35, и характеризуется песчаниками коричневато-серыми, тонкозернистыми, пористыми.

По данным микроскопических исследований пород (пласт ДI Восточного месторождения) песчаники кварцевые, разнозернистые, алевритистые, пористые с пятнистым карбонатным цементом. Зерна кварца полуокатаны и окатаны, часто имеют регенерационную каемку. Размер зерен колеблется в пределах 0,05–0,25 мм, в песчаниках преобладают размеры 0,1–0,15 мм, в алевролитах 0,05–0,09 мм. Глинистость пород незначительная, в песчаниках 1,2–2,8%, в алевролитах 3,1–5,5%.

Акцессорные минералы: циркон, турмалин, рутил, полевой шпат, мусковит, глауконит, хлорит. Цемент контактный, слабый, поровый и базальный. Базальный цемент расположен пятнами 1–4 мм в диаметре, представлен мелкокристаллическим карбонатом и агрегатным пиритом, поровый - глиной.

Карбонатность пород изменяется в диапазоне от 1–3% до 7,6%, в единичных случаях до 36,9%.

Поры межзерновые, образованы стенками 3-5, редко 10 зерен, размером 0,02-0,05 мм, иногда 0,15 мм.

Водонасыщенная часть пласта представлена песчаниками серыми и светло-серыми, мелкозернистыми.

Плотная часть пласта представлена песчаниками серыми и темно-серыми, тонкозернистыми, алевритистыми, с отпечатками растительных остатков.

Покрышкой пласта служит толща переслаивания алевролитов и глин верхней части отложений пашийского горизонта.

Пласт ДIII ардатовского горизонта

Пласт сложен песчаниками с прослоями алевролитов и глин.

Керн из пород пласта был отобран из трех скважин. В скв. 26 пласт замещен глинами серыми и темно-серыми, с прослоями плотных песчаников и алевролитов.

Нефтенасыщенная часть пласта представлена песчаниками серыми, мелкозернистыми, пористыми, отобранными в скв. 25.

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Объемный метод подсчета запасов нефти широко распространен и может быть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разведанности.

Ниже представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на 1 января 2016 г. по Солоцкому поднятию.

Таблица 1.5

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа

Параметры	Обозначения	Солоцкое поднятие
Категория запасов		С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	13129
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	3,6
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,15
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,873
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,879
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,833
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,515
Газовый фактор, м3/т	g	65
Накопленная добыча нефти, тыс. т. на 01.01.2016 г.	352,6

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти

Для подсчета балансовых запасов нефти объемным методом применяется следующая формула:

Qбал = F ∙ h ∙ m ∙ β ∙ γ ∙ 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.

γ - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/мі

θ - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти в  поверхностных условиях, доли единиц

Qбал =13129,0·3,60·0,15·0,873·0,833·0,879=4531,83 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 4531,83 · 0,515= 2333,89 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =352,60 тыс. т

Qост. бал. = 4531,83 - 352,6= 4179,23 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 2333,89 - 352,6=1981,29 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 4531,83 · 65,00·=294569,00 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 2333,89·65,00= 151702,80 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =352,60·65,00= 22919,00 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 4179,23 · 65,00 = 271649,90 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 1981,29 · 65,00 = 128783,80 тыс. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2015 года представлены в табл. 1.6.

Таблица 1.6

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, млн. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
4531,83	2333,89	4179,23	1981,29	294569,00	151702,80	271649,90	128783,80

Выводы

В административном отношении Солоцкое нефтяное месторождение расположено на территории Больше-Глушицкого административного района Самарской области, в 72 км к югу от областного центра г. Самара.

Район месторождения находится в степной зоне.

В орогидрографическом отношении месторождение расположено в междуречье рек Чапаевки и Большой Иргиз. Непосредственно через месторождение протекают речки Кутуруша и Малая Вязовка - левые притоки реки Чапаевка.

В геологическом строении месторождения принимают участие отложения девона, карбона, перми, триаса, юры, неогеновые и четвертичные образования. Максимальная вскрытая толщина отложений составляет 3606 м.

Солоцкое месторождение в региональном тектоническом отношении по поверхности кристаллического фундамента находится в границах Юго-Западного борта Бузулукской впадины.

В результате поисково-разведочных работ открыты залежи нефти на Кутурушском (пласты Д3вор-1 воронежского, ДIII ардатовского, Дк тиманского и ДI пашийского горизонтов), Солоцком (пласты Д3вор-1 и Д3вор-2 воронежского, Б2’ и Б2 бобриковского, Д3бур мендымского и ДI пашийского горизонтов), Горелкинском (пласты Д3вор-1 и Д3вор-2 воронежского, Дк тиманского горизонтов) поднятиях. Всего выявлено 13 залежей нефти.

Пластовая нефть относится к легким, маловязким.

По товарной характеристике нефть сернистая, малосмолистая, парафинистая.

Подсчитанные запасы нефти и газа объемным методам соответствуют запасам, поставленным на гос. баланс в размере баланс/извлек 4532/2334 тыс. т соответственно.