1 геологическая часть

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Широкодольское нефтяное месторождение расположено на территории Курманаевского и Первомайского районов Оренбургской области с хорошо развитой нефтегазопромысловой инфраструктурой (рисунок 1.1).

В 75 км севернее месторождения расположен г. Бузулук – один из крупных центров нефтедобывающей и геологоразведочной отраслей Оренбургской области.

Через Широкодольское месторождение проходит нефтепровод, по которому транспортируется нефть с Гаршинского месторождения на сборный пункт нефти НГДУ «ЮжОренбургнефть», несколько западнее проходят линии нефте - и газопроводов, по которым нефть месторождений Зайкинско-Росташинской зоны подается на Нефтегорский промузел Самарской области, а газ – в магистральный газопровод Оренбург-Самара. Кроме того, Гаршинское месторождение связано нефтепроводом ограниченной производительности с Бобровским нефтяным месторождением.

В качестве энергетической базы для промысла служит ЛЭП 35 кВ, действующая на территории Гаршинского месторождения, а также линия Грачевка – Соболево, проходящая через восточную оконечность лицензионного участка.

В непосредственной близости от рассматриваемого месторождения имеется несколько разрабатываемых месторождений строительных материалов – глин, пригодных для производства кирпича разных марок.

1.2 Орогидрография

В орогидрографическом отношении месторождение расположено в междуречье рек Бузулук и Чаган. Рельеф местности слегка всхолмленный и изрезанный сетью оврагов и ручьев. Абсолютные отметки рельефа колеблются от 105 м в поймах рек до 225 м на водоразделах. Притоки упомянутых выше рек постоянного водотока не имеют, в летнее время пересыхают.

Выкопировка из обзорной карты района работ

Рис. 1.1

Климат района резконтинентальный: холодная, ветреная зима с температурой до -40 °С и жаркое до +40 °С лето. Безморозный период – 140-150 дней, устойчивый снежный покров ложится в конце ноября и сходит в конце марта. Толщина снежного покрова – 40-50 см, глубина промерзания грунта – 160-180 см среднегодовое количество осадков составляет 350-420 мм.

Наличия многолетнемерзлых пород (ММП) не выявлено.

Растительность степная, небольшие участки леса и кустарника тяготеют к поймам рек и оврагам, имеются редкие искусственные лесопосадки.

В хозяйственных и технических целях могут быть использованы воды отложений нижнего триаса, в основном гидрокарбонатного типа и минерализацией 0,2-3,0 г/л с дебитами до 10 л/с, а также воды верхнепермских отложений гидрокарбонатного и магниево-натриевого типов, характеризующиеся минерализацией до 0,6 г/л и невысокими дебитами от 0,2 до 1,5 л/с.

1.3 Тектонические особенности района

В региональном тектоническом плане Широкодольское месторождение приурочено к зоне южного погружения Бузулукской впадины, представляющей собой один из крупных структурных элементов юго-востока Волго-Уральской антеклизы. Поверхность кристаллического фундамента в пределах этого структурного элемента характеризуется довольно контрастной морфологией и значительной расчлененностью на несколько структурно-блоковых ступеней. Блоки, контактируя по разломам, ступенчато погружаются в южном направлении, в сторону Прикаспийской синеклизы. Отмечено общее погружение фундамента в южном направлении от абсолютных отметок от -4260 до -4380 м (перепад 120 м.).

Гаршинская ступень, на которой расположено Широкодольское месторождение, является одной из наиболее крупных. Она ограничена на севере тектоническим нарушением амплитудой порядка 90 м, а на юге – флексурным перегибом аналогичной амплитуды. Приуроченная к этой ступени структурная зона в дальнейшем была названа Гаршинско-Ефимовской.

Структурно-тектонические условия залегания нижней части осадочного чехла тесно связаны со строением поверхности кристаллического фундамента.

По выше залегающим отложениям отмечается постепенное выполаживание структурного плана, выявленного по отложениям средне-верхнего девона и нижнего карбона, который стал представлять  собой моноклиналь с проявлением элементов инверсии на отдельных её участках.

1.4 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Глубокими скважинами на месторождении вскрыты породы протерозойского складчатого фундамента и осадочные образования девонского, каменноугольного, пермского, мезо-кайнозойского и четвертичного возраста. Общая мощность осадочных отложений (до поверхности фундамента) 4350-4450 м.

Описание разреза выполнено снизу вверх, от древних пород к более молодым.

Архей + нижний-средний протерозой

Кристаллический фундамент вскрыт скв. 243, 286, 311 и 364 на глубине от 4394 до 4507 м. Породы данного возраста представлены серыми крупнокристаллическими гранитами, розовыми гранито-гнейсами, серыми и темно-серыми диоритами. Вскрытая мощность отложений составила 15-20 м.

На снивелированной поверхности фундамента залегают отложения палеозойской группы (девонская, каменноугольная и пермская системы), общей мощностью 4220 м.

Палеозойская группа – Pz

Девонская система – Д

На территории расположения Широкодольского ЛУ девонские отложения представлены эйфельским, живетским (средний отдел), франским и фаменским ярусами (верхний отдел).

Девонская система представлена преимущественно карбонатными образованиями. Песчано-алевритовые породы развиты в койвенском, воробьевском, ардатовском и пашийском горизонтах.

В пределах Широкодольского месторождения промышленная нефтеносность связана с породами воробьевского горизонта, в нижней части которого выделен продуктивный пласт ДIV, и ардатовского горизонта – нефтеносные пласты ДIII-1 и ДIII-2, также залегающие в нижней части. Продуктивные пласты представлены песчаниками светло-серыми до темно-серых, плотными, крепкими, пористыми, микрозернистыми, кварцевыми.

Каменноугольная система – С

Представлена всеми тремя отделами, в состав которых входят турнейский, визейский, серпуховский, башкирский, московский и касимовский+гжельский  ярусы.

Каменноугольные отложения (1485 м) представлены, преимущественно, карбонатными породами. Терригенные породы слагают лишь бобриковский и верейский горизонты.

С бобриковским горизонтом связан промышленно нефтеносный пласт Б2, представленный переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Пермская система – Р

Пермские отложения (1809 м) представлены тремя отделами: приуральским, биармийским и татарским. Характеризуются развитием карбонатных пород в нижней части разреза (ассельский, сакмарский и артинский ярусы), ангидритами, карбонатами и соленосными образованиями в средней части (кунгурский ярус) и преимущественно терригенными породами с подчиненными прослоями и пачками солей, ангидритов и карбонатов в верхней части разреза (уфимскйи ярус, биармийский и татарски отделы).

Мезозойская группа – Мz

Мезозойские отложения представлены глинами, песчаниками, песками, алевролитами и конгломератами. Мощность отложений изменяется от 230 до 318 м.

Кайнозойская группа – Кz

Сложена глинами, суглинками и супесями, галечниками и песками общей мощностью до 5-10 м.

Таким образом, в разрезе Широкодольского месторождения промышленно нефтеносными являются терригенные отложения бобриковского (пласт Б2), ардатовского (ДIII-1 и ДIII-2) и воробьевского (пласт ДIV) горизонтов.

1.5 Геологическая характеристика залежей

Промышленная нефтеносность на Широкодольском месторождении установлена в девонских (пласты ДIV, Д III-2, Д III-1) и бобриковских (пласт Б2) отложениях. Из этих пластов при опробовании скважин были получены промышленные притоки нефти.

Пласт ДIII-1 залегает в ардатовском горизонте и является основным по запасам на Широкодольском месторождении. В пласте ДIII-1 выделяются две неравнозначные по размерам и запасам залежи нефти, коллектор которых представлен песчаниками, преимущественно кварцевыми.

Общая толщина пласта в среднем составляет 14,7 м, изменяется от 9,3 до 20 м. В разрезе пласта выделяется 1-9 проницаемых прослоев толщиной от 0,4 м до 6 м. Значения эффективных толщин составляют 6,3 м, варьируя в диапазоне 1,2-14,8 м. В целом по пласту коэффициенты песчанистости и расчлененности равны 0,42 и 3,77.

Залежь 1 располагается на территории Широкодольского и Гаршинского ЛУ и приурочена к обширной структурной зоне, объединяющей три выделяемые по поверхности кристаллического фундамента локальных поднятия: Западно-Широкодольское, Широкодольское и Южно-Широкодольское. Глубина залегания в своде составляет 4148,3 м.

В литологическом отношении залежь связана с обширным песчано-алевролитовым резервуаром, природными границами которого являются зоны отсутствия коллекторов и тектонические нарушения. При опробовании и испытании скважин были получены довольно высокие дебиты нефти 29,9-129,4 м3/сут на dшт = 5-8 мм, в том числе с наиболее низкой а. о. -4010,8 м (в скв. 620). Водонефтяной контакт в скв. 668 по геофизическим исследованиям отмечается на а. о. минус 4016,5 м. Эта отметка и принята за границу залежи.

Залежь относится к сложному пластово-сводовому типу, экранирована тектоническими нарушениями (с севера и запада) и литологическими экранами (с юго-востока и северо-запада). В центральной и северной частях залежи отмечается понижение кровли пласта ниже принятой отметки условного подсчетного уровня.

Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 до 14,8 м, составляя в среднем по залежи 6,5 м. Зоны наибольших нефтенасыщенных толщин пласта сконцентрированы в западной части залежи (Граф. 13).

Коэффициенты песчанистости и расчлененности равны 0,44 и 4 соответственно.

Залежь 2 выделена в пределах восточной части Широкодольского ЛУ, вскрыта скв. 311 и 283. на глубине 4116,7 м. Залежь приурочена к песчано-алевролитовой линзе, контуры которой были проведены по данным сейсморазведки 3D. С запада ее ограничивает зона отсутствия коллекторов.

В разрезе выделен один проницаемый прослой толщиной 1,2 м.

Средняя толщина нефтенасыщенного коллектора, вскрытого в скв. 311 (по данным ГИС) составила 1,2 м. Коэффициенты песчанистости и расчлененности равны 1.

Нижняя граница залежи принята условно (УПУ) на а. о. минус 3997,3 м по подошве пласта в скв. 311. Эта отметка подтверждена результатами испытания: безводный приток нефти составил 18,7 м3/сут на штуцере диаметром 3 мм при депрессии 23,98 МПа (Граф. 4).

Залежь имеет вытянутую в субмеридианальном направлении форму, осложнена тектоническими нарушениями. Размеры ее составляют: 3,4Ч1,0-0,2 км, высота залежи – 7 м.

Пласт ДIII-2 залегает в нижней части ардатовского горизонта, представлен песчаниками светло-серыми, почти белыми, крепкими, мелкозернистыми, тонкопористыми. Пласт отделяется от залегающего выше пласта ДIII-1 глинистой перемычкой средней толщиной 8,3 м, при диапазоне изменения от 1,4 до 13,7 м.

Для пласта ДIII-2 распределение нефтеносности по площади контролируется структурным, тектоническим и литологическим факторами. По площади и по разрезу пласт выдержан не равномерно, по большей части замещаясь плотными породами (Граф. 3). В разрезе пласта выделено от 1 до 7 проницаемых прослоев толщиной 0,4-5,5 м, суммарные эффективные толщины по ним изменяются от 1,0 до 9,1 м. Коэффициенты песчанистости и расчлененности составляют 0,44 и 2,9 соответственно.

С этим пластом связана единая залежь нефти, приуроченная к песчано-алевролитовой линзе, берущей своё начало на Широкодольской структуре и протягивающейся в северо-восточном направлении.

Залежь выделена в присводовой части Широкодольской структуры, вскрыта на глубине 4194 м (в своде).

Водонефтяной контакт ни в одной из скважин не определен. Нижняя граница залежи принята по данным ГИС по подошве нефтенасыщения в скв. 372 на а. о. минус 4027 м. Приток безводной нефти получен при совместном опробовании пластов ДIII-1 и ДIII-2 в скв. 373: в интервале перфорации на а. о. минус 4008,2-4023,2 м получен приток нефти дебитом 74 м3/сут, dшт = 7 мм, ДР = 15,41 МПа.

Значения нефтенасыщенных толщин по залежи изменяются от 1,0 до 9,1 м, составляя в среднем 4,7 м.

Залежь относится к пластово-сводовому типу с тектоническими и литологическими экранами. Размеры залежи составляют 7,5Ч3,9 км, амплитуда – 50 м.

Характеристика продуктивных отложений пласта ДIII представлена в табл. 1.1. Характеристика толщин и неоднородности залежей нефти продуктивных пластов представлена в табл. 1.2.

Таблица 1.1

Характеристика продуктивных отложений пласта ДIII

Пласт	Залежь	Тип залежи	Размеры залежи, м×м	Площадь залежи, Ч10з м2	Абс. отметка кровли	Абс. отметка ВНК	Высота залежи, м
(интервал изменения), м	(интервал изменения), м
ДIII-1	1	пласт-сводов. тектонич. и литологич. экранирован.	7400×4700-6700	34060	-3962,6-4008,4	-4016,5	53
ДIII-1	2	пласт-сводов. тектонич. и литологич. экранирован.	3400×1000-200	1056,7	-3995,6	-3997,3	7

Таблица 1.2

Характеристика толщин и неоднородности залежей нефти пласта ДIII

Параметр	Показатели	Пласт ДIII-1	Пласт ДIII-2 в целом
Залежь 1	Залежь 2	пласт в целом
Общая толщина, м	Количество скважин	12	1	13	10
Минимальное значение, м	9,3	11,7	9,3	1,4
Максимальное значение, м	20	11,7	20	14,3
Среднее значение	14,98	11,7	14,73	9,77
Эффективная толщина, м	Количество скважин	12	1	13	10
Минимальное значение, м	1,2	1,2	1,2	1
Максимальное значение, м	14,8	1,2	14,8	9,1
Среднее значение	6,75	1,2	6,32	4,03
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м	Количество скважин	12	1	13	10
Минимальное значение, м	1,2	1,2	1,2	1
Максимальное значение, м	14,8	1,2	14,8	9,1
Среднее значение	6,46	1,2	6,02	4,66
Коэффициент песчанистости, доли ед.	Количество скважин	12	1	13	10
Минимальное значение, м	0,074	0,103	0,074	0,127
Максимальное значение, м	0,74	0,103	0,74	1
Среднее значение	0,44	0,1	0,42	0,44
Коэффициент расчлененности, доли ед.	Количество скважин	12	1	13	10
Минимальное значение, м	1	1	1	1
Максимальное значение, м	9	1	9	7
Среднее значение	4	1	3,77	2,9

1.5 Свойства и состав нефти и газа

Пласт ДIII залежь 2

Свойства нефти и газа приняты по результатам исследований одной глубинной и одной поверхностной проб из скв. 311 (30.07.91 г.).

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 661,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 16,2 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 311,9 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 0,24 мПаЧс.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 787,0 кг/м3, газосодержание 282,5 м3/т, объёмный коэффициент 1,546, динамическая вязкость разгазированной нефти по поверхностной пробе 2,32 мПаЧс.

По товарной характеристике нефть малосернистая (массовое содержание серы 0,19 %), смолистая (5,35 %), высокопарафинистая (12,23 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 66 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 3,60 %, метана 62,96 %, этана 14,37 %, пропана 9,88 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 18,11 %, содержание гелия 0,033 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,876.

Пласт ДIII залежь 1

Из данной залежи было отобрано семь глубинных проб. Но анализ результатов исследований показал, что не все они могут быть использованы при усреднении. Глубинные пробы из скв. 615, 620 признаны частично разгазированными и не представительными из-за низких значений давления насыщения и газосодержания. Глубинные пробы из скв. 372 (03.06.93 г. и 22.07.94 г.) также не участвовали в усреднении вследствие внутренней противоречивости полученных результатов. Параметры нефти и газа даны по трём глубинным пробам из скв. 372 (6.06.95), 315, 373. Товарная характеристика представлена по результатам 14 поверхностных проб из пяти скважин.

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 594,1 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 24,16 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 507,8 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 0,222 мПаЧс.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 787,0 кг/м3, газосодержание 470,5 м3/т, объёмный коэффициент 1,963, динамическая вязкость разгазированной нефти по поверхностным пробам 2,43 мПаЧс.

По товарной характеристике нефть малосернистая (массовое содержание серы 0,68 %), смолистая (5,72 %), высокопарафинистая (7,69 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 67,5 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 3,30 %, метана 62,68 %, этана 17,62 %, пропана 10,56 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 16,09 %, содержание гелия 0,1049 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,849.

Таблица 1.3

Свойства пластовой нефти пласта ДIII залежи 2

Наименование параметра	Численные значения
диапазон значений	принятые значения
Пластовое давление, МПа	-	44,05
Пластовая температура, °С	-	84*
Давление насыщения газом, МПа	-	16,2
Газосодержание, м3/т	-	311,9
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	-	282,5
Р1 = 1,863 МПа  Т1 = 5 єС
Р2 = 0,686 МПа  Т2 = 5 єС
Р3 = 1,471 МПа  Т3 = 45 єС
Р4 = 1,226 МПа  Т4 = 56 єС
Р5 = 0,588 МПа  Т5 = 15 єС
Р6 = 0,981 МПа  Т6 = 60 єС
Р7 = 0,834 МПа  Т7 = 60 єС
Р8 = 0,490 МПа  Т8 = 50 єС/120 єС
Р9 = 0,108 МПа  Т9 = 40 єС
Р10 = 0,101МПа  Т10 = 39 єС
Р11 = 0,1013МПа  Т11 = 20 єС
Плотность в условиях пласта, кг/м3	-	661,0
Вязкость в условиях пласта, мПа⋅с	-	0,24*
Коэффициент объёмной упругости, 1/МПа·10-4	-	14,05
Плотность нефтяного газа при 20 °С, кг/м3 :
–при однократном (стандартном) разгазировании	-	1,056
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	1,056
Плотность дегазированной нефти при 20 °С, кг/ м3:
–при однократном (стандартном) разгазировании	-	808,0
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	787,0

Таблица 1.4

Свойства пластовой нефти пласта ДIII залежи 1

Наименование параметра	Численные значения
диапазон значений	принятые значения
Пластовое давление, МПа	44,45-45,31	44,77
Пластовая температура, °С	-	84*
Давление насыщения газом, МПа	23,73-24,80	24,16
Газосодержание, м3/т	490,2-524,5	507,8
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	-	470,5
Р1 = 1,863 МПа  Т1 = 5 єС
Р2 = 0,686 МПа  Т2 = 5 єС
Р3 = 1,471 МПа  Т3 = 45 єС
Р4 = 1,226 МПа  Т4 = 56 єС
Р5 = 0,588 МПа  Т5 = 15 єС
Р6 = 0,981 МПа  Т6 = 60 єС
Р7 = 0,834 МПа  Т7 = 60 єС
Р8 = 0,490 МПа  Т8 = 50 єС/120 єС
Р9 = 0,108 МПа  Т9 = 40 єС
Р10 = 0,101МПа  Т10 = 39 єС
Р11 = 0,1013МПа  Т11 = 20 єС
Плотность в условиях пласта, кг/м3	578,7-605,5	594,1
Вязкость в условиях пласта, мПа⋅с	0,20-0,24	0,222
Коэффициент объёмной упругости, 1/МПа·10-4	-	17,29
Плотность нефтяного газа при 20 °С, кг/м3 :
–при однократном (стандартном) разгазировании	-	1,098
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	1,023
Плотность дегазированной нефти при 20 °С, кг/ м3:
–при однократном (стандартном) разгазировании	791,0-800,8	796,4
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	787,0

Вода продуктивного пласта ДIII-1 на данном месторождении не изучена. По своим физико-химическим свойствам и компонентному составу воды этого пласта не отличаются от вод нижележащего пласта ДIII-2.

Вода пласта ДIII-2 охарактеризована по результатам данных скв. 373, глубина отбора пробы 4160 м. Вода характеризуется плотностью в поверхностных условиях 1,205 г/см3, минерализацией 320,4 г/л. Величина первой составляет 44,38 %-экв. В составе воды содержится ионов кальция 54,51 г/л, ионов магния 5,11 г/л, сульфатов 0,22 г/л. Вязкость в пластовых условиях равна 1,01 мПаЧс.

1.6 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Пористость по пласту ДIII составляет 9,4-12,6%, начальная нефтенасыщенность 83-84,3%. Проницаемость в пределах 32-78  10-3 мкм2

Таблица 1.5

Основные параметры геолого-физической характеристики продуктивного пласта ДIII

Параметры	Пласты
ДIII-1	ДIII-2
Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м	-3996	-4015,4
Тип залежи	Пластово-сводовая, тектонич. и литологич. экранированная
Тип коллектора	Терригенный
Площадь нефтегазоностности, тыс. м2	35585	17682
Средняя общая толщина, м	14,7	9,8
Средняя газонасыщенная толщина, м
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	6,02	4,7
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	2,8	1,5
Коэффициент пористости, доли ед.	0.114-0.126	0.094-0.122
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,843	0,83
Проницаемость, 10-3 мкм2	32	38-78
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,42	0,44
Коэффициент расчлененности	3,8	2,9
Начальная пластовая температура, оС	84	84
Начальное пластовое давление, МПа	44,36	44,36
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с	0,24	0,24
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,594	0,594
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,793-0.808	0,793
Абсолютная отметка ВНК, м	-8014	-4027
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,527-1.949	1,261-1.949
Содержание серы в нефти, %	1,1	1,1
Содержание парафина в нефти, %	10	10
Давление насыщения нефти газом, МПа	24,16	24,16
Газовый фактор, м3/т	470,5	470,5
Содержание сероводорода, %	-	-
Вязкость воды в пластовых условиях, т/м3	1,01*	1,01
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,205*	1,205
Сжимаемость, 1/МПа×10-4
нефти	17,3	17,3
воды	4,30*	4,3
породы	6,325	6,398
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,628	0,644

1.7 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	ДIII-1	ДIII-2
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2	35585	17682
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м	6,02	4,7
Коэффициент пористости m, доли ед.	0,12	0,108
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед.	0,843	0,83
Плотность нефти с, г/м3	0,8	0,793
Объемный коэффициент нефти В, доли ед.	1,738	1,605
Пересчетный коэффициент q, доли ед.	0,575	0,623
Газовый фактор Г, м3/т	470,5	470,5
Коэффициент извлечения нефти, в	0,55	0,55
Накопленная добыча нефти УQн на 01.01.2016 г., тыс. т	1675,5
Накопленная добыча газа УYг на 01.01.2016 г., тыс. т	788,3

Для примера расчет приведен по залежи ДIII-1.

Балансовые запасы составляют:

Q бал = 35585·6,02·0,12 ·0,843·0,8 ·0,575 = 18997524 тыс. т

Извлекаемые запасы нефти:

Q изв. = Q бал. · в = 9975 · 0,55 = 5486 тыс. т.  (1.3)

Добыча нефти на анализируемый период (с начала эксплуатации до 01.01.16 г.) в целом по объекту – УQн = 1675,5 тыс. т. Чтобы найти остаточные запасы по объекту просуммируем соответствующие балансовые и извлекаемые запасы по пластам и из суммарных запасов вычтем накопленную добычу.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.16 г.:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 13656 – 1675,5 = 11979,5 тыс. т. 

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16 г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 7511 – 1675,5 = 5834,5 тыс. т.

Балансовые запасы газа:

Y бал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Y бал. газа.= 9975 · 470,5 / 1000 = 4693 млн. мі

Извлекаемые запасы газа:

Y изв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Y изв. газа. = 5486 · 470,5 / 1000 = 2581 млн. мі

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.16 г. так же находятся в целом по объекту:

Y ост. бал. г=Q ост. бал. · Г  (1.8)

Y ост. бал. г = 11979,5 · 470,5 / 1000 = 5637 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 = 5834,5· 470,5 / 1000 = 2745 млн. мі

Результаты расчетов приведены в таблице 1.7.

Таблица 1.7

Начальные и остаточные запасы нефти и газа на 01.01.16 г.

Параметры	ДIII-1	ДIII-2	объект ДIII	Ед. измерения
Qбал	9975	3681	13656	тыс. т.
Qизвл	5486	2024	7511	тыс. т.
Qбал. ост	11980	тыс. т.
Qизв. ост	5835	тыс. т.
Yбал	4693	1732	6425	млн. мі
Yизвл	2581	952	3534	млн. мі
Yбал. ост	5637	млн. мі
Yизв. ост	2745	млн. мі

Выводы

В административном отношении Широкодольское нефтяное месторождение расположено на территории Курманаевского и Первомайского районов Оренбургской области с хорошо развитой нефтегазопромысловой инфраструктурой.

В орогидрографическом отношении месторождение расположено в междуречье рек Бузулук и Чаган. Рельеф местности слегка всхолмленный и изрезанный сетью оврагов и ручьев.

В региональном тектоническом плане Широкодольское месторождение приурочено к зоне южного погружения Бузулукской впадины, представляющей собой один из крупных структурных элементов юго-востока Волго-Уральской антеклизы. Поверхность кристаллического фундамента в пределах этого структурного элемента характеризуется довольно контрастной морфологией и значительной расчлененностью на несколько структурно-блоковых ступеней. Блоки, контактируя по разломам, ступенчато погружаются в южном направлении, в сторону Прикаспийской синеклизы. Отмечено общее погружение фундамента в южном направлении.

Глубокими скважинами на месторождении вскрыты породы протерозойского складчатого фундамента и осадочные образования девонского, каменноугольного, пермского, мезо-кайнозойского и четвертичного возраста. Общая мощность осадочных отложений (до поверхности фундамента) 4350-4450 м.

Промышленная нефтеносность на Широкодольском месторождении установлена в девонских (пласты ДIV, Д III-2, Д III-1) и бобриковских (пласт Б2) отложениях. Из этих пластов при опробовании скважин были получены промышленные притоки нефти.

Пласт ДIII-1 залегает в ардатовском горизонте и является основным по запасам на Широкодольском месторождении. В пласте ДIII-1 выделяются две неравнозначные по размерам и запасам залежи нефти, коллектор которых представлен песчаниками, преимущественно кварцевыми. Пласт ДIII-2 залегает в нижней части ардатовского горизонта, представлен песчаниками и отделяется от залегающего выше пласта ДIII-1 глинистой перемычкой средней толщиной 8,3 м, при диапазоне изменения от 1,4 до 13,7 м.

Залежи относятся к сложному пластово-сводовому типу, экранированы тектоническими нарушениями и литологическими экранами.

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 594,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 24 16 МПа, газовый фактор 470,5 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 0,24 мПаЧс.

Плотность нефти в поверхностных условиях 793-808,0 кг/м3, объёмный коэффициент 1,261-1,949, динамическая вязкость разгазированной нефти по поверхностной пробе 2,32 мПаЧс.

По товарной характеристике нефть малосернистая (массовое содержание серы 1,1%), смолистая (5,35 %), высокопарафинистая (10 %).

Раздел содержит расчет запасов нефти и газа (балансовых и извлекаемых, начальных и остаточных) на 01.01.16 года объемным методом.