Размещено на http://www.allbest.ru/

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

Пояснительная записка содержит: 20 таблиц, 8 использованных источников.

Балансовые извлекаемые запасы, нефтеотдача, пластовое давление, скважина, закачка горячей воды, приемистость, нефтенасыщенная толщина, физико-химические свойства нефти, воды и газа, технологический режим.

В выпускной работе подробно изложен геолого-промысловый материал, подсчитаны балансы и извлекаемые запасы нефти (начальные и остаточные).

В технологической части изложены основные положения технологической схемы разработки, дан анализ разработки технологических показателей Мелекесского горизонта, анализ эффективности работы существующей системы нагнетания воды по Мелекесскому горизонту.

В технической части дана расшифровка фонда скважин, анализ технологических режимов работы добывающих и нагнетательных скважин. Рассмотрены мероприятия по повышению эффективности разработки мелекесского горизонта.

Рассмотрены также вопросы экономики, охраны труда и экологии.

Сделаны выводы и даны рекомендации по дальнейшей разработке Мелекесского горизонта.

Содержание

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Орогидрография

1.3 Стратиграфия

1.4 Тектоника

1.5 Нефтегазоводность

1.6 Коллекторские свойства пласта

1.7 Физико-химический состав нефти, газа и воды

1.8 Подсчет запасов нефти и газа по Мелекесскому горизонту

2. Технологическая часть

2.1 Основные положения технологической схемы разработки залежи нефти Мелекесского горизонта

2.1.1 Выделение эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов

2.1.2 Расчетные варианты разработки и их исходные характеристики

2.2 История разработки Мелекесского горизонта (I и II пачки)

2.3 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки залежи нефти Мелекесского горизонта

2.4 Анализ эффективности работы существующей системы нагнетания воды по Мелекесскому горизонту

3. Техническая часть

3.1 Состояние фонда скважин мелекесского горизонта на 01.01.2003 г.

3.2 Анализ технологического режима работы добывающих скважин мелекесского горизонта на 01.01.2003 г.

3.3 Анализ технологического режима работы нагнетательных скважин мелекесского горизонта на 01.01.2003 г.

3.4 Мероприятия по повышению эффективности разработки мелекесского горизонта

4. Экономическая часть

4.1 Исходные данные по подсчету экономической эффективности применения закачки горячей воды по мелекесскому горизонту

4.2 Расчет себестоимости дополнительно добытой нефти от "горячей закачки"

5. Раздел "Охрана труда"

5.1 Описание системы "Человек-машина-среда"

5.1.1 Идентификация опасностей

5.1.2 Оценка риска: анализ частоты появления каждого фактора и анализ тяжести последствий от их воздействия

5.2 Рекомендации по уменьшению риска производственных процессов

5.2.1 Технические мероприятия, направленные на устранение непосредственного контакта работающих с опасными и вредными факторами

5.2.2 Обеспечение безопасности при обслуживании сосудов, работающих под давлением

5.2.3 Требование безопасности работ при обслуживании скважин

5.2.4 Обеспечение электро-пожаро-взрывобезопасности

5.2.5 Организация обучения безопасным методам работы

5.3 Организация работы по обеспечению безопасных условий труда на рабочих местах в обособленных структурных подразделениях (НГДУ)

5.4 Производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности

5.5 Документация оформляемая мастером

5.6 Рекомендации по улучшению труда, связанные с сезонными изменениями климата

6. Охрана природы и окружающей среды

6.1 Структура природоохранной службы на предприятии

6.2 Анализ экологической ситуации сложившейся на 01.01.2003 г. на Бахметьевском месторождении Жирновского НГДУ

6.2.1 Влияние разработки месторождения

6.2.2 Атмосферный воздух

6.2.3 Почвы и земельные ресурсы

6.2.4 Поверхностные воды

6.2.5 Подземные воды

6.2.6 Образование отходов производства

6.2.7 Растительный и животный мир

6.2.8 Природоохранные мероприятия

6.3 Отчёт природоохранных мероприятий по Жирновскому НГДУ на 2002 г.

6.4 План природоохранных мероприятий по Жирновскому НГДУ на 2003 г.

6.5 Плавающий механизированный нефтесборщик сорбционного типа

Выводы и рекомендации

Список используемой литературы

Введение

Более четверти в России и странах СНГ при разработке нефтяных месторождений в целях увеличения текущей и конечной нефтеотдачи в основном использовали метод поддержания пластового давления путем закачки воды в пласты (в законтурную, приконтурную или внутриконтурную часть пласта).

Под закачку воды в пласт переведены и многие месторождения, введенные в разработку ранее. В настоящее время этими методами разрабатывается более 200 нефтяных месторождений.

О высокой народнохозяйственной эффективности метода заводнения можно судить по тому, что около 80% всего объема добычи нефти получают из пластов охваченных заводнением. За четверть века получено при использовании этого метода более 40% добытой в России и странах СНГ нефти. нефть скважина добыча нагнетание

Важнейший показатель эффективности применения на практике научных основ разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки воды в пласты - значительное повышение коэффициента нефтеотдачи в целом по стране. В результате вместе с приростом запасов на счет вновь открытых месторождений был обеспечен интенсивный рост добычи нефти в целом по стране.

Однако, несмотря на высокие технико-экономические показатели, полученные при разработке месторождений с применением метода заводнения, закачка воды в пласты малоэффективна либо вовсе не применима для месторождений со сложными геологическими условиями или при содержании в пластах высоковязкой нефти.

Так теория и практика показывает, что наибольший коэффициент нефтеотдачи при заводнении (до 50% и несколько более) достигается в пластах, содержащих нефть вязкостью 0,5 - 1,5 Мпа с. При больших значениях вязкости нефти эффективность заводнения снижается, а при вязкости свыше 20 - 30 МПа с этот метод воздействия на пласт практически неэффективен и трудно осуществим (конечная нефтеотдача не превышает 15 - 20%).

Следовательно, при совместной технологии разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки воды в пласт обеспечивается неполное извлечение геологических запасов нефти, в результате чего в недрах остается в целом свыше 50%, а по пластам с высоковязкой нефти до 80 - 85% от ее геологических запасов. Это значит, что большое количество нефти остается в недрах земли.

Если учесть, что в последние годы все больше открывается месторождений с высоковязкой нефтью, то средний коэффициент нефтеотдачи по отрасли будет непрерывно снижаться, а доля безвозвратных потерь нефти в недрах будет интенсивно возрастать.

В числе мероприятий, направленных на дальнейшее повышение нефтеотдачи, особое место занимают способы теплового воздействия на пласты, содержащие как высоковязкую, так и нормальную по вязкости нефть. Эти способы можно применять и в сочетании с методами заводнения на новых месторождениях или на поздней стадии их разработки.

Основная технологическая идея термических методов воздействия на пласт заключается в уменьшении вязкости нефти при нагреве, что приводит к увеличению ее подвижности в пластовых условиях(= µ0). Повышению производительности скважин в результате их термообработки способствует и очистка стволов скважин и призабойных зон от выпавших парафинистых и асфальтосмолистых веществ.

На нефтедобывающих предприятиях СНГ применяют термическое воздействие (на нефтяные пласты) трех основных разновидностей:

прогрев призабойных зон скважин паром, различными нагревателями (электрическими и огневыми) и теплом, выделяющимся в ходе искусственно создаваемых химических реакций;

циклическое или постоянное нагнетание в пласт различных объемов теплоносителей (горячей воды, пара или горячих газов);

создание внутрипластового горения (ВГ), а также влажного горения - с вводом в пласт воды с целью создания водяного пара на фронте горения.

Каждую из указанных разновидностей методов можно применять в комплексе с другими способами воздействия на пласт.

За последние несколько лет доля термических методов добычи нефти в странах СНГ составляла 50% общей добычи нефти за счет всех новых методов (физико-химических, газовых и др.), хотя по числу действующих объектов, охвату запасов, объему закачки агентов, числу нагнетательных и реагирующих скважин и др., тепловые методы сильно уступают им.

К сожалению масштабы опытно-промышленных работ по термическому воздействию в последние годы не только не расширяются, но даже имеют тенденцию к сокращению. Причина того - необходимость бурения новых скважин, закупка теплоэнергетической техники, реконструкция систем сбора и подготовки нефти, дообустройство площадей и др., требующих дополнительных капитальных вложений.

Сегодня перед нефтяниками Российской Федерации стоит не легкая задача - разработка сложно построенных нефтегазовых месторождений высоковязкой нефти. Россия обладает значительными запасами тяжелых нефтей (9,0 млрд. т), что позволяет рассматривать их как важный резерв увеличения сырьевой базы. Это, в первую очередь, месторождения Западной Сибири, Удмуртии, КОМИ Республики, Поволжья и других регионов. И достичь здесь высоких показателей нефтеотдачи возможно лишь за счет применения термических методов воздействия.

Промышленное внедрение термических методов добычи нефти требует более высоких капитальных вложений и эксплуатационных затрат по сравнению с методами разработки маловязких нефтей. Поэтому реализация задачи увеличения добычи нефти термическими методами при существующем экономическом механизме неизбежно приводит к снижению прибыли предприятий и соответственно вступает в противоречие с экономическими интересами трудовых коллективов.

Предварительные расчеты показали, что при благоприятных условиях возможная добыча высоковязких нефтей в России может составить: в 2000г. - 10-12 млн.т/год. в 2010 г. - 22-25 млн.т/год.

На Бахметьевском месторождении в течение нескольких лет осуществляется испытание теплового метода повышения нефтеотдачи. На одном участке с января 1982 года закачивается в пласт (мелекесский горизонт) горячая вода.

Одна из причин, вызывающий повышенный интерес к данному объекту, является наличие сравнительно больших остаточных запасов нефти в мелекесском горизонте и трудностью их извлечения без воздействия на пласт (конечный коэффициент нефтеотдачи при разработке на режиме растворенного газа ожидается не выше 0.2).

Особенностью испытываемого объекта (испытания проводились в IV пласте мелекесского горизонта) является низкая проницаемость коллектора (менее 0.1 мкмІ), наличие глинистых прослоев и нефтенасыщенных линз, изменчивая по площади нефтенасыщенная толщина пласта; нефть характеризуется повышенной вязкостью и высоким содержанием смол (до 27-29%), дебиты скважин низкие 0,5-2 т/сутки.

В связи с тем, что диапазон изменения основных геолого-физических параметров мелекесского горизонта находится либо за пределами, либо на границе пределов применимости известных методов повышения нефтеотдачи, при составлении технологической схемы было затруднительно отдать предпочтение какому-либо из методов. Испытанные методы неоднозначны по технико-экономическим соображениям: при закачке в пласт горячей воды не требуется дорогостоящего оборудования, при этом расчетный коэффициент нефтеотдачи 0.33.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Первоначальные исследования по геологии района относятся к концу прошлого столетия. Первые сведения о стратиграфии и тектонике дали Свинцов И.Ф., Павлов А.И., Архангельский А.Д. С 1918 по 1935 г.г. стратиграфию и тектонику Доно-Медведицких поднятий изучали Мазарович А.Н., Семихатов С.В, Шатский В.С. В результате было установлено наличие антиклинальной складки в среднем течении реки Медведицы и дано описание разреза мезозойских отложений. В 1937 г. после открытия нефтяных месторождений на Самарской Луке, в Таймазах, Бугуруслане, Прикамье повысился интерес и к другим районам Поволжья, в том числе и к Доно-Медведицким поднятиям. В связи с этим с 1937 г. производилось детальное изучение Доно-Медведицкой дислокации с целью поисков залежей нефти и газа. Котовой А.И., Лукашевым А.М., Быстрицкой П.М. в результате было подтверждено наличие Жирновско-Бахметьвского поднятия.

1.2 Орогидрография

Бахметьевское нефтяное месторождение расположено в среднем течении реки Медведицы, в 300 км к северу от г. Волгоград. Ближайшая железнодорожная станция Медведица на магистрали Камышын-Москва расположена в 30 км. от г. Жирновска и соединена с ним асфальтированной дорогой. Рассматриваемый район представляет собой крайнюю северную возвышенность зоны Доно-Медведицкой дислокации. В создании современных форм рельефа большую роль сыграла река Медведица, которая пересекает площадь в направлении, близком к меридиональному и делит её на две части, морфологически резко отличные друг от друга. По характеру рельефа левобережье представляет собой слабо всхолмлённую поверхность, имеющую общий уклон с востока на запад. Абсолютные отметки изменяются от + 180 до + 110 метров. Левобережье пересечено рядом сильно разработанных балок и оврагов почти широтного направления, дающие хорошие обнажения юрских речных песков и глин, неустойчивость которых явилась причиной глубокой эрозированности всего левобережья. Правобережье реки Медведица представляет собой сильно приподнятую поверхность и сложена рядом хорошо выраженных холмов и удлинённых гряд, изрезанных глубокими оврагами с крутыми склонами. Основным элементом рельефа является водораздел рек Медведица и Щелкан, тянущегося почти в меридиональном направлении. Абсолютные отметки водораздельного хребта достигают + 270 метров. К востоку рельеф постепенно понижается, и у реки Медведица абсолютные отметки изменяются в пределах + 124 - + 158 метров. Берега реки покрыты лесом, остальная территория - безлесная степь. Климат района резко континентальный с преобладанием северо-западных ветров. Колебания температур от + 40єС летом до - 38єС зимой. Глубина промерзания грунта 1,5 - 2,2 метра. Рудные полезные ископаемые отсутствуют. На правом берегу реки Медведицы расположен карьер для добычи известняка, Жирновское НГДУ, УБР, УТТ расположены в г. Жирновске в близости от месторождения. Месторождение обустроено, имеет необходимую сеть нефте- и газопроводов, ЛЭП, промысловые дороги и другие и др. Питьевая вода привозная. Источником энергоснабжения служит промысловая подстанция, питающаяся от Жирновской подстанции мощностью 110 КВт.

1.3 Стратиграфия

В геологическом строении Бахметьевско-Жирновского месторождения принимают участие породы четвертичного, мелового, юрского, каменноугольного и девонского возрастов. В сводных частях структуры на дневную поверхность выходят породы каменноугольной системы. Отложения кайнозойской и мезозойской групп несогласно залегают на размытой поверхности карбона и встречаются только на погружных 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.

В пределах Жирновско-Бахметьевской зоны на архей-протерозойском кристаллическом фундаменте со стратиграфическим несогласием залегает толща осадочных отложений палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста. Скважиной 241 - Жирновская вскрыт фундамент на глубине 2350 метров.

Описание разреза приводится по данным бурения глубоких скважин 241-Жирновская; 1037, 382, 354, 584, 1040 - Жирновско-Бахметьевские, и на основании сопоставления его с разрезами соседних месторождений.

Палеозойская эратема. Представлена девонской, каменноугольной и пермской системами.

Девонская система. По данным "Нижневолжскбурнефть", нижнедевонские отложения отсутствуют полностью. Средний отдел представлен живетским ярусом, верхний отдел представлен франским и фаменским ярусами.

Средний отдел. Отложения среднедевонского возраста вскрыты лишь одной скважиной - 241-В-к, поэтому мощности описываемых подразделений даны по данным бурения этой скважины.

Живетский ярус. Он присутствует в составе афонинского и старооскольского горизонтов.

Афонинский горизонт. В его составе выделяют морсовские, мосоловские и черноярские слои.

Морсовские слои. Они сложены чередующимися доломитами серыми, тёмно-серыми, плотными и аргиллитами тёмно-серыми, плотными.

Мощность 233 метра.

Мосоловские слои. Они представлены известняками серыми, тёмно-серыми, мелкозернистыми, прослоями глинистыми, крепкими.

Мощность 127 метров.

Черноярские слои. Они представлены чередующимися мергелями чёрными и аргиллитами тёмно-серыми, плотными.

Мощность 63 метра.

Старооскольский горизонт. Он выделяется в составе воробьёвских, ардатовских и муллинских слоёв.

Воробьёвские слои. Они представлены чередующимися аргиллитами тёмно-серыми, плотными, известняками серыми, плотными и песчаниками серыми, мелкозернистыми.

Мощность 232 метра.

Ардатовские слои. В нижней и средней частях они сложены аргиллитами тёмно-серыми, слоистыми с маломощными прослоями песков серых, мелкозернистых. В верхней части они представлены известняками серыми, мелкозернистыми, плотными.

Мощность 128 метров.

Муллинские слои. Они представлены аргиллитами тёмно-серыми, плотными, прослоями алевритистыми.

Мощность 169 метров.

Верхний отдел.

Франский ярус. Он расчленяется на нижний и верхнефранский подярусы.

Нижний подярус. Он присутствует в составе пашийского, и кыновского горизонтов.

Пашийский горизонт. Он представлен чередующимися песчаниками серыми, буровато-серыми, мелкозернистыми, плотными, алевритами серыми, плотными, и аргиллитами тёмно-серыми, плотными, слабоалевритистыми.

Мощность 56 метров.

Кыновский горизонт. Он сложен аргиллитами тёмно-серыми, слабоалевритистыми, слюдистыми, местами известковистыми.

Мощность 31 метр.

Саргаевский горизонт. В нижней части он сложен аргиллитами коричневыми, зеленовато-серыми. Верхняя часть представлена известняками серыми, мелкозернистыми, прослоями глинистыми, массивными крепкими.

Мощность от 51 м. (скв. 584) до 88 м. (скв. 1040).

Семилукский и рудкинский горизонты. На участках распространения рифогенных отложений эти горизонты трудно расчленимы и характеризуются однородным разрезом.

Представлен известняками в основном светлой окраски, органно-обломочными и биогермными, массивными, перекристаллизованными выщелоченными, каверно-поровыми.

Мощность от 35 м. (скв. 636) до 154 м. (скв. 633).

Петинский горизонт. В нижней части его заменяет пачка аргиллитов серых, тёмно-серых, слабо слюдистых (мощность 10 - 11 метров). В средней и верхней частях он представлен чередующимися песчаниками серыми, кварцевыми, мелко- и среднезернистыми и алевролитами светло-серыми, неравномерно-зернистыми, с маломощными прослоями аргиллитов.

Мощность от 36 м. (скв. 2411-В-к.) до 104 м. (скв 4.).

Алатырский горизонт. Он сложен известняками серыми, тонко зернистыми, плотными, прослоями слабоглинистыми.

Мощность от 24 м. (скв. 831) до 68 м. (скв. 241-В-к.).

Верхний подярус. Он выделяется в объеме воронежского, евлановского и ливенского горизонтов.

Воронежский горизонт. Он сложен известняками серыми, буровато-серыми, трещиноватыми с маломощными прослоями аргиллитов зеленовато-серых, неравномерно известковистых до перехода в мергели.

Мощность от 32 м. (скв.1040) до 77 м. (скв.382).

Евлановский и ливенский горизонты. В нижней части не расчлененного разреза развиты мергели серые, тонко плитчатые, слюдистые (мощность 30 - 31 метр).

В верхней части развит генетически единый комплекс карбонатных пород (органогенные постройки); здесь преобладают известняки серые, мелкозернистые, доломитизированные с остатками фауны: строматопор, и фораминифер.

Мощность от 92 м. (скв. 584) до 112 м. (скв. 241).

Фаменский ярус. Он включает нижнефаменский подярус в объёме задонского и елецкого горизонтов и верхнефаменский в составе лебедянского, зимовского и сенновского горизонтов.

Задонский горизонт. В нижней части представлен переслаиванием мергелей серых, слюдистых и аргиллитов серых, неравномерно-алевритистых до перехода в алевролиты.

В верхней части выделяется пласт известняка (до 10 м.) серого, неравномерно зернистого, который является региональным репером.

Мощность от 52 м. (скв. 382) до 83 м. (скв. 384).

Елецкий горизонт. Сложен переслаиванием известняков, мергелей и маломощных прослоев аргиллитов. Известняки светло серые, мелкокристаллические, плотные. Мергели, аргиллиты серые и тёмно-серые, плотные.

Мощность от 80м. (скв. 241-В-к.) до 117 м. (скв. 241)

Лебедянский горизонт. Представлен известняками светло серыми, серыми, коричневатыми, мелкокристаллическими, плотными, в кровле присутствует пачка мергелей серых и аргиллитов.

Мощность от 92 м. (скв. 241-В-к.) до 101 м. (скв. 382).

Зимовский и сенновский горизонты. Сложены известняками и доломитами светло-серыми до белых с коричневатым оттенком, скрыто - и мелкокристаллические, плотные, крепкие.

Мощность от 210 м. (скв. 865.) до 280 м. (скв. 241-В-к.).

Каменноугольная система. Представлена нижним, средним и верхним отделами.

Нижний отдел. В составе отдела выделены турнейский, визейский и серпуховских ярусы.

Турнейский ярус. Представлен известняками светло-серыми, реже с коричневатым оттенком, микро- и мелкокристаллическими, плотными, крепкими в средней части (упинский горизонт), прослоями глинистыми с прослоями глин.

Мощность от 120 м. (скв.723) до 219 м. (скв.156).

Визейский ярус. Представлен малиновским надгоризонтом, бобриковским, тульским, алексенским, михайловским, веневским горизонтами.

Малиновский надгоризонт. Он сложен глинами тёмно-серыми, плотными с прослоями тёмно-серых глинистых известняков в основании.

Мощность от 17 м. (скв. 1-В-к.) до 21 м. (скв. 6-Чр.).

Яснополянский надгоризонт.

Бобриковский горизонт. Представлен песчаниками светло-серыми, разнозернистыми, на глинистом цементе с маломощными прослоями глин серых, плотных.

Мощность от 46 м. (скв. 316) до 51 м. (скв.500).

Тульский горизонт. Он сложен глинами серыми и тёмно-серыми, вязкими, плотными с прослоями тёмно серых глинистых плотных известняков и песчаников светло-серых, мелкозернистых, кварцевых.

Мощность от 61 м. (скв. 437) до 67 м. (скв. 200).

Окский надгоризонт.

Алексинский горизонт. Представлен чередованием тёмно-серых глин и прослоев светло-серых, мелкозернистых, кварцевых песчаников. В основании его 8 - 10 метров пласт известняков серых, плотных, крепких.

Мощность от 26 м. (скв.584) до 28 м. (скв. 202.).

Веневский и Михайловский горизонты. Они сложены однородной толщей серых и коричневатых известняков, микрозернистых, плотных и трещиноватых, кавернозных.

Мощность от 177 м. (скв.241-В-к.) до 226 м. (скв. 1029).

Серпуховский ярус. Включает тарусский, стешевский и протвинский горизонты.

Он сложен известняками светло-серыми, микрозернистыми, прослоями глинистыми.

Мощность от 68 м. (скв. 141) до 82 м. (скв.241-В-к.).

Средний отдел. Он выделяется в объёме башкирского и московского ярусов.

Башкирский ярус. Подразделяется на нижний и верхний подярусы.

Нижнебашкирский подярус. Представлен известняками светло-серыми, микрокристаллическими, плотными, прослоями доломитизированными и глинистыми.

Мощность от 40 м. (скв.254) до 45 м. (скв. 95)

Верхнебашкирский подярус. Он сложен переслаиванием глин и алевролитов, серых и тёмно-серых с прослоями светло-серых песчаников.

Мощность от 98 м. (скв. 263) до 113 м. (скв. 250).

Московский ярус. Он выделяется в составе верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов, сложен в нижней части известняками светло-серыми, пористо-кавернозными с прослоями глин; в средней и в верхней частях преобладают известняки доломитизированные с маломощными прослоями глин слабоалевритистых.

Мощность от 472 м.(скв. 252.) до 629 м. (скв. 3).

Верхний отдел. В составе отдела выделены касимовский и гжельский ярусы. Они сложены известняками светло-серыми, кавернозными, с маломощными прослоями глин тонкослоистых. В средней части выделяется пласт известняков серых, плотных, которые являются региональным репером.

Мощность от 288 м. (скв.241-В-к.) до 292 м. (скв.132).

Пермская система. Она представлена нижним и верхним отделами.

Нижний отдел. Он представлен ассельским ярусом, сложенным доломитами светло-серыми, плотными, крепкими и пористо-кавернозными. Встречаются маломощные прослои ангидритов.

Мощность от 93 м. (скв. 241-В-к.) до 116 м. (скв. 120).

Верхний отдел. Породы верхнего отдела залегают на размытых отложениях нижнепермского возраста. Он представлен казанским и татарским ярусами, сложенными глинами пестро окрашенными, неравномерно известковистыми, с маломощными прослоями известняков.

Мощность от 58 м. (скв. 120.) до 72 м. (скв. 241-В-к.).

Мезозойская эратема. Представлена в неполном объёме в составе юрской и меловой систем.

Юрская система. Она выделяется в составе среднего и верхнего отделов, нижний по данным бурения отсутствует.

Средний отдел. Породы среднего отдела залегают со стратиграфическим несогласием на отложениях верхнепермского возраста и представлены байосским и батским ярусами.

Байосский ярус. В разрезе преобладают глины голубовато-серые, плотные с прослоями сидерита, с маломощными прослоями песков и песчаников.

Мощность от 86 м. (скв. 1016.) до 89 м. (скв. 1112).

Батский ярус. Сложен глинами голубовато-серыми, плотными, в средней части с пачкой глинистых песчаников, алевролитов.

Мощность от 29 м. (скв. 1016.) до 33 м. (скв. 241-В-к.).

Верхний отдел. Он выделяется только в составе келловейского яруса, сложенного глинами тёмно-серыми, вязкими, плотными.

Мощность от 26 м. (скв. 885.) до 49 м. (скв. 1016.).

Меловая система. Она сохранилась в объёме нижнего отдела и представлена чередующимися песками серыми, глауконитово-кварцевыми, разнозернистыми и глинами серыми, слюдистыми. В верхней части находиться пласт мела белого писчего до (30 метров).

Мощность от 176 м. (скв. 1016) до 288 м. (скв 241-В-к.).

Кайнозойская эратема. Она представлена маломощной толщей четвертичных отложений (глин, супесей).

Мощность от 0 до 10 м.

Таким образом, осадочная толща, слагающая разрез Жирновско-бахметьевской зоны представлена карбонатно-терригенными отложениями. Особый интерес представляют отложения верхнего отдела девонской системы, с которыми связаны залежи нефти. К настоящему времени в пределах исследуемой зоны они ещё недостаточно изучены, остаётся неясным характер распространения органогенных построек, не установлены направления изменения мощностей, литологического состава.

1.4 Тектоника

В тектоническом отношении Бахметьевско-Жирновское поднятие является самым приподнятым в северной зоне медведицких дислокаций и расположено в западной части Жирновско-Линёвского блока, на границе с терсинской депрессией. Осваиваемое поднятие представляет собой крупную антиклинальную складку, протягивающуюся приблизительно в меридиональном направлении. Эта складка прослеживается по всем горизонтам от мезозоя до девона. Вследствие этого она была выявлена ещё в конце XIX века по выходам каменноугольных пород среди мезозойских образований. Бахметьевско-Жирновская структура по мезозойским горизонтам представляет собой брахиантиклинальную складку асимметричного строения, осложнённую 2 отдельными поднятиями: жирновским и бахметьевским, западное крыло более крутое, флексурообразное, имеет углы падения от 14-18 до 40 градусов. На восточном, пологом крыле падение пластов составляет 1 градус 30 минут - 2 градуса. Западное крыло брахиантиклинали одновременно является частью склона Жирновско-Линёвского 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 субмеридиональном направлении. По оконтуривающей изогипсе - 250 м., размеры её по длинной 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 её значительно круче восточного. Падение пород соответственно 27-30 градусов и 1,5-2 градуса. Северная переклиналь структуры крепче юго-восточной. Свод складки осложнён двумя локальными поднятиями. Бахметьевское поднятие расположено севернее Жирновского, имеет куполовидную форму. Размеры его по оконтуривающей изогипсе - 200 м. - 4 х 2,5 км., а амплитуда 70 м. Жирновское поднятие по этой же изогипсе имеет размеры 8 х 3,5 км., амплитуда его 70 м. Свод осложнён 2 куполами амплитудой 10-12 м. Описываемое поднятие, как и вся складка, характеризуется асимметричны микрыльями. По нижележащим продуктивным пластам среднего и нижнего карбона тектоническое строение Бахметьевско-Жирновской структуры аналогично. По девонским отложениям форма Бахметьевско-Жирновской складки заметно меняется. По кровле евлановско-ливенского горизонта складка, в целом, сужается, 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 её значительно выположены. В сводовой части Жирновской структуры выделяются два небольших купола, смещённые к западному крылу, один из них имеет амплитуду до 20 м., а другой - менее 10 м. Очертания локальных структурных форм по описываемому горизонту теряют плавность и становятся более угловатыми. Указанная особенность характерна для структуры в целом. Амплитуда Жирновского поднятия по оконтуривающей изогипсе - 1650 м. Составляет 80 м., а Бахметьевского - 130 м. По кровле бурегского горизонта Бахметьевско-Жирновская складка имеет аналогичное строение. Размеры Бахметьевской структуры по кровле горизонта в пределах оконтуривающей изогипсы - 2080 м. Равны 7,8 х 3,2 км. В южной части изогипсы восточного крыла поджаты к своду. В своде Жирновской структуры так же, как и по евланско-ливенским отложениям выделяются два узких локальных поднятия, размеры которых по изогипсе - 2000 м. равны 1,3 х 0,3 км. (южное) и 3,2 х 0,85 км. (северное). Амплитуда первого из низ более 20 м., а второго - 40 м. Вдоль погруженной части западного крыла Бахметьевско-Жирновской структуры отмечается сброс, являющийся отражением крупного дизъюнктивого нарушения, фиксируемого в нижележащих отложениях терригенного девона. Вследствие этого в бурегских отложениях в скважинах 229, 244 достаточно данных протрассировать сброс не представляется возможным. Нижележащие слои изучены слабо. Вследствие этого отсутствует представление об их тектоническом строении и поэтому оно не излагается.

1.5 Нефтегазоводность

В результате опробования разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных на Бахметьевско-Жирновском месторождении установлена промышленая нефтегазоность отложений верейского горизонта и башкирского яруса среднего карбона, намюрского яруса, алексинского, тульского и бобриковского 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 (4 пласт мелекесского горизонта и пласт Б 1 тульского горизонта) имеют общий контур нефтеносности в пределах Жирновской и Бахметьевской площадей. Остальные залежи нефти и газа имеют небольшое распространение в основном в присводовой части поднятий и имеют различные абсолютные отметки и (ВНК) и газонефтяного (ГНК) контактов. В связи с этим рассмотрение и обоснование гипсометрического положения контактов и контуров нефтеносности и газоносности производится отдельно по площади.

Верейский горизонт. В этом горизонте выявлены два продуктивных пласта только на Жирновской площади. 1 пласт представлен известняком, 2 пласт - песчаником. Газоносность 1 пласта выявлена в 1959 г. при опробовании скважины 158 в интервале 474 - 477 м. (абс. Отметка 329 - 332 м.). Скважина находится в присводовой части залежи. При её исследовании с увеличением депрессии наблюдается вынос воды. Продуктивность 2 пласта была выявлена в апреле 1959 г. при опробовании скважины 137. В дальнейшем опробование было произведено ещё в 5 скважинах. Газо-водяной контакт проводился на отметке 398 м.

Верхнебашкирский подъярус. Как на Бахметьевской, так и на Жирновской площадях продуктивная часть горизонта представлена четырьмя условно выделяемыми коллекторами (1-3 и 4 пласты). Продуктивность пластов на Бахметьевской площади выявлена в 1954 г. при опробовании их в скважине 34. По результатам опробования было установлено, что залежь является газо-нефтеносной с небольшим этажом нефтеносности. Абсолютные отметки ВНК и ГНК были приняты соответственно равными 496 и 488 м. Таким образом, 1-3 пласты содержат газонефтяную залежь пластовую, сводовую. Этаж газоносности - 76 м., нефтеносности - 8 м. Опробование пластов почти во всех скважинах проводилось повсеместно. Они имеют общий водонефтяной контакт, и поэтому представляют один объект для разработки. Нефтеносность пластов на Жирновской площади впервые установлена в декабре 1949 г. опробованием скважины 3. Затем пласты были опробованы ещё в 31 скважине. С 1962 г. залежь нефти находится в разработке. В последующие годы 1-3 пласты были опробованы ещё 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, с газовой шапкой. Этаж нефтеносности равен 65 м, газоносности --16 м. Нефтеносность 4 пласта впервые выявлена в 1949 г. опробованием его в скважине 3 на Жирновской площади, где в интервале абсолютных отметок - 493, 7-496,7 м. была получена нефть. На Бахметьевской площади нефтеносность 4 пласта установлена в 1952 г. опробованием скважины 18. В результате дальнейшего бурения и опробования выявлено отсутствие коллекторов в сводовой части бахметьевского поднятия и наличием газовой шапки на жирновском поднятии. Залежь нефти 4 пласта является пластовой сводовой, осложнённой на Жирновской площади двумя газовыми шапками небольших размеров, разделённых седловиной. По размерам эта залежь наиболее крупная на бахметьевско-жирновском месторождении. Этаж нефтеносности равен 103 м. на Бахметьевской и 90 м. на Жирновской площади. Этаж газоносности на Жирновской площади составляет 17 м.

Нижнебашкирский подъярус. Впервые продуктивность нижнебашкирского подъяруса на Бахметьевской площади была установлена в марте 1954 г. 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 81 м. 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 28м. При этом этаж нефтеносности составляет 22 м., газоносности - 6 м. Залежь нефти имеет две небольшие газовые шапки, оконтуриваемые изогипсой 490 м. и расположенные на южном и северном куполе, разделенные между собой небольшой седловиной.

Намюрский ярус. Продуктивность намюрского яруса на Бахметьевской площади установлена в начале 1957 г. в скважине 309, в которой из интервала 730-737 м.(- 538-545 м. от уровня моря) получен фонтан нефти. Продуктивность яруса на Жирновской площади установлена в 1958 г. при опробовании скважин 137 и 158, расположенных в сводовых частях структуры. В дальнейшем пласт был опробован ещё в ряде скважин. В процессе опробования газовой шапки в залежи не обнаружено. Залежь пластовая, сводовая, подстилаемая подошвенной водой по всей площади. Этаж нефтеносности равен 15 м.

Алексинский горизонт. В подошве алексинского горизонта залегает пласт известняка мощностью 8-15 м., который выделяется как пласт "А 0". Пласт продуктивен только на Жирновской площади.

Тульский горизонт. В отложениях этого горизонта выявлены залежи в пластах А 1, А 2, Б 1 на обеих площадях. На Бахметьевской площади пласт А 1 опробован в трёх скважинах 309, 312, 412.

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

1. Водоносный комплекс карбонатных отложений верхнего карбона имеет суммарную мощность до 500 м. В верхней части комплекс представлен трещиноватыми, выветренными известняками мощностью до 100 м., которые образуют водоносный горизонт, обладающий высокими коллекторскими свойствами. Горизонт дренируется долиной р. Медведицы. Минерализация вод от 7 до 23 мг-экв/л. Воды гидрокарбонатно-кальциевого типа. Нижние водоносные горизонты мячковско-подольских и каширских отложений приурочены к трещиноватым известнякам.

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

3. Водоносный комплекс карбонатных отложений нижнебашкирского, намюрского и окско-серпуховского подъярусов имеет суммарную мощность 300-450 м. Нижнебашкирский подъярус представлен трещиноватыми перекристаллизованными известняками. В результате опробования его на Жирновской площади получены притоки пластовых вод плотностью 1,063-1,091. Намюрский ярус, отделяемый от нижнебашкирского подъяруса маломощным прослоем глин, представлен известняками. Опробование его производилось в интервалах от 680 до 725 м. Уровни устанавливались 56-98 м. (+55+91 м.), плотность воды составляла 1,073 --1,090. Окско-серпуховский горизонт опробован в скважинах № 48 и 133 Жирновской площади, получены притоки пластовых вод плотностью 1,07 - 1,075.

4. Водоносный комплекс терригенных отложений тульского и бобриковского горизонтов представлен чередованием песчано-глинистых пачек и редкими прослоями известняков общей толщиной до 20 м. Тульский горизонт опробован во многих скважинах, из которых были получены интенсивные притоки пластовых вод плотностью 1,08 - 1,095. Статические уровни устанавливались на различных метках (+48+113) в зависимости от положения скважины на структуре. Пластовые давления составляли 105-120 атм. Бобриковский горизонт характеризуется также интенсивными притоками. В скважине № 429 Бахметьевской площади получена пластовая вода плотностью 1,09, уровень становится на глубине 12,9 (+13,9) расчётное пластовое давление 115 атм.

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

6. Аргиллито-мергелисто-глинистый комплекс фаменского, анского и семилукско-саргаевского горизонтов имеет суммарную площадь 1000 - 1600 м. Водоносные комплексы хорошо изучены только в пределах продуктивных горизонтов (евлановско-ливенский, воронежский, бурегский, семилукский, рудкинский). Они представлены карбонатно-мергелистыми пачками толщиной от 5 до 67 м., разделённых прослоями аргиллитов толщиной от 5 до 40 м. Высокие дебиты пластовых вод - 35 - 76 мі в сутки получены из евлановско-ливенского и воронежского горизонтов.

7. Водоносный комплекс терригенных отложений пашийского и старооскольского горизонтов толщиной до 600 м. представлен чередованием песчаников и аргиллитов с редкими прослоями известняков. Пашийский горизонт опробован в скважинах № 193, 229 Жирновской площади (интервалы 2636-2832 м.), в скважинах № 416 Бахметьевской площади и др. Притоки пластовых вод до 50 мі в сутки, статические уровни устанавливались на отметках от - 64 до + 43 м. при плотности от 1,143 до 1,165. Пластовое давление составляет от 286 до 355 м. Старооскольский водоносный горизонт опробован в скважинах № 243 и 297 Жирновской площади, получены слабые притоки пластовых вод плотностью 1,17. Песчаники воробьёвского горизонта толщиной до 29 м. опробованы в скважине № 297 Жирновской площади (в интервале 3000 - 2980 м.). Получены притоки пластовых вод плотностью до 1,175 дебитом до 30 мі в сутки. Статические уровни устанавливались на отметках от - 2 до + 42 м., расчётное пластовое давление составляет 330 - 343 атм.

8. Водоносный комплекс карбонатных отложений мосоловского и морсовского горизонтов имеет толщину до 240 м. и представлен сульфатно-карбонатными породами. Опробован комплекс в скважинах № 193 (3245-3256 м., 3193-3182 м.), № 229 (3260-3240 м.) - Жирновской площади и в скважине № 416 Бахметьевской площади (3030 - 3045 м.). Во всех случаях получены очень слабые притоки пластовых вод.

1.6 Коллекторские свойства пласта

Нефтяные залежи мелекесского горизонта приурочены к 1, 2 и 3 пластам, которые объединены в I пачку и 4 пласту, составляющему II пачку.

Пачка I объединяет ряд песчаных прослоев верхней части мелекесского горизонта. Количество их изменяется от 1 до 13. Через многочисленные зоны слияния в пределах поднятия прослои гидродинамически связаны между собой.

Коэффициент расчлененности I пачки составляет 4,5, а коэффициент песчанистости 0,29, у II пачки коэффициенты расчлененности и песчанистости соответственно равны 1,9 и 0,78.

В связи со значительной литологической неоднородностью эффективные нефтенасыщенные толщины I пачки изменяются в широких пределах (от 1 до 15,8 м), у II пачки от 0 до 23,6м.

Открытая пористость коллекторов I пачки по керновым определениям колеблется от 18 до 31% (коэффициент вариации 0,13), средняя величина ее составляет 26%.

Средневзвешенная величина пористости, определенной по данным промыслово-геофизических исследований, 174 скважин равна 26% (коэффициент вариации 0,3).

Проницаемость коллекторов I пачки по керновым определениям (36 образцов и 9 скважин) колеблется от 0,005 до 0,369 мкмІ, в среднем составляет 0,063мкмІ.

Проницаемость коллекторов II пачки по керну (232 определения в 19 скважинах) колеблется от 0,001 до 0,446 мкмІ, средневзвешенная величина составила 0,031 мкмІ(коэффициент вариации 2,12).

Проницаемость по гидродинамическим исследованиям 122 скважин равна 0,058 мкмІ в целом для коллекторов обеих залежей, поскольку в значительном большинстве скважин перфорации I пачки проводились без изоляции II пачки и добыча нефти осуществляется одновременно из обеих пачек.

Средняя проницаемость коллекторов мелекесского горизонта составляет 0,031 мкмІ.

Начальная нефтегазонасыщенность, определенная по количеству связанной воды составила по I пачке 0,52 (21 анализ образцов из 5 скважин) и по II пачке 0,47 (60 анализов образцов из 13 скважин), коэффициент вариации соответственно 0,17 и 0,2.

Начальная нефтегазонасыщенность по данным промыслово-геофизических исследований составило по I пачке 0,63 (77 определений в 28 скважинах) и 0,64 по II пачке (20 определений в 20 скважинах).

Первоначальное пластовое давление составляло 6,3 МПа. Первоначальная температура по пласту 21 С.

Средняя температура пласта на опытном участке с термозаводнением составляет 26,5 С.

Коллекторские свойства пласта приведены в таблице 1.1.

1.7 Физико-химический состав нефти, газа и воды

Физико-химические свойства нефти мелекесского горизонта изучались по результатам анализов пластовых и поверхностных проб.

По физической характеристике нефть данного горизонта относится к тяжелым, по групповому углеводородному составу к метано-нафтановому.

Нефть смолистая (19%), темно-коричневого цвета, вязкая, малопарофинистая (1,76%), малосернистая (0,39%). Свободный сероводород отсутствует. Плотность в пластовых условиях - 0,868 г/смі, в поверхностных - 0,8 г/смі. Вязкость в пластовых условиях - 20 Мпа*с, на поверхности - 30,5 мПа*с.

Газ, насыщающий нефть, метановый (96,6%), характеризуется отсутствием свободного водорода, кислорода, сероводорода. Газовый фактор - 27 мі/т.

Пластовые воды мелекесского горизонта относятся к хлоркальцевому типу. Средняя минерализация по горизонту составляет 107,9 г/смі. Плотность изменяется в пределах от 1,06 г/смі до 1,091 г/смі.

Вода, применяемая для термической закачки в мелекесский горизонт добывается из подрусловых водозаборных скважин.

Гидрохимический разрез месторождения характеризуется закономерным увеличением минерализации с глубиной. Отложения верхнего и среднего карбона, обнажающиеся на поверхности в своде поднятия содержат пресные воды гидрокарбонатно-натриевого состава с минерализацией от 10-15 до 25-35 мг-экв/л, характерные для зоны активного обмена. Вязкость вод в пластовых условиях около 1 мПа*с. Пластовые воды нижележащих отложений карбона характеризуются увеличением минерализации и содержанием ионов хлора и кальция с глубиной. Воды каменноугольных отложений как на Жирновской, так и на Бахметьевской площадях сходны по химическому составу, а воды евлановско-ливенских отложений резко отличаются от них в сторону увеличения как общей минерализации, 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 1700-1800 м, 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%, 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 плотности воды, а следовательно и от глубины залегания. Содержание йода составляет в среднем от 3 до 7 мг/л, бора - 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 нерентабельно. Состав газов, растворенных в пластовых водах продуктивных отложений карбона преимущественно метановый с довольно высоким содержанием азота (5-10%), количество которого увеличивается вниз по разрезу и составляет для девонских отложений 15-20%. Содержание тяжелых углеводородов в них составляет 0-0,3% для отложений карбона, для отложений девона содержание увеличивается до 4 и более процентов. Упругость растворенных газов в большинстве случаев сопоставимо с пластовыми давлениями насыщения залежей. Для вод терригенового девона отмечается резкая недонасыщенность газами. Общая гидрогеологическая обстановка района Бахметьевского месторождения говорит о том, что продуктивные пласты находятся в зоне затруднительного водообмена, причем застойность вод увеличивается вверх по разрезу. Высокая минерализация контурных вод, а также горизонтальность водонефтяных контактов 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 ограничена и наиболее вероятен упруговодонапорный режим.

1.8 Подсчет запасов нефти и газа по Мелекесскому горизонту

Объёмный метод подсчёта запасов нефти получил широкое распространение и может быть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разведанности.

Помимо основного объёмного метода существуют различные варианты метода, которые на практике и в настоящее время применяются очень редко. К числу их относятся: объёмно-статистический вариант, весовой, гектарный и вариант изолиний.

Объёмно-статистический вариант основан на использовании по истощённому (выработанному) пласту произведения коэффициента нефтеотдачи на коэффициент нефтенасыщения. Это произведение называется коэффициентом использования объёма пор и может быть использовано для подсчёта запасов нефти объёмным методом для новых аналогичных по геологическому строению месторождений, для которых раздельное определение коэффициентов нефтенасыщения и отдачи является затруднительным.

Объёмно-весовой вариант применяют для пластов с гравитационным режимом, добыча нефти из которых ведётся шахтным способом, а также для нефтеносных пластов, которые разрабатываются открытым способом. В этом случае, зная объём пласта, содержащего нефть, и содержание нефти в единице объёма пласта, определяют запас нефти.

Гектарный вариант заключается в определении по истощённой (выработанной) площади полученных запасов на 1 га продуктивной площади и на 1 м нефтенасыщенной мощности и последующей экстраполяции полученной цифры запаса на аналогичную, геологически сходную площадь. Указанный вариант расчёта применяют для перспективных запасов (т.е. для внекатегорийных запасов).

Вариант изолиний заключается в использовании основных показателей объёмной формулы и изображении их в виде изолиний. При этом основные показатели объёмной формулы используются либо раздельно, либо в виде произведения ряда показателей и изображаются графически на плане расположения скважин изолиниями, характеризующими содержание полезного ископаемого. Например, из формулы объёмного метода берут следующие группы показателей: произведения величин для данной скважины hm = и kн = q, причём q является обычно постоянной для всего продуктивного пласта. Затем строят изолинии величин hm = и умножают средние значения между изолиниями () на соответствующую площадь и величину q. В итоге получают запас

Q = q .

Вариант изолиний в практике работ по подсчёту запасов нефти не получил распространения.

Объёмная формула. Объёмный метод основан на том, что нефть залегает в порах пласта, объём которых можно определить, зная геометрические размеры нефтеносного пласта и пористость слагающих его пород. Для подсчёта запасов нефти применяют следующую формулу:

Q = Fhmkн,

...