Геологическая часть

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Бариновско-Лебяжинское газонефтяное месторождение расположено на территории Нефтегорского и Кинельского районов Самарской области, в 60 км к юго-востоку от областного центра г. Самара (рис.1.1).

В непосредственной близости с Бариновско-Лебяжинским находятся Кулешовское, Утевское, Тверское нефтяные месторождения.

Район месторождения густо населён. Наиболее крупными населёнными пунктами являются: г. Нефтегорск, пос. Домашка, Лебяжье, с. с. Утёвка, Кулешовка, Зуевка, Бариновка и др., сообщение между которыми осуществляется автомобильными дорогами местного значения.

В 30 км к северу от месторождения проходит крупная железнодорожная магистраль Самара-Оренбург, с ближайшей станцией Тростянка. Через территорию месторождения проходит асфальтовая дорога, связывающая областной центр г. Самара и районные центры Нефтегорск и Богатое.

1.2 Орогидрография

В орогидрографическом отношении месторождение расположено на левобережье р. Самара в её среднем течении и занимает часть северо–восточного склона водораздела рек Самара и Чапаевка. В районе Бариновско – Лебяжинской площади р. Самара резко меняет направление с юго-западного на северо-западное.

В геоморфологическом отношении территория месторождения представляет собой обширное плато, расчленённое овражно-балочной системой. Овраги открываются в северо-восточном направлении в долину реки Самары. Максимальные абсолютные отметки рельефа +160 м наблюдаются на водораздельных участках (юго-западная часть площади), минимальные +35 м приурочены к руслу реки Самары, являющейся основной водной артерией в пределах рассматриваемого района.

Бариновско-Лебяжинская площадь приурочена к степной зоне, лесных массивов нет, за исключением лесозащитных полос. Климат района континентальный с жарким летом и холодной зимой. Среднегодовая температура воздуха равна +3,8°С. Среднегодовое количество осадков составляет 393 мм, со снеговым покровом 140 дней в году.

Рис. 1.1

1.3 Стратиграфия

В районе Бариновско-Лебяжинского месторождения вскрыт осадочный чехол, слагаемый палеозойскими (девонская, каменноугольная, пермская система), мезозойскими (триасовая и юрская система), кайнозойскими (неогеновая и четвертичная система) породами, и архейский кристаллический фундамент. Для геологического строения района характерно общее моноклинальное погружение пород в сторону Прикаспийской впадины, что обуславливает увеличение толщины осадочного чехла в этом направлении.

Ниже приведена краткая колонка залегающих в разрезе отложений. Более подробное внимание уделено описанию окского горизонта, в котором залегает рассматриваемый в данном дипломе пласт.

Кристаллический фундамент. К кровле кристаллического фундамента приурочен отражающий горизонт «А». Максимальная толщина (35 м) вскрыта в скважине 90 на Лебяжинском поднятии.

Палеозойская группа

Девонская система

Средний отдел

Живетский ярус

Воробьёвский горизонт. Толщина горизонта 16-39 м.

Ардатовский горизонт. Толщина горизонта 60-74 м.

Муллинский горизонт. Толщина горизонта 15-24 м.

Верхний отдел

Франский ярус

Нижнефранский подъярус

Пашийский горизонт. Толщина горизонта 55-71 м.

Тиманский горизонт. К поверхности тиманского горизонта приурочен отражающий горизонт «Д». Толщина тиманского горизонта 24-27 м.

Среднефранский подъярус

Саргаевский горизонт. Толщина  горизонта 4-9 м.

Доманиковый горизонт. Толщина  горизонта 21-22 м.

Верхнефранский подъярус

Мендымский + воронежский + евланский + ливенский горизонты. Толщина  подъяруса 152-174 м.

Фаменский ярус. Толщина  яруса до 583 м.

Каменноугольная система

Нижний отдел

Турнейский ярус. Толщина яруса 50-74 м.

Визейский ярус

Бобриковский горизонт. К поверхности бобриковского горизонта приурочен отражающий горизонт «У». Толщина  горизонта 22-31 м.

Окский надгоризонт.

Тульский горизонт. Толщина горизонта 49-66 м.

Алексинский + михайловский + веневский горизонты

Известняки серые, тёмно-серые, тонко и скрытокристаллические, прослоями глинистые, плотные, участками трещиноватые.

Доломиты тёмно-серые с коричневатым оттенком, тонко и скрытокристаллические, плотные, крепкие, прослоями мелкокавернозные, брекчиевидные, с прослоями известняков и ангидритов.

В верхней части разреза выделяют промышленно нефтеносные пласты: на Лебяжинском поднятии - пласт О-1+О-2+О-3+О-4, на Бариновском - пласт О-1+О-2+О-3, на Северо-Парфёновском куполе - пласт О-1+О-2. На Южно-Парфёновском куполе, где промышленно нефтеносными являются пласты О-1 и О-2, толщина окских отложений увеличивается за счёт появления в разрезе голубовато-серых ангидритов. Толщина - 159-179 м.

Серпуховский ярус. Толщина  яруса 250-304 м.

Средний отдел

Башкирский ярус. С кровлей башкирского яруса сопоставляется отражающий горизонт «Б». Толщина яруса 66-73 м.

Московский ярус

Верейский горизонт. К кровле верейского горизонта приурочен отражающий горизонт «В». Толщина  горизонта 84-90 м.

Каширский горизонт. Толщина  горизонта 98-105 м.

Подольский горизонт. Толщина 160-181 м

Мячковский горизонт. Толщина 126-136 м.

Верхний отдел

Касимовский + гжельский ярусы. Толщина 365-412 м.

Пермская система

Нижний отдел

Ассельский ярус. Толщина 59-100 м.

Сакмарский + артинский ярусы. Толщина 140-159 м.

Кунгурский ярус. Толщина 72-117 м.

Bepxний отдел

Уфимский ярус. Толщина 25-54 м

Казанский ярус.

Калиновская свита. Толщина 66-79 м.

Гидрохимическая свита. Толщина 41-63 м.

Татарский ярус. Толщина яруса до 250 м.

Мезозойская группа

Триасовая + юрская системы. Общая толщина 23- 90 м.

Кайнозойская группа

Неогеновая система. Плиоценовый отдел. Общая толщина до 90 м.

Четвертичная система. Общая толщина до 33 м.

Максимально вскрытая толщина разреза Бариновско-Лебяжинского месторождения составляет 3490 м.

1.4 Тектоника

В региональном тектоническом плане Бариновско-Лебяжинское месторождение по поверхности кристаллического фундамента и терригенного девона расположено в пределах северо-западной части Бузулукскской впадины и приурочено к крупному тектоническому элементу II порядка – Кулешовскому валу. Кулешовский вал представляет собой сложно построенную систему дислокаций осадочного чехла, связанную с глубинными разломами в кристаллическом фундаменте (рис.2.1).

Район характеризуется региональным погружением слоев по всем отложениям в юго-восточном и в южном направлении, на фоне которого выделяется ряд поднятий и структурных зон. В составе месторождения рассматриваются собственно Бариновское и Лебяжинское, Парфеновское, Терешкинское, Тополевское, Ростошинское и Южно-Промысловое поднятия. В составе Лебяжинского поднятия выделяются Восточный и Северо-Восточный купола, в составе Парфеновского – Северо-Парфеновский и Южно-Парфеновский купола.

Примыкающее с запада двухкупольное Парфеновское брахиантиклинальное поднятие морфологически более выражено в отложениях нижнего карбона. В пределах Южно-Парфеновского купола геологическое строение отложений нижнего карбона осложняется приуроченностью его к пограничной области окского ангидритового плато, развитого на юге Самарской области. В пределах плато прослеживаются достаточно мощные ангидритовые прослои, которые замещаются карбонатными отложениями за его границами.

Большинство поднятий, закартированных на площади месторождения, относятся к ловушкам комбинированного тектоно-эрозионно-седиментационного типа, в основании которых залегают выступы кристаллического фундамента.

Рис. 1.2

1.5 Геологическое строение продуктивных пластов

Месторождение является многокупольным и многопластовым. Всего в разрезе осадочного чехла установлено 51 нефтяная, 1 газонефтяная и 1 газовая залежи в 17 продуктивных пластах.

Промышленные залежи нефти приурочены к отложениям гжельского яруса (пласт С3-Ia) позднего карбона, каширского горизонта (пласт А-0), башкирского яруса (пласты А-4, А-5) среднего карбона, окского надгоризонта (пласты О-1,О-2,О-3,О-4), тульского (пласт Б-0) и бобриковского (пласты Б-2/, Б-2) горизонтов, турнейского яруса (пласт В-1) раннего карбона, заволжского надгоризонта (пласт Дл), пашийского горизонта (пласты Д-I, Д-II) позднего девона и ардатовского горизонта (пласт Д-III) среднего девона.

Пласты О-1,О-2,О-3,О-4

На Южно-Парфеновском куполе, расположенном в границах ангидритового плато, развитие окских отложений происходило в краевой части сульфатнонакопляющей лагуны, что определяет их иную литологическую характеристику. Здесь увеличенная толщина окских отложений обусловлена присутствием в разрезе мощных пачек ангидритов, толщина которых достигает 20 и более метров.

Пласт О-2 залегает в среднем на глубине 2010 м и от вышележащего пласта О-1 отделяется ангидритовой пачкой толщиной 13-20,4 м.

Общая эффективная толщина в целом по пласту изменяется от 4,5 до 7,7 м, суммарная нефтенасыщенная толщина – от 4,3 до 7,5 м. В разрезе выделяется один, реже два проницаемых пропластка, невыдержанных по толщине. Толщина пористых прослоев доломитов колеблется от 0,4 до 7,5 м, а толщина разделяющих их плотных разностей варьирует в пределах – 0,6-1,3 м.

Коэффициент доли коллектора в границах залежи составляет 0,97, расчлененность – 1,3.

Залежь пластовая сводовая. Ширина водонефтяной зоны незначительна и колеблется в пределах 25-175 м. Размеры залежи в плане составляют 2,6x2,3 км, высота – 31,5 м.

Общая геолого-физическая характеристика пласта О-2 Южно-Парфеновского купола Бариновско-Лебяжинского месторождения представлена в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Геолого-физическая характеристика пласта О-2 Южно-Парфеновского купола

Параметры	О-2
Категория	В/С1
Средняя глубина залегания, м	2010
Тип залежи	пласт. свод.
Тип коллектора	карбонат.
Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м2	4875/1485
Средняя общая толщина, м*	6,0
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м*	5,8
Средневзв-ная эффективная нефтенас. толщина, м	5.4/4.5
Пористость, %	16
Средняя нефтенасыщенность пласта, доли ед.	0,80
Проницаемость, мкм2	0,022
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,97
Расчлененность, доли ед.	1,3
Начальная пластовая температура, °С	44
Начальное пластовое давление, МПа	21,18
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПаЧс	2,72
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПаЧс	11,39
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3	0,802
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,838
Абсолютная отметка ВНК, м	-1920,9
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,098
Пересчетный коэффициент	0,911
Содержание серы в нефти, %.	1,74
Содержание парафина в нефти, %.	4,50
Давление насыщения нефти газом, МПа	6,98
Газосодержание нефти, м3 /т	49,68
Газосодержание после диф. разгазирования,  м3 /т	39,40
Содержание сероводорода, %	0,27
Вязкость воды в пластовых условиях, мПаЧс	1,09
Вязкость воды в поверхностных условиях, мПаЧс
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,1638
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,178
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,561
Плотность газа по воздуху	1,066

1.6 Физико-химические свойства пластовых флюидов

1.6.1 Свойства нефти и газа

Свойства нефти и газа приняты по данным исследования четырёх глубинных и четырёх поверхностных проб из скважин № 82, 83, 85, 86.

По результатам исследований плотность пластовой нефти – 802,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 6,98 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 49,68 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 2,72 мПа·с. Соответственно, нефть относится к особо легким и с незначительной вязкостью.

По результатам расчета дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 838,0 кг/м3, газосодержание – 39,40 м3/т, объёмный коэффициент – 1,098, динамическая вязкость разгазированной нефти – 11,39 мПа·с.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании: сероводорода – 0,94%, углекислого газа – 0,50%, азота+редкие – 17,29%, гелия – 0,035%, метана – 34,23%, этана – 19,22%, пропана – 17,91%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 27,82%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,066, теплотворная способность – 51046,8 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,74%), смолистая (6,88%), парафинистая (4,50%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 49,0%.

Свойства пластовой и дегазированной нефти, состав растворенного газа приведены в таблицах 1.2-1.4.

1.6.2 Химический состав и физические свойства пластовых вод

Характеристика химического состава пластовых вод окского надгоризонта приводится по результатам опробования одной скважины. Минерализация составляет 273,16 г/дм3, плотность вод в стандартных условиях 1,1780 г/см3 (в пластовых условиях 1,1628-1,1638 г/см3). Вязкость в пластовых условиях равна 1,06-1,09 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 5,31 г/дм3, магния 1,41 г/дм3, сульфатов 1,06 г/дм3, первая соленость 91,9 %-экв. Пластовые воды характеризуются низкой степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,92).

Свойства и состав пластовых вод приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.2

Свойства пластовой нефти

Наименование параметра	Пласт О-2
Диапазон изменения	Принятое значение
1	4	5
Пластовое давление, МПа	–	21,18
Пластовая температура, 0С	–	44
Давление насыщения газом, МПа	6,95 – 7,00	6,98
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	48,10 – 50,90	49,68
Газосодержание при дифференциальном разгазировании, м3/т	–	39,40
Р1= Мпа  Т1=°С	–	–
Р2= Мпа  Т2=°С	–	–
Р3=  Мпа  Т3=°С	–	–
Р4=  Мпа  Т4=°С	–	–
Плотность в условиях пласта, кг/м3	796,0 – 806,0	802,0
Вязкость в условиях пласта, мПа⋅с	2,46 – 2,84	2,72
Коэффициент объемной упругости, 1/Мпа∙10-4	–	11,17
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С
-при однократном (стандартном) разгазировании	1,588 – 1,659	1,624
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	–	1,285
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С
-при однократном (стандартном) разгазировании	846,0 – 850,0	849,0
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	–	838,0

Таблица 1.3

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти

Наименование параметра	Количество	Диапазон значений	Среднее значение
исследованных
скв.	проб
1	2	3	4	5
Южно-Парфёновский купол
Пласт О-2
Плотность при 200С, кг/м3	4	4	854,10 – 863,70	856,80
Вязкость, мПа∙с
при 20 0С	4	4	8,83 – 14,73	11,39
при 50 0С
Молярная масса, г/моль	4	4	184,00 – 218,00	207,00
Температура застывания, °С	4	4	-18 – (-7)	-13
Массовое содержание, %
серы	4	4	1,50 – 1,85	1,74
смол силикагелевых	4	4	5,20 – 8,70	6,88
асфальтенов	4	4	1,85 – 2,80	2,18
парафинов	4	4	3,90 – 4,90	4,50
воды	4	4	0,00 – 1,10	0,38
механических примесей
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий
никель
Температура плавления парафина, 0С	4	4	60 – 64	63
Температура начала кипения, 0С	4	4	59 – 70	61
Фракционный состав, %
до 100 0С	4	4	4,0 – 8,0	7,0
до 150 0С	4	4	14,0 – 19,0	17,0
до 200 0С	4	4	27,0 – 29,0	28,0
до 250 0С	4	4	–	38,0
до 300 0С	4	4	48,0 – 50,0	49,0
Шифр технологической классификации	II Т1 П2

Таблица 1.4

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

Наименование параметра	Южно-Парфёновское поднятие
Пласт О-2
при однократном разгазировании пластовой нефти	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти	пластовая нефть
выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
1	2	3	4	5	6
Молярная концентрация компонентов, %
- сероводород	0,79	0,06	0,94	0,07	0,27
- углекислый газ	0,40	–	0,50	–	0,12
- азот + редкие	13,07	–	17,29	–	4,01
в т. ч. гелий	0,028	–	0,035	–	–
- метан	26,25	0,21	34,23	0,04	7,97
- этан	15,39	0,76	19,22	0,90	5,15
- пропан	19,44	3,06	17,91	5,06	8,04
- изобутан	3,52	0,93	1,95	1,67	1,73
- н. бутан	9,08	4,21	4,92	5,99	5,74
- изопентан	3,80	2,96	1,19	3,88	3,26
- н. пентан	3,74	3,79	1,12	4,64	3,82
- гексаны	3,41	7,43	0,53	7,88	6,18
- гептаны	1,11	6,19	0,20	6,01	4,65
- октаны	–	–	–	–	–
- остаток (С8+высшие)	–	70,40	–	63,86	49,06
Молекулярная масса	39,09	207,00	30,91	195,00	156,00
Плотность:
- газа, кг/м3	1,624	–	1,285	–	–
- газа относительная (по воздуху), доли ед.	1,348	–	1,066	–	–
- нефти, кг/м3	–	849,0	–	838,0	802,0

Таблица 1.5

Свойства и состав пластовых вод

Наименование параметра	Пласты О-1, О-2 Южно-Парфеновский купол.
Диапазон изменения	Среднее значение
1	2	3
Газосодержание,  м3/м3	-	0,098
Плотность воды,  кг/м3
- в стандартных условиях	1171-1183	1178
- в условиях пласта	1156,8-1168,7	1163,8
Вязкость в условиях пласта,  мПа · с	-	1,09
Коэффициент сжимаемости,  1/МПа · 10-4	-	2,46
Объемный коэффициент,  доли ед.	-	1,01224
Химический состав вод  г/дм3
Na+ + K+	93,28-104,36	99,365
Ca2+	4,81-6,01	5,309
Мg2+	1,03-1,70	1,414
Cl-	159,04-172,0	165,831
HCO3-	0,02-0,33	1,182
SO42-	0,33-1,67	1,062
NH4	-	-
Микрокомпонентный состав вод  мг/дм3
Br-	-	-
J-	-	-
B+3	-	-
Li+	-	-
Sr+2	-	-
Rb+	-	-
Cs+	-	-
Общая минерализация,  г/дм3	260,58-283,80	273,16
Водородный показатель, рН	5-6,95	6
Жесткость общая,  мг-экв/дм3	-	-
Химический тип воды (по )	Хлоридно-кальциевый
Количество исследованных проб (скважин)	8(7)

Примечание: * - по аналогии с Утевским месторождением.

1.7 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Расчет запасов нефти и газа (балансовых, извлекаемых 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	О-2
кат. В	кат. С1
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2	4875	1486
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м	5,4	4,6
Коэффициент пористости m, доли ед.	0,16	0,16
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед.	0,80	0,80
Плотность нефти с, г/м3	0,838	0,838
Объемный коэффициент нефти В, доли ед.	1,098	1,098
Пересчетный коэффициент θ, доли ед.	0,911	0,911
Газовый фактор Г, м3/т	49,68	49,68
Коэффициент извлечения нефти, в	0,456	0,456
Накопленная добыча нефти УQн на 01.01.2016 г., тыс. т	492,0

Для примера приведем расчет по участку залежи категоии В, по участку с категорией С1 запасы считаются аналогично.

Балансовые запасы составляют:

Q бал (кат. В) = 4875·5,4·0,16 ·0,80·0,838·0,911 = 2572 тыс. т

Q бал (кат. С1) = 668·4,6·0,16 ·0,80·0,838·0,911 = 668 тыс. т

Извлекаемые запасы нефти:

Q изв. (кат. В) = Q бал. · в = 2572 · 0,456 = 1173 тыс. т.  (1.3)

Q изв. (кат. С1) = Q бал. · в = 668 · 0,456 = 305 тыс. т.

Суммарные запасы в целом по пласту О-2 составят:

- балансовые 2572+668 = 3239 тыс. т

- извлекаемые 1173+305 = 1477 тыс. т.

Добыча нефти на анализируемый период (с начала эксплуатации до 01.01.16 г.) в целом по залежи пласта О-2  – УQн = 492 тыс. т.

Остаточные балансовые запасы нефти в целом по пласту на 01.01.16 г.:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 3239 – 492 = 2747 тыс. т. 

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16 г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 1477 – 492 = 985 тыс. т.

Запасы газа в целом по пласту можно найти, умножая уже полученные суммарные запасы.

Балансовые запасы газа:

Q бал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Q бал. газа.= 3239 · 49,68 / 1000 = 161 млн. мі

Извлекаемые запасы газа:

Q изв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Q изв. газа. = 1477 · 49,68 / 1000 = 73 млн. мі

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.16 г.:

Qост. бал. г=Q ост. бал. · Г  (1.8)

Qост. бал. г = 2747 · 49,68 / 1000 = 136 млн. мі

Остаточные извлекаемые запасы газа на 01.01.16 г.:

Q ост. изв. г = Q ост. изв. г · Г  (1.9)

Q ост. изв. г = 985· 49,68 / 1000 = 49 млн. мі

Результаты полученных расчетов сведены в таблицу 1.7.

Таблица 1.7

Начальные и остаточные запасы нефти и газа на 01.01.16 г.

О-2
кат. В	кат. С1	ВС1
Qбал	2572	668	3239	тыс. т.
Qизвл	1173	305	1477	тыс. т.
Qбал. ост	2747	тыс. т.
Qизв. ост	985	тыс. т.
Yбал	128	33	161	млн. мі
Yизвл	58	15	73	млн. мі
Yбал. ост	136	млн. мі
Yизв. ост	49	млн. мі

Выводы

В административном отношении Бариновско-Лебяжинское газонефтяное месторождение расположено на территории Нефтегорского и Кинельского районов Самарской области, в 60 км к юго-востоку от областного центра г. Самара.

В орогидрографическом отношении месторождение расположено на левобережье р. Самара в её среднем течении и занимает часть северо–восточного склона водораздела рек Самара и Чапаевка.

В районе Бариновско-Лебяжинского месторождения вскрыт осадочный чехол, слагаемый палеозойскими (девонская, каменноугольная, пермская система), мезозойскими (триасовая и юрская система), кайнозойскими (неогеновая и четвертичная система) породами, и архейский кристаллический фундамент. Для геологического строения района характерно общее моноклинальное погружение пород в сторону Прикаспийской впадины, что обуславливает увеличение толщины осадочного чехла в этом направлении.

Район характеризуется региональным погружением слоев по всем отложениям в юго-восточном и в южном направлении, на фоне которого выделяется ряд поднятий и структурных зон. В составе месторождения рассматриваются собственно Бариновское и Лебяжинское, Парфеновское, Терешкинское, Тополевское, Ростошинское и Южно-Промысловое поднятия. В составе Лебяжинского поднятия выделяются Восточный и Северо-Восточный купола, в составе Парфеновского – Северо-Парфеновский и Южно-Парфеновский купола.

Примыкающее с запада двухкупольное Парфеновское брахиантиклинальное поднятие морфологически более выражено в отложениях нижнего карбона. В пределах Южно-Парфеновского купола геологическое строение отложений нижнего карбона осложняется приуроченностью его к пограничной области окского ангидритового плато, развитого на юге Самарской области. В пределах плато прослеживаются достаточно мощные ангидритовые прослои, которые замещаются карбонатными отложениями за его границами.

Месторождение является многокупольным и многопластовым.

В настоящем дипломном проекте рассматривается пласт О2 Южно-Парфеновского купола.

На Южно-Парфеновском куполе, расположенном в границах ангидритового плато, развитие окских отложений происходило в краевой части сульфатнонакопляющей лагуны, что определяет их иную литологическую характеристику.

Общая эффективная толщина в целом по пласту изменяется от 4,5 до 7,7 м, суммарная нефтенасыщенная толщина – от 4,3 до 7,5 м. В разрезе выделяется один, реже два проницаемых пропластка, невыдержанных по толщине. Толщина пористых прослоев доломитов колеблется от 0,4 до 7,5 м, а толщина разделяющих их плотных разностей варьирует в пределах – 0,6-1,3 м.

Коэффициент доли коллектора в границах залежи составляет 0,97, расчлененность – 1,3.

Залежь пластовая сводовая. Ширина водонефтяной зоны незначительна и колеблется в пределах 25-175 м. Размеры залежи в плане составляют 2,6x2,3 км, высота – 31,5 м.

Плотность пластовой нефти – 802,0 кг/м3, динамическая вязкость пластовой нефти – 2,72 мПа·с. Соответственно, нефть относится к особо легким и с незначительной вязкостью. По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,74%), смолистая (6,88%), парафинистая (4,50%).

В разделе приводится расчет запасов нефти и газа (балансовых, извлекаемых и остаточных) на 01.01.16 года. Подсчет производится объемным методом по участкам залежи различных категорий, а так же по пласту в целом.