Характеристика Жирновского месторождения. Разработка мероприятий по реконструкции системы сбора и подготовки нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Более 50 лет ведется добыча нефти и газа на Жирновском месторождении. За это время система сбора и подготовки несколько раз изменялась. По мере разработки месторождения, фонтанный способ пришлось изменить на механизированный. Система из самотечной превратилась в напорную с применением ДНС.

После падения пластового давления возникла необходимость применения законтурного заводнения скважин при помощи ППД, те нагнетание в продуктивные пласты воды.

Изменилась и система подготовки нефти. Из-за обводнения продукции скважин, стала применятся многоступенчатая система подготовки нефти, с добавлением в систему сбора и подготовки нефти химических реагентов. Для подготовки нефти до товарной, стали применятся установки обессоливания и обезвоживания. За годы разработки Жирновского месторождения по его продуктивным пластам было добыто и подготовлено свыше 53933 тыс.т нефти 3358,8 млн.м³ растворенного газа; при этом суммарный отбор жидкости составил 162111,4 тыс.т; попутной воды 111009 тыс.т закачено воды в продуктивные пласты 156744,1 тыс. м³. Пластовое давление стабилизировалось.

В настоящее время проводится ряд мероприятий по реконструкции системы сбора и подготовки нефти

На Жирновском месторождении производится замена стальных трубопроводов в системе сбора ППД на полимерно-армированные и стеклопластиковые. Для более качественной подготовки нефти ведется реконструкция УПС - 1, с применением новых технологий. С приобретением установки СЕПС МК - 4, ведется переработка нефтешламов. Что способствует улучшению экологической обстановки в данном регионе.

1. Геологическая часть

1.1 Орогидрография

Жирновское нефтегазовое месторождение расположено в среднем течении реки Медведицы, в 340 км к северу от г. Волгограда и 120 км от г. Камышина.

В административном отношении месторождение расположено в пределах Жирновского района, административным центром которого является г. Жирновск. Ближайшими населенными пунктами являются: г. Жирновск, р.п. Линево, села: Александровка, Андреевка, Бахметьевка, Медведицкое.

Ближайшая железнодорожная станция Медведица на железнодорожной магистрали Камышин-Москва расположена в 35 км от г. Жирновска и соединена с ним асфальтированной дорогой. Сеть грунтовых дорог редка, наиболее значительной из них является тракт Сталинград-Саратов, проходящий в 30-40 км от рассматриваемого месторождения.

Оба берега р. Медведицы покрыты смешанным лесом. В создании современных форм рельефа большую роль сыграла р. Медведица, которая пересекает площадь в направлении, близком к меридиальному, разделяя ее почти на две равные части, резко отличающиеся друг от друга морфологически.

Левобережье представляет собой слабовсхолмленную поверхность, имеющую уклон с востока на запад

Абсолютные отметки изменяются от 180-170 м.у. водораздела, до 120-115 м.у. берега р. Медведицы. Левобережье пересечено рядом балок и оврагов почти широтного направления, дающих хорошие обнажения юрских песков и глин, неустойчивость которых явилась причиной глубокой эрозированности всего левобережья.

Правобережье представляет собой приподнятую поверхность хорошо выраженных холмов и гряд, изрезанных глубокими оврагами с крутыми склонами (до 70°).

Основным элементом рельефа является водораздел рек Медведицы и Щелкана, тянущийся почти в меритиалыюм направлении. Абсолютные отметки водораздельного хребта достигают значений 242,5-269.5м. К востоку наблюдается постепенное понижение рельефа. Абсолютные отметки у р. Медведицы изменяются в пределах 158-124м.

На правом берегу р. Медведицы на поверхность выходят известняки среднего карбона, являющиеся прекрасным строительным материалом. Они используются в строительстве г. Жирновска.

Ширина русла р. Медведица меняется от 30 до 150 м. Течение слабое. В районе города имеются броды. Ширина долины достигает 5 км.

Крупными левобережными притоками реки Медведицы является река Перевозиха и овраги: Кленовый, Соленый и др. Крупными правобережными притоками р. Медведицы являются овраг: Первый Каменный, Малый Каменный и Большой Каменный. Все овраги имеют направление, близкое к широтному и пересекают породы почти вкрест простирания. В пойме реки большое количество озер, из которых наиболее крупное озеро Раково, имеющее площадь около I км². Климат района континентальный. Преобладают северо-западные ветры.

1.2 Стратиграфия

В геологическом строении Бахметьевско-Жирновского месторождения принимать участие породы четвертичного, мелового, юрского, каменноугольного и девонского возрастов. В 13 сводовых частях структуры на дневную поверхность выходят породы каменноугольной системы.

Отложения кайнозойской и мезозойской групп несогласно залегают на размытой поверхности карбона и встречаются только на погруженных участках.

Геологический разрез осадочного комплекса четвертичной, меловой и юрской систем изучен по естественным обнажениям, а каменноугольной и девонской систем - по данным керна, шлама и каротажных диаграмм пробуренных скважин.

Архей протерозой Породы фундамента вскрыты на Бахметьевской площади скважинами № 355 и 305, на Жирновской - скважинами № 199, 228, 229. Глубина залегания фундамента 3290 - 3460 м. Породы кристаллического фундамента представлены гранитами, гранито-крейсами. Вскрытая мощность пород кристаллического фундамента достигает 100 м.

Средний девон Живетский ярус

Пярнусский горизонт на Бахметьевско-Жирновском месторождении выделен условно и прослежен лишь по разрезам скважин № 228, 229 и 193 на Жирновской площади. На Бахметьевской площади он не прослеживается. Представлен пярнусский горизонт песчаниками с прослоями гравелитов и аргиллитов. Песчаники глинистые полевошпатово-кварцевые. Гравелиты кварцево-полевошпатовые. Мощность горизонта от 0 до 25 м., уменьшается к северу и к западу. Образование этих пород происходило в условиях прибрежной зоны морского бассейна, в начальной стадии его трансгрессии. Мощность живетского яруса на Жироновско-Бахметьевском месторождении изменяется от 305 до 355 м. не Бахметьевской площади, до 499-594 м. на Жирновской площади. Общая площадь девонских образований на Жирновско-Бахметьевской площади изменяется от 1821 до 2170м.

Наровский горизонт Черноярские слои- сложены аргиллитами слабо алевритистыми. Мощность черноярских слоев составляет 39 -50 м. Данные осадки как и муллинские, накапливались в регрессивную стадию развития морского бассейна при нормальной солености и нормальном газообмене вод.

Старооскольский горизонт Воробьевские слои. Верхняя часть воробьевских слоев представлена карбонатно-глинистыми осадками, нижняя часть алевритово-песчаными породами. Песчаники мелкозернистые. кварцевые. Алевролиты кварцевые, неравномерно-глинистые, участками сидеритизированные. Аргиллиты слабоизвестковистые. Карбонатные породы представлены известняками и доломитами. Мощность воробьевских слоев изменяется от 147 до 237 м. Верхняя часть воробьевских отложений накапливалась в бассейне с нормальной соленостью вод. Образование нижней части происходило в начальной стадии трансгрессии моря, в зоне опресненного морского мелководья.

Ардатовские слои- слагаются карбонатно-песчано-глинистыми осадками зоны верхней части шельфа морского бассейна нормальной солености. Известняки микрозернистые, окремнелые. Аргиллиты тонкодисперсные, прослоями известковистые. Мощность ардатовских слоев изменяется от 68 до 102 м., увеличиваясь на Бахметьевской площади. Накопление ардатовских слоев происходило в условиях трансгрессии моря.

Морсовские слои - представлены доломитами и ангидритами с прослоями аргиллитов, мергелей известняков. Доломиты микрозернистые, аргиллиты алевритистые известняки неравнозернистые, сильно перекристаллизованные. Мощность отложений изменяется от 80 до 145 м. Образование этих пород происходило в полузамкнутом бассейне с повышенной соленостью вод.

Мосоловские слои - сложены известняками с прослоями аргиллитов в верхней части. Известняки микрозернистые с включениями вторичного кальция. Аргиллиты не изучены. Мощность мосоловских слоев изменяется незначительно от 75 до 80 м. Накопление мосоловских осадков происходило в шельфовой зоне отрытого морского бассейна с нормальной соленостью вод.

Муллинские слои - представлены глинистыми, морскими осадками верней части шельфа. Аргиллиты тонкодисперсные, пиритизированные. Мощность муллинских слоев изменяется от 57 до 104м. Муллинский этап в развитии живетского бассейна знаменовался регрессивной стадией.

Франский ярус. Верхнефранский подъярус.

Пашийский горизонт - сложен песчаниками алевролитами аргиллитами. Песчаники кварцевые, мелкозернистые, хорошо отсортированные массивной текстуры с примазками черного глинистого материала по плоскостям наслоения. Цемент песчаников глинисто-карбонатный перового типа. Алевролиты кварцевые, неравномерно глинистые. Аргиллиты тонкодисперсные. Мощность горизонта изменяется в пределах 115-241 м., увеличиваясь с запада на восток. Накопление данных отложений происходило в мелководном морском бассейне с пониженной соленостью вод. Мощность франских отложений в Бахметьевско-Жирновской структуре изменяется от 1000 в сводовой части до 1200 м. на крыльях. Соответственно мощность верхнедевонских образований изменяется от 1500 до 1700 м.

Кыновский горизонт - сложен в верхней части аргиллитами тонкодисперсными с прослоями алевролитов неравномерно-глинистых. В средней части кыновского горизонта выделяется пачка песчаников. Нижняя часть горизонта сложена глинистыми известняками, алевролитами и аргиллитами. Мощность кыновского горизонта изменяется от 90 до 130 м. Осадконакопление в кыновское время проходило в мелководном бассейне.

Саргаевский горизонт сложен известняками глинистыми, тонко-микрозернистыми, прослоями перекристаллизованными и доломитизированными. Наибольшая глинистость известняков наблюдается в средней части горизонта изменяется от 80 до 130 м. Осадконакопление в саргаевское время проходило в зоне шельфа открытого морского бассейна с нормальной соленостью вод.

Рудкинские слои сложены известняками средне крупнозернистыми, перекристаллизированными, доломитизированными доломитами средне крупнозернистыми, высокопроницаемыми. Иногда толща известняков в средней части разделяется пачкой аргиллитов и мергелей мощностью до 10м. В верхней части рудкинских слоев залегает пласт известняка, из которого на Жирновской площади в скважине 294 получен фонтан нефти. Мощность рудкинских слоев на Бахметьевской площади изменяется от 70 до 160 м. На Жирновской площади мощность рудкинских отложений изменяется от 50 м. в сводной части структуры до 150м. на крыльях ее.

В целом мощность семилукского горизонта на Бахметьевско-Жирновском месторождении изменяется от 160 до 290 м.Накопление осадков в семилукское время происходило в пределах нижнего шельфа открытого бассейна с нормальной соленостью вод.

Петинский-семилукский горизонт- сложен известняками неравнозернистыми, прослоями доломитизированными, глинистыми, перекристаллизированными. В толще известняка выделяются три высокопроницаемых пласта. Из нижнего пласта на Жирновской площади получен промышленный приток нефти.

Бурегский горизонт - в верхней части известняками микрозернистыми, детритовыми прослоями органогенными. Средняя часть горизонта сложена аргиллитами с прослоями известняков. Нижняя часть горизонта - известняками тонко и микрозернистыми высокопроницаемыми. Известняки этой части разреза на Бахметьевско-Жирновском месторождении продуктивны. Подстилается продуктивный пласт толщей глинисто-карбонатных пород, представленной известняковистьтми аргиллитами с прослоями мергелей и глинистых известняков. Мощность горизонта изменяется от 200 до 380 м. Бурегские осадки отлагались в морском бассейне с нормальной соленостью вод, в пределах глубокой части шельфа.

Воронежский горизонт- сложен в верхней части известняками органогенными, рыхлыми, прослоями микрозернистыми, пористыми. Средняя часть горизонта сложена известняками доломитизированными, конгломератовидными с прослоями тонкодисперсных. Нижняя часть горизонта сложена известняками микрозернистыми, трещиноватыми. В верхней части горизонта выделяется пласт, который продуктивен на Бахметьевской площади. Мощность горизонта изменяется от 110 до 150 м. Осадконакопленние в воронежское время проходило в пределах нижней части шельфа, в бассейне с нормальной соленостью вод и нормальным газообменом.

Евлановско-ливенский горизонт- сложен известняками с прослоями мергелей и глинистых известняков. Верхняя и средняя часть евлановско-ливенских отложений сложены высокопроницаемыми известняками, содержащими нефтяную залежь. Выделяются 2 продуктивных пласта верхний Е1 и нижний Е2, разделенных 3-5 метровой пачкой мергелей и глинистых известняков. Мощность евлановско-ливенского горизонта на Бахметьевско-Жиронвском месторождении изменяется от 95 до 117 м. Накопление евлановско-ливенских отложений проходило в пределах нижнего шельфа открыто морского бассейна с нормальной соленостью вод.

Девонская система

Верхний отдел Фаменский ярус Нижнефаменский подъярус

Задонский горизонт- в рассматриваемом горизонте четко прослеживаются три литологические пачки: верхняя - известнякомергельная, средняя - известняковая и нижняя -аргиллитовая. В большинстве разрезов преобладают известняки и мергели. Известняки микро и тонкозернистые, в средней части доломитизированные, в верхней части глинистые. Аргиллиты тонкодисперсные, неравномерно известковистые. Мощность задонского горизонта изменяется от 58 до 77 м., увеличиваясь на склонах поднятия.

Елецкий горизонт- сложен однообразной толщей известняков микрозернистых, крепких, доломитизированных, реже глинистых, пелитоморфных. В верхней части горизонта встречаются прослои псевдоолитовых и водорослевых известняков, в нижней части трещиноватых известняков. Мощность горизонта изменяется от 167 до 205 м. увеличиваясь на склонах поднятия. Мощность всего фаменского яруса на Бахметьевско-Жирновском месторождении колеблется от 454 до 628 м., увеличиваясь от свода складки к ее склонам.

Верхнефаменский подъярус

Лебедянский горизонт - представлен известняками с прослоями доломитов. Известняки микрозернистые, глинистые конгломератовидные, иногда доломитизированные, участками детритовые. Доломиты песчаниковидные, загипсованные. Мощность горизонта изменяется от 80 до 100 м. уменьшаясь к своду поднятия. Характер осадков, а также загипсованность к доломитизации пород лебедянского горизонта свидетельствуют об образовании их в условиях полузамкнутого морского бассейна с повышенной соленостью вод.

Данковский горизонт - на Бахметьевско-Жиронвском участке представлен известково-доломитовыми породами. Доломиты мелкозернистые, крепкие, неравномерно глинистые, известняки микрозернистые, участками глинистые и доломитизированные. В верней части горизонта прослеживаются прослои небольшой мощности мергелей и аргиллитов. Мощность горизонта 180-190 м. Накопление осадков данковского горизонта происходило в морском бассейне, в зоне нижней части шельфа.

Палеазойская группа

Каменноугольная система - С мощность отложений данной системы по месторождению увеличивается с северо-востока на юго-запад от 1099 м. До 1412м. Нижний карбон - С1 Турнейский ярус - С ' 1.

Лихвинский надгоризонт С 1-1

Заволжский горизонт Cl представлен известняками мелкозернистыми и детритовыми (остракодовными), перекристаллизированными, очень крепкими,плотными с примазками углисто-глинистого вещества. Мощность горизонта 64-69м.

Малевский горизонт Cl сложен известняками органогенно-обломочными, биосфоровыми, I комковатыми. Мощность 4-8 м.

Упинский горизонт Cl сложен известняками глинистыми, детритовыми I переслаивающимися с доломитами, глинами и мергелями. Мощность 19 -24 м.

Широкое развитие карбонатных пород и разнообразная фауна свидетельствуют о том. что в турнайское время на территории месторождения существовал мелководный морской бассейн с нормальной соленостью вод.

Чернышинский надгоризонт Cl-2

Черепеткий горизонт Cl сложен известняками неравномерно глинистыми, детритовыми, слабо битуминозными с частыми прослоями и промазками глины и мергелей. Мощность горизонта 44- 51 м.

Кизеловский горизонт Cl сложен известняками сгустковой, детритовой и органогенно-обломочной структуры. Известняки неравномерно глинистые, трещиноватые, прослоями доломитизированные. В кровле горизонта отмечаются прослои песчаниковидных доломитов, которые на Жирновской площади газонефтяной залежи. Мощность горизонта 30-42м.

Яснополянский надгоризонт С2-1

Бобриковский горизонт - Cl сложен переслаиванием глин, алевролитов и песчаников. Песчаники и алевролиты насыщены нефтью и газом. На Бахметьевско-Жирновском месторождении выделяется четыре продуктивных пласта (Б1,Б2,Б3), которые повсеместно по месторождению не прослеживаются. Каждый пласт- коллектор имеет участки замещения глинами, которые образуют в пласте отдельные тупиковые зоны. Песчаники мелко и среднезернистые различной цементированности. Мощность горизонта колеблется от19 до 36 м. Бобриковское время характеризуется установлением мелководного морского режима.

Тульский горизонт - С2 в верхней части горизонта на Жирновской площади прослеживаются биоморфные известняки с прослоем глины, на Бахметьевской площади им соответствуют алевролиты. С прослоями известняков. Эти известняки являются продуктивными и имеют номенклатуру Al. Средняя часть горизонта представлена переслаиванием алевролитов, песчаников и глин. В этой пачке выделяются два продуктивных пласта А2 и Б1, представленных мелкозернистыми кварцевыми песчаниками. Нижняя часть горизонта сложена биоморфными известняками. Мощность горизонта растет от Бахметьевской площади к Жирновской от72 до 100 метров. В тульское время на территории месторождения существовал прибрежно-морской режим.

Окский надгоризонт С 2-2

Алексинский горизонт - Cl в верхней части представлен глинистыми известняками, средняя -алевролитами, песчаниками и глинами, нижняя часть детритовыми и глинистыми известняками. Известняк, залегающий в подошве горизонта, пласт - А1 продуктивен на Жирновской площади. Мощность горизонта 70-75 м. Осадки окского возраста отлагались в прибрежно-морских условиях.

Михайловский горизонт - Cl представлен известняками органогенными, детритовыми, перекристаллизованными. Мощность горизонта 50-55 м. Веневский горизонт -Cl представлен известняками преимущественно рифовой, реже органогенной структуры. Известняки перекристаллизованны, трещиноваты. Мощность горизонта 45-50 м.

Визейский ярус - С2

Серпуховский горизонт С2-3. Сложен известняками крепкими, перекристаллизованными, с редкими прослоями доломитов глинистых, мелкозернистых. Мощность надгоризонта колеблется от 30 до 59 м. Серпуховское время характеризовалось существованием отрытого моря.

Протвинский горизонт С-3 сложен известняками неравнозернистыми, перекристаллизованными, сахаровидными. Прослоями они доломитизированы, трещиноваты и кавернозны. Отмечаются макро и микротрещины (шириной от 1мм до 1см). Известняки продуктивны. Мощность горизонта увеличивается с севера на юг от 20 до 78 м. Намюрский век характеризовался режимом переходным от морского к континентальному. Континентальный режим привел к уничтожению верхней части намюрского яруса, отложений соответствующих краснополянскому и верхней части протвинского горизонта.

Средний карбон. Башкирский ярус С-1.

Нижнебашкирский подъярус C l-2. Сложен известняками микрозернистыми, трещиноватыми с прослоями мергелей тонкозернистых, темно-серых. В верхней части подъяруса псевдооолитовые и отрицательноолитовые известняки продуктивны. Нижнебашкирское время характеризуется мелководным морским режимом. Мощность подъяруса 20-40 м.

Верхнебашкирский подъярус

Мелекесский горизонт С-2. Верхняя часть горизонта, большая по мощности на Жирновском участке, представлена переслаиванием глин сильно песчанистых, алевролитов известковистых, песчаников и известняков. Нижняя часть горизонта, большая по мощности на Бахметьевском участке сложена глинами известковистыми, элевритистыми. В верхней части разреза алевролиты и песчаники насыщенны нефтью и газом и имеют номенклатуру I, П и III. Мощность их 1.5 -5 м. Разделены они прослоями глин мощность 1.5-2 м. Располагающаяся ниже их пачке переслаивания известняков, глин, песчаников, алевролитов также продуктивна и обозначается как пласт IV. Мощность горизонта колеблется от 57 до 75м. В начале мелекесского времени описываемая территория была сушей. Наступившая с юго-востока трансгрессия моря привела к установлению, затем прибрежноморских условий осадконакопления.

Московский ярус С 2-2.

Верейский горизонт С-2 сложен толщей переслаивающихся песчанистых глин, песчаников и алевролитов полимиктовых, известняков иногда с прослоями доломитов. На Жирновской площади в 40 - 50 м. от кровли горизонта, залегает продуктивный известняк мощностью 2-3 м. (I пласт). На 50-70м. ниже этого пласта прослежен продуктивный песчаник не выдержанный по площади (II пласт).Мощность горизонта увеличивается с севера на юг от 120 до 151 м. В верейское время были прибрежные мелководные морские условия осадконакопления. Терригенный материал привносился с северо-востока.

Каширский горизонт С-2к в верхней части представлен известняками с прослоями глин, в средней глинами с прослоями мергеля, в нижней известняками. Мощность отложений колеблется от 131 до 155м. В каширское время на территории месторождения был морской режим с нормальной соленостью вод.

Мячковский горизонт С-2 сложен известняками биоморфными, прослоями доломитированными, окремненными, мергелистыми, местами рыхлыми, пористыми, трещиноватыми. Мощность горизонта колеблется от 83 до 112 м. В течение всего мячковского времени существовали условия мелководного морского бассейна и нормальной солености вод.

Пласт С-2. Мощность отложений отдела увеличивается с севера на юг от 601 до 687м.

Гжельский ярус C-l3. В верхней и средней частях зона сложена известняками, в нижней части глинами с прослоями песчаников и глинистых известняков. Мощность зоны колеблется от 0 до 54 м.

Верхний отдел С-3. Мощность верхнего отдела колеблется от 10 до 93 м.

Мезозойская группа.

Юрская система. Средний отдел

Байосский ярус. Залегает с размывом на глинах и известняках каменноугольного возраста и представлен глинами с прослоями элевритов, элевролитов, известняков и песков. Мощность изменяется от 0 до 120м.

Батский ярус. Сложен глинами с прослоями кварцевых песков, алевритов и известняков. Мощность изменяется от 0 до 56 м.

Верхний отдел.

Келловейский ярус. Представлен глинами песчанистыми и известковистыми с прослойками мергелей. Мощность отложений изменяется от 0 до 35 м.

Меловая система. Нижний отдел.

Готерив-баремские ярусы. Сложены песками с прослоями песчаников, реже - песчанистых глин. Мощность отложений изменяется от 0 до 44 м.

Аптский ярус. Представлен чередованием глин, алевритов, алевролитов и песков. Мощность отложения до 125 м.

Альбский ярусСложен песками глаукрнитово-кварцевыми с прослоями крупно-зернистых песчаников, сильно-глинястых алевритов и глин. Мощность отложения до 90 м.

Верхний отдел.

Сеноманский ярус. Сложен песками глауконитово-кварцевыми, мелко-среднезернистыми, с прослоями глин и алевритов. Мощность отложений изменяется от 0 до 125м.

Туронский ярус. Туронские отложения залегают на размытой поверхности сеноманского яруса и представлены писчим мелом с прослоями мелоподобных мергелей и песчанистым мелом с галькой и желлаками фосфорита. Мощность колеблется от 0 до 30 м.

Сантонский ярус. Отложения сантонского яруса залегают с размывом на породах туронского возраста. Разрез сложен чередованием прослоев опок, опоковидных глин, алевритов, алевролитов, реже - песчаников. Мощность колеблется от 0 до 70 м, возрастая от свода к крыльям структуры.

Кайнозойская группа. Четвертичная система

Четвертичные отложения в пределах данного месторождения представлены аллювиальными, делювиальными, элювиальными породами и образованиями, связанными с деятельностью ледника. Мореные отложения сложены супесями глин и валунными материалом. Флювиогляциальные - разнозернистыми песками. Аллювиальные, делювиальные - глинами с прослоями и линзами галечника, суглинками, элювий щебенкой из пород юрского и мелового возраста. Мощность четвертичных отложений, залегающих с глубоким размывом на породах мелового, юрского и каменноугольного возрастов, не превышает 40 м.

1.3 Тектоника

В тектоническом отношении Бахметьевско-жирновское поднятие является самым приподнятым в северной зоне Доно-Медведицких дислокации и расположено в западной части Жирновско-Линевского бока, на границе с Терсинской депрессией.

Описываемое поднятие представляет собой крупную антиклинальную складку, протягивающуюся приблизительно в меридиальном направлении. Эта складка прослеживается по всем горизонтам от мезозоя до девона. Вследствие этого она была выведена еще в конце XIX века по выходам каменноугольных пород среди мезозойских образований.

Бахметьевско-Жирновская структура по мезозойским горизонтам представляет собой брахиантиклинальную складку асимметрического строения, осложненную двумя отдельными поднятиями: Жирновским и Бахметьевским, западное крыло более крутое, флексурообразное, имеет углы падения от 14-18 до 40°. На восточном пологом крыле падение пластов составляет 1,3° - 2°. Западное крыло брахиантиклинали одновременно является частью склона Жирновско-Линевского блока, имеющего амплитуду около 500 м., который отделяет Доно-Медведицкие Дислокации от Терсинской депрессии. По кровле подольского репера Бахметьевско-Жирновская структура вырисовывается в виде крупной брахиантиклинальной складки, вытянутой в субмеридиальном направлении. По оконтуривающей изогипсе - 250 м. размеры ее по длиной оси составляют 21 км, по короткой изменяются от 6,5 км на севере до 10 км на юге. Амплитуда складки превышает 200 м. Западное крыло ее значительно круче восточного, падение пород соответственно 27-30° и 1,5-2°. Северная периклиналь структуры круче юго-восточной. Свод складки осложнен двумя локальными поднятиями.

Бахметьевское поднятие, расположенное севернее Жирновского, имеет куполовидную форму. Размеры его по оконтуривающей изогипсе 200 м. 4х2.5 км, а амплитуда 70 м.

Жирновское поднятие по этой же изогипсе имеет размеры 8х3.5 км. Амплитуда его 70 м. Свод осложнен двумя куполами амплитудой 10-12 м. Описываемое поднятие, как и вся складка характеризуется асимметричными крыльями.

По нижним продуктивным пластам среднего и нижнего карбона тектоническое строение Бахметьевско-Жирновской складки заметно меняется.

Рисунок 1.1 Тектоническая схема Волгоградской области.

1 -- по девонским отложениям, 2 -- по каменноугольным отложениям, 3 -- по мезозойским отложениям; 4 -- гравитационные ступени, 5 -- в верхних слоях осадочного чехла, 6 -- в палеозойских отложениях; 7 -- границы тектонических районов; 8 -- по горизонтам франского и живетского ярусов, 9 --.прослеживаемые по разрезу осадочной толщи, 10-- по каменноугольному и вышележащим отложениям, 11 -- установленные по мезозойским отложениям, 12 - соли кунгурского яруса , 13 -- установленные только по пермским отложениям.

По кровле Евланско-Ливенского горизонта, в целом складка сужена, крутизна крыльев увеличивается свод смещается в сторону западного крыла. Ширина свода значительно уменьшается.

Сводовая часть Бахметьевской структуры резко сужается, однако северо-восточные и восточные погруженные части ее значительно выположены.

В сводовой части Жирновской структуры выделяется два небольших купола, смещенные к западному крылу, один из них имеет амплитуду до 20 м, а другой менее 10 м. Очертания локальных структурных форм по списываемому горизонту теряют плавность и становятся более угловатыми. Указанная особенность характерна для структуры в целом. Амплитуда Жирновского поднятия по оконтуривающей изогипсе 1650 м составляет 80м, а Бахметевского 130м.

По кровле бурегского горизонта Бахметьевско-Жирновская складка имеет аналогичное строение. Размеры Бахметьевской структуры по кровле горизонта в пределах оконтуривающей изогипсе 2080м. равны 7,8 х 3,2 км. В южной части изогипсы восточного крыла поджаты к своду.

В своде Жирновской структуры, также как и по Евланско-Ливенским отложениям, выделяются два узких локальных поднятия, размеры которых по изогипсе 2000м равны 1,3 х 0,3 км (южное) и 3.2 х 0,85 км (северное). Амплитуда первого из них более 20 м, а второго более 40 м. Вдоль погруженной части западного крыла Бахметьевско-Жирновской структуры отмечается сброс, являющийся отражением крупного дизъюнктивного нарушения, фиксируемого в нижележащих отложениях терригенного девона. Вследствие этого в бурегских отложениях в скважинах № 229, 244 Жирновской площади отсутствует пласт, являющийся продуктивным. Из-за отсутствия достаточных данных протрассировать сброс не представляется возможным. Нижележащие отложения изучены слабо. Вследствие этого отсутствует определенное представление об их тектоническом строении и поэтому оно не излагается.

1.4 Нефтеносность и газоносность месторождения

В результате опробования разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных на Бахметьевско-Жирновском месторождении установлена промышленная нефтегазоносность отложений верейского горизонта и башкирского яруса среднего карбона, намюрского яруса, алексинского, тульского и бобриковского горизонтов визейского яруса и турненского яруса нижнего карбона. В девонских отложениях промышленная газонефтеносность выявлена в отложениях верхнего девона евлановско-ливенских, воронежских, бурегских. В семилукских и рудкинских отложениях получены притоки нефти и газа. Из выявленных залежей нефти и газа только две (IV пласт мелекесского горизонта и пласт Б1 тульского горизонта) имеют общий контур нефтеносности в пределах Жирновской и Бахметьевской площадей.

Остальные залежи нефти и газа имеют небольшое площадное распространение в основном в присводной части поднятий и имеют различные абсолютные отметки водонефтяного (ВНК) и газонефтяного (ГНК) контактов. В связи с этим рассмотрение и обоснование гипсометрического положения и контуров нефтеносности и газоносности производится отдельно по площадям.

Верейский горизонт. В этом горизонте выявлены 2 продуктивных пласта только на Жирновской площади. Первый пласт представлен известняком. Второй песчаником. Газоносность первого пласта выявлена 1959г. при опробовании скважины № 158, в интервале 474-477 м (абсолютная отметка 329-322м). Скважина находится в присводовой части залежи. При ее исследовании с увеличением депрессии наблюдался вынос воды. Продуктивность второго пласта была выявлена в апреле 1959 года при опробовании скважины № 137 ,в дальнейшем опробование было произведено еще в пяти скважинах. Газоводяной контакт проводился на отметке398 м.

Верхнебашкирский подъярус

Как на Бахметьевской, так и на Жирновской площадях, продуктивная часть горизонта представлена четырьмя условно выделяемыми коллекторами (I-I1I и IV пласты). Продуктивность пластов на Бахметьевской площади выявлена в 1954 г. при опробовании их в скважине № 34. По результатам опробования было установлено, что залежь является газонефтяной с небольшим этажом нефтеносности. Абсолютные отметки ВНК и ГНК были приняты соответственно равными 496м и 488м. Таким образом I-III пласты содержат газонефтяную залежь пластовую сводовую. Этаж газоносности -76м, нефтеносности -8м. Опробование пластов почти во всех скважинах производилось совместно. Они имеют общий водонефтяной контакт и потому представляют один объект для разработки. Нефтеносность пластов на Жирновской площади впервые установлена в декабре 1959 года залежь нефть находится в разработке. В последующие годы I-III пласты были опробованы еще в 24 скважинах. В результате была выявлена газовая шапка и уточнено положение ВНК. ГНК проходит на отметке 430 м, ВНК на отметке 495 м. Залежь нефти пластовая, сводовая с газовой шапкой. Этаж нефтеносности равен 65м, газоносности 16м. Нефтеносность пласта IV впервые выявлена в 1949г. опробованием его в скважине № 3 на Жирновской площади, где в интервале абсолютных отметок 493,7-496,7м была получена нефть. На Бахметьевской площади нефтеносность IV пласта установлена 1952 г. опробованием скважины № 18. В результате дальнейшего бурения и опробования, выявлено отсутствие коллекторов в сводовой части Бахметьевского поднятия и наличие газовой шапки на Жирновском поднятии.

Залежь нефти IV пласта является пластовой сводовой, осложненной на Жирновской площади двумя газовыми шапками небольших размеров, разделенных седловиной. По размерам эта залежь наиболее крупная на Бахметьевско-Жирновском месторождении. Этаж нефтеносности равен 103 м на Бахметьевской площади, 90 м на Жирновской. Этаж газоносности на Жирновской площади составляет 17м.

Нижнебашкирский подъярус. Впервые продуктивность нижнебашкирского подъяруса на Бахметьевской площади была установлена в марте 1954 года при опробовании скважины № 34. Залежь находится в разработке с 1960 г. и полностью разбурена. Залежь нижнебашкирского подъяруса является пластовой сводовой без газовой шапки. Этаж нефтеносности составляет 81м. Продуктивность известняков нижнебашкирского подъяруса на Жирновской площади

впервые была установлена в июле 1949 г. опробованием скважины № 3 в интервале абсолютных отметок - 515,7-525,7 м. Залежь нефти нижнебашкирского подъяруса является пластовой, сводовой небольших размеров: по большой оси -6,1 км, по малой -2 км. Высота залежи равна 28 м, при этом этаж нефтеносности составляет 22м, газоносности 6 м. Залежь нефти имеет две небольшие газовые шапки, оконтуриваемые изогипсой 490м и расположенные на южном и северном куполе, разделенные между собой небольшой седловиной.

Продуктивность яруса на Жирновской площади установлена в 1958г. при опробовании скважин №137и158., расположенных в сводовых частях структуры. В дальнейшем пласт был опробован еще в раде скважин. В процессе опробования газовой шапки в залежи не обнаружено. Залежь небольшая по размеру и занимает самую свободную часть Жирновского поднятия. Залежь пластовая, сводовая, подстилающаяся подошвенной водой по всей площади. Этаж нефтеносности равен 15м.

Алексинский горизонт В подошве алексинского горизонта залегает пласт известняка мощностью 8-15 м, который выделяется как пласт "АО". Пласт продуктивен только на Жирновской площади.

Тульский горизонт. В отложениях этого горизонта выявлены залежи в пластах Al, A2, Б1, в бобриках на обеих площадях. На Бахметьевской площади пласт Al опробован в трех скважинах № 309, 312, 412.

На основании данных опробования можно сделать предположение, что в скважине №309 вскрыт водонефтяной контакт, абсолютная отметка которого равна 778м (82). Этаж нефтеносности- 7м.

Продуктивность пласта А₁ на Жирновской площади выявлена в мае 1954 года при образовании скважины №87, расположенной на южной переклинали складки. Залежь пласта А₁ газонефтяная, небольших размеров, пластовая, сводовая. Этаж газоносности равен 5м, нефтеносности- 4м.

Пласт А₂. Впервые опробование пласта А₂ на Бахметьевской площади было произведено в ноябре 1955 года в скважине №362.

Залежь нефти небольших размеров и является пластовой, сводовой, с газовой шапкой, Этаж нефтеносности равен 26м, газоносности- 19м.

На Жирновской площади впервые пласт А₂ был преобразован в 1955 году в скважине №158, которая пробурена в сводовой части поднятия.

Залежь пласта А₂ газонефтяная, пластовая, сводовая, подстилается водой. Этаж нефтеносности- 10м, газоносности 9м.

Пласт Б₁. Промышленная нефтеносность пласта Б₁ установлена в 1949 году, когда в скважине № 1 расположенной в юго-восточной части Жирновского поднятия, был получен фонтан нефти. В 1951 году в результате оконтуривания продуктивность пласта Б₁ (скважина № 20 и 25) на Бахметьевском поднятии.

В 1954 году при бурении эксплуатационных скважин №№ 143, 77, 74 и 158 расположенных в сводовой части залежи, была выявлена газовая шапка на Жирновском поднятии и несколько позже на Бахметьевском..

Если в пределах Жирновского поднятия пласта Б₁ является монолитным коллектором, то на Бахметьевском он состоит из шести песчаных пропластков (Б^I_I, Б^II _I, Б^III _I, Б^IV _I, Б^V _I, Б^VI _I).

Наличие газовой шапки в пласте Б₁ Бахметьевской площади было установлено в 1955 году при опробовании скважин №№ 327, 362, 381, а затем и других. Залежь нефти пласта Б₁ является пластовой, сводовой и осложнённой тремя газовыми шапками, одна из которых на Жирновском и две на Бахметьевском поднятиях. Этаж нефтеносности на Жирновском поднятии равен 67м, а Бахметьевском- 33 м по пачке Б¹₁ и 53м. По пачке Б₁. Этаж газоносности равен 13м на жирновской площади, 69м. И 50м. Соответственно по пачкам сверху вниз на бахметьевской площади.

Бобриковский горизонт

Коллектора горизонта представлены песчаником средне и мелкозернистым, кварцевым, слабоцементированным. Песчаники глинистыми прослоями разделяются на три песчаных коллектора (Б^I ₂, Б^II ₂, Б₃) на Бахметьевской площади и на четыре на Жирновской площади. Каждый из пластов зонами замещения песчаников глинами делится на несколько тупиковых зон развития по площади, которые в дальнейшем для краткости написания именуются линзами. Кроме того, на Бахметьевской площади пласты Б^П₂, Б₃ имеют зоны слияния на северной и южной переклиналях..

В Бобриковском горизонте Жирновской площади выделялось два пласта Б₂ и Б₃, где Б₂ объединял в себе верхние три пласта..

Пласт Б₂, имеющий в себе три пласта, разделен на: Б^I₂, Б^II₂, Б^III₂.

Промышленная нефтеносность горизонта на Бахметьевской площади доказана 1952 году опробованием его в скважине № 21, расположенной северо-востоке присводовой части структуры. Промышленная нефтеносность горизонта на Жирновской площади установлена 1950 году опробованием его в скважине № 4, расположенной на южном переклинальном окончании складки в скважине № 5, расположенной в восточной части залежи.

Залежи пластов бобриковского горизонта Бахметьевской площади являются пластовыми, оводовыми, осложненными газовыми шапками и зонами замещения коллекторов глинами и слияния двух нижних пластов.

Этаж нефтеносности залежи пласта Б¹₂ равен 26м., Б^П₂ - 42 м., Б₃ -42м.

Этаж газоносности по пластам соответственно равен 40м., 17м. и 8м.

Турнейский ярус

Продуктивная часть горизонта представлена известняками органогенными детритусовыми, участками перекристаллизованными с небольшими прослоями глин.

Впервые продуктивность турнейкого яруса на Бахметьевской площади доказана в 1957 году в результате опробования скважины № 446.

Евлановско -- ливенский горизонт

Продуктивная часть Евлановско -- Ливенских отложений представлена переслаиванием известняков, доломитов и слабо доломитизированных известняков. Прослоем глинистого известняка и мергелей, мощностью 3 - 5 м. Она разделяется на два пласта е₁ и Е₂.

Впервые промышленная нефтеносность евлановско - ливенских отложений на Бахметьевской площади установлена в декабре 1956 года в скважине № 204.

Залежь нефти евлановско - ливенского горизонта является пластовой, сводовой, она осложнена газовой шапкой значительных размеров. Этаж нефтеносности равен 59м, газоносности - 68м.

Впервые продуктивность евлановско - ливенских известняков на Жирновской площади была установлена в 1953 году. Евлановско - ливенский горизонт содержит две залежи нефти и газа, приуроченные к пласту Е₁ и Е_2.

Воронежский горизонт

Продуктивная часть воронежских слоев сложена доломитизированными известняками, сильно трещиноватыми и доломитами. Нефтеносность воронежских слоев (пласт Б_I) установлена только на Бахметьевской площади. В 1956 году в скважинах № 204 была произведена перфорация в интервале 1818-1821м. и при освоении получили слабый приток нефти.

Бурегский горизонт

Под 50 - 70м, толщей аргиллитов залегает пласт известняка мощностью 10 - 40м. Известняки трещиноватые, плотные возможно местами пористые. Продуктивность известняков на Бахметьевской площади выявлена в марте 1965 года при опробовании в скважине № 566 интервала 2123 -- 2143м.

На Жирновской площади продуктивность бурегского горизонта была установлена в сентябре 1962 года, когда в скважине № 227 из интервала 2154 - 2160м. был получен фонтан газа с конденсатом.

1.5 Водоносность месторождения

По гидрогеологическим и гидрохимическим данным в разрезе месторождения выделяется 8 водоносных комплексов.

1) Водоносный комплекс карбонатных отложений верхнего и среднего карбона имеет суммарную мощность до 500 м. В верней части комплекс представлен трещиноватым, выветренными известняками мощностью до 100м., которые образуют водоносный горизонт, обладающий высокими коллекторскими свойствами. Горизонт дренируется долиной р. Медведицы.

Минерализация вод от 7 до 23 мг-экв/л. Воды гидрокарбонатнокальциевого типа. Нижние водоносные горизонты мячковско - подольских и каширских отложений приурочены к трещиноватым известнякам.

2) Водоносный комплекс терригенных отложений верейского и мелекесского горизонтов имеет суммарную мощность 150 -- 200м. Верхняя пачка глин верейского горизонта служит водоупором для I водоносного комплекса. Водоносные горизонты представлены, в основном, прослоями песчаников и алевролитов мощностью от 1 - 2 до 10м. и более метров, разделённых маломощными прослоями глин.

3) Водоносный комплекс карбонатных отложений нижнебашкирского, намюрского и окско-серпуховского подъярусов имеет суммарную мощность 300 - 45Ом. Нижнебашкирский подъярус представлен трещиноватыми перекристаллизованными известняками. В результате опробования его на Жирновской площади получены притоки пластовых вод удельного веса 1,063- 1,091. Окско - серпуховский горизонт опробован в скважинах № № 48,133 Жирновской площади, получены притоки пластовых вод удельного веса 1,07 -1,075.

4) Водоносный комплекс терригенных отложений тульского и бобриковского горизонтов представлен чередованием песчано - глинистых пачек и редкими прослоями известняков общей мощностью до 20м. Тульский горизонт опробован во многих скважинах, из которых были получены интенсивные притоки пластовых вод удельного веса 1,08 - 1,095.

Статистические уровни устанавливались на различных отметках (+48 -+113М.) в зависимости от положения скважины на структуре. Пластовые давления составили 105 - 120 ат.

Бобриковский горизонт характеризуется также интенсивными притоками. В скважине № 429 Бахметьевской площади получена пластовая вода. Удельного веса 1,09, уровень установился на глубине 12,9м. (+13,9м), расчетное пластовое давление 115ат.

5) Карбонатный комплекс турнейского яруса мощность до 200м. характеризуется неравномерной интенсивностью притоков.

6) Аргиллито - мергелисто -- глинистый комплекс фаменского, в.франского и семилукско - саргаевского горизонтов имеют суммарную мощность 1000 -- 1600М. Водоносные комплексы хорошо изучены только в пределах продуктивных горизонтов (евлановско - ливенский воронежский, бурегский, семилукский, рудкинский). Они представлены карбонатно - мергелистыми пачками мощностью от 5 до 67м., разделенных прослоями аргиллитов мощностью от 5 до 40м. Высокие дебиты пластовых вод -- 35 -- 76м³/сутки, получены из евлановско - ливанского, воронежского горизонтов.

7) Водоносный комплекс терригенных отложений пашийского и старо-оскольского горизонтов мощностью до 600м. представлен чередованием песчаников и аргиллитов с редкими прослоями известняков.

Пашийский горизонт опробован в скважинах № 193, 229 Жирновской площади (интервалы 2636 -- 2832м.), в скважинах № 416 Бахметьевской площади и другие. Притоки пластовых вод до 50м³/сутки, статистические уровни устанавливались на отметках от - 64 до + 43м. при удельном весе от 1,143 до 1,165. Пластовое давление составляет от 286 до 355ат.

Старооскольский водоносный горизонт опробован в скважинах №№ 243 и 297 Жирновской площади, получены слабые притоки пластовых вод удельного веса 1,17.

Песчаники воробьёвского горизонта мощностью до 29м. опробованы в скважине № 297 Жирновской площади (в интервале 3160 - 3170м.), в скважине № 305 Бахметьевской площади (в интервале 3000 - 2980м.). Получены притоки пластовых вод удельного веса до 1,175 дебитом до 30м³/сутки. Статистические уровни устанавливались на отметках от - 2 до + 42м. расчетное пластовое давление составляет 330 - 343ат.

8) Водоносный комплекс карбонатных отложений мосоловского и морсовского горизонтов имеет мощность до 240м. и представлен сульфатнокарбонатными породами. Опробован комплекс в скважине № 193 (3245 -3256м., 3193 -3182м.), в скважине № 229 (3260 - 3240м.)

Жирновской площади и в скважине № 416 Бахметьевской площади (3030 --3045М.). Во всех случаях получены очень слабые притоки пластовых вод.

1.5.1 Физические свойства и химический состав подземных вод

Гидрохимический разрез месторождения характеризуется закономерным увеличением минерализации с глубиной.

Отложение верхнего и среднего карбона, обнажающиеся на поверхности в своде поднятия, содержат пресные воды гидрокарбонатно - натриевого состава с минерализацией от 10 -- 15 до 25 - 35мг-экв/л, характерные для зоны активного водообмена. Вязкость вод в пластовых условиях около 1,0 сп.

Пластовые воды нижележащих отложений карбона характеризуются увеличением минерализации и содержанием ионов хлора и кальция с глубиной. Воды каменноугольных отложений как на Жирновской, так и Бахметьевской площадях весьма сходны по химическому составу, а воды евлановско- ливенских отложений резко отличаются от них в сторону увеличения, как общей минерализацией, так и по содержанию кальция.

Минерализация вод девонских отложений довольно интенсивно возрастает с глубиной. Если воды верхнефаменских отложений имеют минерализацию 5500 -5700 мг-экв/л, т.е. незначительно отличаются от вод бобриковского горизонта и турнейского яруса, то воды евлановско - ливенских отложений, залегающих на глубинах 1700 - 1800м., имеют минерализацию от 6000 до 7500 мг-экв/Л. В нижележащих отложениях минерализация вод возрастает до 9360 мг-экв/л.

Для пластовых вод карбона и девона установлено также увеличение содержания кальция с глубиной. Так, для верхней части среднего карбона и верхнего девона содержание кальция составляет от 6 - 8 до 10 %-экв., для среднего и нижнего карбона - 10 -13%-экв, а для вод девона содержание возрастает уже от 13 до 25 %- экв.

По всему Бахметьевско -- Жирновскому месторождению содержание йода и брома несколько понижено по сравнению с другими месторождениями области. Так, для вод карбона содержание брома колеблется от 100 до 500 мг/л.; причем прослеживается прямая зависимость содержания брома от удельного веса воды, а, следовательно, и от глубины залегания.

Содержание йода составляет в среднем от 3 до 7 мг/л., бора (В₂О₃) - 16 -20 мг/л. Таким образом, содержание йода ни в одном горизонте не достигает промышленных кондиций. Содержание брома превышает минимальные промышленные концентрации, но из - за небольшого количества добываемых пластовых вод попутное их использование не рентабельное.

Состав газов, растворенных в пластовых водах продуктивных отложений карбона, преимущественно метановый, с довольно высоким содержанием азота (5 - 10%), которое увеличивается вниз по разрезу, составляя для девонских отложений 15 -- 20%. Содержание тяжелых углеводородов в них составляет 0,5 -3,0% для отложений карбона, для отложений девона содержание не увеличивается до 4 и более процентов.

Упругость растворенных газов в большинстве случаев сопоставима с пластовыми давлениями и давлениями насыщения в залежах; для вод терригенного девона отмечается резкая недонасыщенность газами.

Общая гидрогеологическая обстановка района Бахметьевско - Жирновского месторождения говорит о том, что продуктивные пласты находятся в зоне весьма затрудненного водообмена, причем застойность вод увеличивается выше по разрезу. Высокая минерализация контурных вод, а также горизонтальность водонефтяных контактов (глава IV) свидетельствуют об отсутствии регионального активного движения вод в пределах продуктивных пластов от области питания к области разгрузки. В этих условиях возможность проявления жесткого водонапорного режима ограничены и наиболее вероятен упруговодонапорный режим.

1.6 Состав и физико-химические свойства нефти и газа

Нефть бобриковского горизонта Жирновского месторождения относится к среднему типу по физической характеристике, по групповому углеводородному составу - к метано-нафтеновому типу.

Нефть малосернистая, смолистая, парафиновая. Плотность нефти 0,852 - 860 кг/см³ , содержание парафина 2,01%, асфальтенов 1,31%, смолы 8-10%, серы 0,18-0,6%, механических примесей 0,71-0,95%, кокса 1,72% золы 0,07%, вязкость 14,6-22,74 сСт (при 20°С), хлористые соли 137653,6 мг/л, температура вспышки 271-297°К, температура застывания 253°К.

Газ, насыщающий нефть, метановый характеризуется отсутствием свободного кислорода и водорода.

В процентном соотношении:

Метан-91,34%

Этан-2,73-6,95%

Пропан-0,618-1,765%

Пентан - 0,06-0,97%

Сероводород - 0,0091-0,0395% (0,072-0,566 г/м³)

Углекислый газ - 1,718-5,06%

1.7 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом на 01.01.2003

Исходные данные

Таблица № 1.1

Наименование	Ед. измерения	Значение
Площадь нефтеносности, F	м2	9718
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, h	м	4,8
Коэффициент пористости, kп	д.ед.	0,24
Коэффициент нефтенасыщенности, kн	д.ед.	0,84
Плотность нефти, р	кг/м3	860
Пересчетный коэффициент, О	д.ед.	0,893
Коэффициент нефтеотдачи, n		0,51
Газовый фактор, G	м3/т	65

Расчёт балансовых запасов нефти производится обьёмным методом по формуле:

Q_бал = F*h*k_n*k_н*р*О, (1.1)

Qбал = 9718*4,8*0,24*0,84*860*0,893 = 7222018 т;

Расчёт начальных извлекаемых запасов нефти:

Q_н.изв. = Q_бал * n, (1.2)

Q _н.изв. = 7222018* 0,51 = 3683229 т;

Расчёт остаточных балансовых запасов нефти:

...