Глава 1. Литология и стратиграфия
А) Стратиграфия:
Система: Девонская (D)
Отдел: Верхний (D3)
Ярус: Франский (fr)
Горизонт: Кыновский, Пашийский
Б) Литология:
В результате детальной корреляции семи скважин Вост-Сулеевской площади выделено 9 пластов коллекторов. (Приложение 1).
Пласт – коллектор 1 представлен песчанниками (скв.1, 2, 3,6) максимальной толщиной до 2,7м (скв.3), минимальной – 1,3м (скв.1). Песчаниками (скв.7) до 2.2м. В скважинах 2, 4, 5 пласт а представлен глинистыми алевролитами.
Пласт – коллектор “б” представлен алевролитами (скв.1, 3), толщиной до 1м. Песчаниками (скв.6, 7) толщиной до 3,6м. В скв.2, 4 пласт б представлен глинистыми алевролитами. В скважине 7 выявлен глинистый прослой.
Пласт – коллектор “в” представлен песчаниками, максимальной толщиной – 22м (скв.7), минимальной – 9,8м (скв.2). В скв.2, 6 пласт – коллектор “в” неоднороден по литологии: в верхней части представлен песчаниками, в нижней – алевролитами. Выявлены глинистые прослои: 1 (скв.1, 4, 5), 2 (скв.6).
Пласт – коллектор “г” представлен песчаниками (скв.1, 4) максимальной толщиной – 4,4м (скв.4), минимальной – 2м (скв.1). Алевролитами (скв.3, 7), максимальной толщиной в скв.7 – 2м, минимальной в скв.3 -),8м. В скв.5 пласт представлен глинистым алевролитом. В скв.2, 6 по пласту – коллектору нет данных.
Пласт – коллектор “д” представлен песчаниками (скв.1, 7). Максимальной толщиной до 4м(скв.1), минимальной 2м(скв.7). В остальных скважинах по пласту – коллектору данные отсутствуют.
Подсчетный объект
В качестве подсчетного объекта выделен пласты коллектора ”. Он представлен песчаниками (скв.1-7) максимальной толщиной – 2,5м (скв.2), минимальной – 1,4м (скв.1). Алевролитами (скв.1) максимальной толщиной – 0,5м (скв.1). Выявлены глинистые прослои: 1 (скв.5). В скв. 2, 3, 4, 6, 7 глинистые прослои не выделены. В скв.1 пласт – коллектор неоднороден по литологии: в верхней части представлен песчаниками, в нижней – алевролитами. αсп меняется от 0,4 (скв.3) до 0,9 (скв.3). Выделены:
1. зона отсутствия пласта подсчетного объекта не выделена;
2. зона кондиционных коллекторов выделена во всех скважинах.
А) Карта общей толщины h0(Приложение 8).
Общая толщина меняется от 2,5м (скв.6) до 5,5м (скв.3). Наблюдается закономерное уменьшение общей толщины от 4,5 м до 2,5м по линии скважин 1-7 в северо-восточном направлении.
Б) Карта эффективной толщины hэфф(Приложение 9).
Эффективная толщина меняется от 2,5м (скв.6) до 5,5м (скв.2). Зона относительно низких значений оконтуривается изопахитой 3м, а относительно высоких – 6м.
В) Карта подстилающей покрышки hпп(Приложение 10).
Толщина подстилающей покрышки меняется от 2,6м (скв.5, 7) до 5,2м (скв.3). Низкие значения установлены в скв.5, 7. Это зоны возможных перетоков в нижележащий пласт – коллектор.
Г) Карта надстилающей покрышки hнп(Приложение 11).
Толщина надстилающей покрышки меняется от 10,6м (скв.5) до 16,4м (скв.1). Зоны низких значений оконтуриваются изопахитой 11м. Это зона невозможного перетока, так как покрышка очень мощная.
Д) Карта открытой пористости Коп(Приложение 12).
Значения Коп меняются от 0,141 (скв.7) до 0,295 (скв.5). Наблюдается увеличение Коп в северо-восточном направлении по линии скважин 1-7.
Глава 3. Нефтегазоносность
А) Карта нефтенасыщенности Кн(Приложение 13).
Значения Кн меняются от 0,8 (скв.7) до 0,989 (скв.5). Линия низких значений Кн оконтуривается изолинией 0,82.
Б) Карта эффективной нефтенасыщенной толщины hэн(Приложение 9).
Значения hэн меняются от от 2,6м (скв.7) до 6,4м (скв.2). Зона относительно низких значений оконтуривается изопахитой 3м, а относительно высоких – 6м.
В) Схема обоснования ВНК (Приложение 2).
1) Нефтеносные пласты D0, а, б;
2) ВНКз пересекает пласт – коллектор “в”;
3) полностью водоносные пласты г, д.
ВНК предполагается горизонтальный с абсолютной отметкой – 1518м.
Подсчетный объект находится нефтяной зоне пласта.
Глава4. Обоснование подсчетных объектов
А) площадь нефтеносности F составляет 5513м2;
Б) hэн обоснована как средневзвешенная по площади, так как:
1. не выявлены статистические связи с пористостью и нефтенасыщенностью(Приложение 14);
2. наблюдается большой разброс значений;
3. неравномерная сетка скважин;
4. выявлены неодинаковые по площади зоны относительно высоких и относительно низких значений параметра hэн.
В) Коп обоснована как средневзвешенная по площади:
1. не выявлены статистические связи с эффективной нефтенасыщенной толщиной и нефтенасыщенностью(Приложение 14);
2. наблюдается большой разброс значений;
3. неравномерная сетка скважин;
4. выявлены неодинаковые по площади зоны относительно высоких и относительно низких значений параметра Коп.
Г) Кн обоснована как средневзвешенная по площади:
1. не выявлены статистические связи с пористостью и эффективной нефтенасыщенной толщиной(Приложение 14);
2. наблюдается большой разброс значений;
3. неравномерная сетка скважин;
4. выявлены неодинаковые по площади зоны относительно высоких и относительно низких значений параметра Кн.
Д) плотность нефти в пластовых условиях принята ρстθ=0,85 т/м3;
Е) проектируется коэффициент нефтеизвлечения η=0,4 в кондиционных коллекторах на Ромашкинском месторождении.
Глава5. Подсчет запасов
Подсчет запасов был подсчитан объемным методом по формуле:
Qб=F*hн*Коп*Кн*ρ*θ
где:
F – площадь нефтеносности;
hн – средневзвешенное значение hн по площади;
Коп – средневзвешенное значение Коп по площади;
Кн – средневзвешенное значение Кн по площади;
ρ*θ – плотность нефти в пластовых условиях.
Для подсчета Qб найдем средневзвешанные значения (hн)S, (Коп)S, (Кн)S.
1) Найдем значения (hн)S:
(hн)S = 
(hн)S= 
(hн)S=5,2м
2) Найдем значение (Коп)S:
(Коп)S= 
(Коп)S= 
(Коп)S=0,206
3) Найдем значение (Кн)S:
(Кн)S= 
(Kн)S= 
(Кн)S=0,963
Площадь нефтеносности F=5513м2. Отсюда:
Qб=5513*5,2*0,206*0,963*0,85=4833,97т.
Подсчет извлекаемых запасов нефти в кондиционных коллекторах (Qизвл) найдем по формуле:
Qизвл=Qб*η
где:
Qб – балансовые запасы нефти;
η – коэффициент нефтеизвлечения.
Qизвл=4833,97*0,4=1933,59т.
Запасы в кондиционных коллекторах отнесены к категории А, так как находятся длительное время в разработке.