Географо-экономические условия района

РЕФЕРАТ
Данная выпускная квалификационная работа состоит из 139 страниц и содержит 11 рисунков и 9 таблиц. Количество графических приложений - 6: 1. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Д3фам и Д3бур; 2. Карта начальных нефтенасыщенных толщин пласта Д3фам и Д3бур; 3. Схематический геолого-литологический разрез продуктивного пласта Д3фам; 4. Схематический геолого-литологический разрез продуктивного пласта Д3бур; 5. Схема корреляции продуктивных пластов В1-Д3фам-Д3бур; 6. Литолого-стратиграфический разрез месторождения.
Основной целью данного дипломного проекта является уточнение геологического строения и пересчет запасов нефти и газа пласта Д3фам и Д3бур Западного купола Южно-Орловского месторождения. 
Даны краткие сведения о изучаемой площади, ее изученности, стратиграфии, тектонике, нефтегазоносности, коллекторских свойствах, свойствах пластовой нефти, газа, воды. Описаны суть выделения групп и категорий запасов углеводородов, методы подсчета запасов. Уточнено геологическое строение и обоснован пересчет запасов углеводородов пластов Д3фам и Д3бур Южно-Орловского месторождения. Проанализировано состояние экологической обстановки. Рассмотрены вопросы безопасности жизнедеятельности при выполнении буровых работ, нормативно-правовой базы. Оценена экономическая эффективности достижения конечного КИН. Рассмотрены методы построения геологических моделей для подсчета запасов. Освещены программные комплексы для геологического моделирования.
Ключевые слова: геология, геологическое строение, сводный разрез, структурная карта, запасы, ВНК, запасы, геологическое моделирование.
Нагаева Анастасия Константиновна VI-ЗФ-28
Уточнение геологического строения и пересчет запасов нефти и газа пласта Д3фам и Д3бур Западного купола Южно-Орловского месторождения 

СОДЕРЖАНИЕ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА
РЕФЕРАТ	4
СОДЕРЖАНИЕ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА	5
ВВЕДЕНИЕ	7
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	8
1.1 Географо-экономические условия района	8
1.2 Геолого-геофизическая изученность района	10
1.3 Стратиграфия	13
1.4 Тектоника	20
1.5 Нефтегазоносность	23
1.6 Гидрогеологическая характеристика разреза (водоносность)	28
2 СПЕЦИАЛЬНЫЙ ВОПРОС	37
2.1 Площадь нефтеносности и объем нефтенасыщенных пород	37
2.2 Пористость и начальная нефтенасыщенность	37
2.3 Проницаемость	39
2.4 Подсчетные параметры нефти и газа	39
2.5 Обоснование категорий запасов	39
2.6 Подсчет запасов нефти, газа и содержащихся в них компонентов	40
3 МЕТОДИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	44
3.1 Классификация запасов нефти и горючих газов	44
3.2 Выделение категорий и требования к оценке ресурсов нефти и газа	72
3.3 Определение подсчетных параметров. Объемный метод.	76
3.4 Основные этапы подсчета запасов нефти и свободного газа объемным методом.	82
4 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	83
Построение цифровой геологической модели месторождения	83
4.1 Методика и результаты детальной корреляции продуктивных пластов	83
4.2. Обоснование объемных сеток и параметры модели	84
4.3. Построение структурной модели залежи	85
4.4. Построение литологических моделей залежей и распределения фильтрационно-емкостных свойств	86
4.5. Построение модели насыщения пласта флюидами	87
4.6. Подсчет геологических запасов УВС	88
4.7. Оценка достоверности геологической модели	88
2.8 Сопоставление подсчитанных запасов с утвержденными в ГКЗ и с числящимися на государственном балансе полезных ископаемых	88
5 ОХРАНА НЕДР, ПРИРОДЫ И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ	91
5.1 Мероприятия по охране атмосферного воздуха.	91
5.2 Мероприятия по охране поверхностных и подземных вод.	93
5.3 Мероприятия по охране почв, растительности и животного мира	96
5.4 Охрана недр.	98
5.5 Охрана недр при строительстве скважин.	102
5.6 Рекультивация нарушенных земель.	109
5.7 Ликвидация скважин.	114
6 ИНСТРУКЦИЯ ПО ОХРАНЕ ТРУДА ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ	117
6.1 Общие требования безопасности	117
6.2 Требования безопасности перед началом работы	122
6.3 Требования безопасности во время работы	123
6.4 Требования безопасности в аварийных ситуациях	126
6.5 Требования безопасности по окончании работы	126
7 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	128
7.1 Методика экономической оценки месторождений полезных ископаемых	128
7.2 Расчет показателей экономической эффективности Западного купола Южно-Орловского месторождения	132
ЗАКЛЮЧЕНИЕ	136
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ	137

СПИСОК ГРАФИЧЕСКИХ ПРИЛОЖЕНИЙ
      Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Д3фам и Д3бур; 
      Карта начальных нефтенасыщенных толщин пласта Д3фам и Д3бур; 
      Схематический геолого-литологический разрез продуктивного пласта Д3фам; 
      Схематический геолого-литологический разрез продуктивного пласта Д3бур; 
      Схема корреляции продуктивных пластов В1-Д3фам-Д3бур; 
      Литолого-стратиграфический разрез месторождения.


ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время все больше месторождений находятся на завершающей стадии разработки, которая характеризуется не только снижением доли активных извлекаемых, но и ростом доли трудноизвлекаемых запасов. Поэтому специалисты активно занимаются поиском новых залежей и в первую очередь уделяют особое внимание поиску пропущенных залежей на уже разведанных месторождениях, добычу, которых экономически и технически выгоднее производить путем возврата бездействующего фонда, а не бурением новых скважин. Но для рациональной разработки как новой, так и пропущенной залежи, необходимо иметь четкое и правильное представление о геологическом строении и гидродинамическом состоянии залежи, а в свете нарастающей добычи этому, к сожалению, уделяется всё меньше и меньше сил и времени.
Объектом моего исследования стал Западный купол Южно-Орловского месторождения, расположенный на территории Сергиевского района Самарской области, в 70 км к северо-востоку от областного центра г. Самара. Данное месторождение находится на второй стадии разработки, имеет центральный и западный купола и в основном ранее было представлено терригенным девоном. Особый интерес представляют пласты Д3фам и Д3бур, являющиеся случайно обнаруженной залежью со слабой геологической изученностью, что и привлекло внимание для их дальнейшего изучения.
Целью данной работы является уточнение геологического строения пластов Д3фам и Д3бур Западного купола Южно-Орловского месторождения и подсчет запасов залежй.
Для достижения поставленной цели потребуется изучить палеогеографическую историю развития залежи, провести анализ геологического разреза и результатов отбора керна, построить структурные карты по стратиграфической кровле и подошве, сводные литологические разрезы, определить текущее положение ВНК рассматриваемой залежи.

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Географо-экономические условия района
Данный раздел выполнен согласно отчету «Пересчет запасов нефти и растворенного газа, ТЭО КИН Южно-Орловского нефтяного месторождения Самарской области от 2013 года». 
      В административном отношении Южно-Орловское месторождение расположено на территории Сергиевского административного района Самарской области, в 70 км к северо-востоку от областного центра г. Самара. Районный центр с. Сергиевск находится в 27 км к северо-востоку от месторождения.
      Район месторождения населен довольно густо. Ближайшие населенные пункты: Елшанка, Чекалино, Верхне-Орлянка, Большая Раковка связаны с районным и областным центрами дорогами с твердым покрытием. Магистральная шоссейная дорога Самара-Уфа проходит вблизи месторождения, а в 27 км к востоку проходит железная дорога Кротовка-Сургут с ближайшей ж. д. станцией Кабановка.
      В экономическом отношении район сельскохозяйственный. С открытием на территории района нефтяных месторождений получила развитие нефтедобывающая промышленность. В радиусе 10-30 км расположены такие крупные разрабатываемые месторождения, как Радаевское, Екатериновское, Козловское и др., залежи нефти в которых приурочены к пластам башкирского яруса среднего карбона, визейского и турнейского ярусов нижнего карбона и верхнего девона. 
      В районе месторождения расположены действующие нефтепроводы, нефтепромыслы, водоводы и аммиакопроводы, а также проходят высоковольтные линии электропередач и линии связи (рис.1.1).


Фрагмент обзорной карты месторождений нефти Самарской области

Рис. 1.1 
      В 1974 году месторождение введено в промышленную эксплуатацию фондом разведочных скважин, а в 1975 году начато эксплуатационное бурение. Всего на месторождении пробурено семнадцать скважин (8 разведочных и 9 эксплуатационных). На текущую дату (на 01.01.2017 г.) месторождение разрабатывается 16 скважинами (две эксплуатируют пласт ДII, одна - пласт ДI, три совместно пласты ДI/+ДI и 10 – пласт Д3фам+Д3бур.
      Разработку Южно-Орловского месторождения осуществляет ЦДНГ-7 Северной группы месторождений ОАО«Самаранефтегаз».
1.2 Геолого-геофизическая изученность района
      Выходы гудронных песчаников татарского яруса на дневную поверхность близ села В. Орлянка издавна привлекали внимание исследователей.
      Первые структурно-геологические съемки в масштабе 1:50 000 проводились в 1939г. Средне-Волжским Геологоразведочным трестом. В результате этих исследований прослежено крутое юго-восточное крыло Байтуганской складки (по кровле аманакской свиты).
      В 1941-1942 г.г. в рассматриваемом районе проводилась гравиметрическая площадная съемка. В результате работ отмечен локальный максимум силы тяжести, названный Орловским. Максимум, в общих чертах, соответствует Орловскому поднятию, выявленному позднее структурным бурением по пермским отложениям.
      В 1944 году район работ был охвачен электроразведкой методом ВЭЗ (масштаб 1:100000). На структурной карте опорного электрического репера (в верхнепермском комплексе отложений) в пределах Южно-Орловской площади отмечается неравномерное погружение репера в юго-восточном направлении от абсолютных отметок плюс 25 до минус 125 м.
      С 1944 по 1967 г.г. в непосредственной близости от рассматриваемой площади ГРК треста «Куйбышевнефтеразведка» проводилось структурное бурение на Раковской, Каменской, Орловской и других площадях. В результате бурения по отложениям перми был выявлен Раковский вал северо-восточного простирания, сложенный Нероновским, Чекалинским, Селитьбенским, Раковским поднятиями. К востоку от этого вала была закартирована небольшая складка, осложненная Орловским куполовидным поднятием. На всех этих поднятиях было проведено разведочное бурение. Однако промышленные скопления нефти были выявлены лишь на Селитьбенской площади в 1968 году в отложениях мендымского (бурегского) горизонта верхнего девона (пл. Дbr).
      В 1965-1966 г.г. трестом «Куйбышевнефтегеофизика» проводились сейсморазведочные работы.
      В результате этих исследований по отражающим горизонтам карбона и девона была закартирована зона коротких асимметричных валов северо-восточного простирания, ранее выявленных структурным бурением по отложениям перми. В пределах одного из таких валов, расположенного юго-восточнее Раковского вала, были намечены Южно-Орловское и Даниловское поднятия.
      В 1966-1967 г.г. структурное бурение было проведено непосредственно в пределах Южно-Орловской площади, в результате которого по отложениям нижней и верхней перми было подготовлено к глубокому разведочному бурению Южно-Орловское брахиантиклинальное поднятие юго-западного простирания.
      В октябре 1967 г. в своде поднятия была начата бурением скв. 10, ставшая первооткрывательницей нефти пласта ДII на Южно-Орловском месторождении. В 1970 г. в скв. 14 в результате испытания пластов ДI/ и ДI были также получены промышленный притоки нефти.
      В 1971 г. по результатам бурения 6 глубоких скважин разведка Южно-Орловского месторождения была закончена.
      С 1983 по 1992 годы участок месторождения был охвачен аэромагнитными и аэрокосмическими исследованиями.
      По материалам аэромагнитных исследований построена карта изоаномал.
      В 1980-1990 годах на участке Южно-Орловского месторождения сейсморазведочными партиями №8/83, №8/84 и №8/91 проводились сейсморазведочные исследования. По результатам этих работ было уточнено глубинное строение изучаемой территории. По отражающим горизонтам осадочного чехла было закартировано юго-западное продолжение Орловского вала, осложненное Южно-Орловским поднятием, юго-западная периклиналь которого недоизучена.
      В 2000 г. в результате сейсморазведочных работ МОГТ-2Д сейсмопартиями №1/2000 и №2/2000 и интерпретации полученных материалов, в комплексе с материалами МОГТ прошлых лет произведена доразведка Южно-Орловского месторождения нефти по отражающим горизонтам карбона, девона и кристаллического фундамента. Южно-Орловское поднятие настоящими работами закартировано в виде структурной складки, осложненной двумя вершинами: северо-восточной, известной по работам МОГТ прошлых лет, на которой открыто Южно-Орловское месторождение; и юго-западной, ранее представлявшейся в виде структурного носа.
      В 2007-2009 гг. были проведены сейсморазведочные работы 3D+2D на Селитьбенском лицензионном участке. 
      Работа выполнена в рамках договора № 07-101555 от 28.12.2007, заключенного между ОАО «Самаранефтегаз» и ОАО «ЦГЭ»: «Проведение цифровой обработки и интерпретации материалов сейсмических исследований в пределах Селитьбенского лицензионного участка». 
      Полевые работы выполнялись в период 2007-2009 гг. Съемка 3D площадью 65 км2 проводилась в летний и осенний периоды 2007 года, съемка 2D в объеме 600 пог. км выполнялась сейсмопартиями ОАО «Самаранефтегеофизика» в 2007 г. – с/п 03/2007; в 2008 г. – с/п 01/2008; в 2009 г. - с/п 04/2009 (зимний период). 
      По результатам интерпретации были построены структурные карты по отражающим горизонтам A, D3ps, D3tm, D3mn, D3fm, C1t, C1rd, C1bb, C1ok, C2b, C2vr, P2kl.
      В 2008 г. на Западном куполе была пробурена разведочная скважина №30, открывшая залежи нефти пластов В1 и Д3фам.
      В рамках промежуточного отчета обработка и интерпретация данных съемки 3D на Южно-Орловской площади была выполнена в 2008 г.
      В 2011 году после завершения бурения в скважине №32 были проведены работы ВСП и НВСП, согласно договору №10-03482-010/3224810/2089Д от 12.07.2010 г. между ОАО «Самаранефтегаз» и ООО «ТНГ-Групп».
      В результате обработки данных были построены структурные карты по отражающим горизонтам P2kl, C2vr, C1bb, C1t, C2b, D3ps.
      В 2011 г. была выполнена переобработка и переинтерпретация сейсморазведочных работ 3D согласно договора №11-05818-010/3224811/2918Д от 27.10.2011 г. между ОАО «Самаранефтегаз» и ОАО «ЦГЭ». 
      По результатам переинтерпретации можно сделать вывод о том, что Южно-Орловское поднятие, картируемое в составе двух куполов, представляет собой структуру облекания выступов кристаллического фундамента. На протяжении среднего и начала позднего девона поднятия постепенно компенсировались осадками. В мендымское время на значительно выположенном западном куполе возникла органогенная постройка, рифостроение в пределах которой периодически возобновлялось вплоть до раннего турнея. Позднее, в перекрывающих отложениях над биогермом сформировалась складка облекания. 
      Были построены карты по отражающим горизонтам A, D3ps, D3tm, D3mn, D3fm, C1t, C1bb, C2b, C2vr, P2kl, а также карты по кровле коллектора продуктивных пластов ДI/, ДI, ДII, В1, Д3фам, Д3бур.
      На дату настоящего подсчета запасов на месторождении всего пробурено 23 скважин, из них 13 скважин расположены на Южно-Орловском поднятии, 10 скважин на Западном куполе.
      Разработку Южно-Орловского месторождения осуществляет ЦДНГ-7 Северной группы месторождений ОАО«Самаранефтегаз».
1.3 Стратиграфия
      Приводится краткая характеристика разреза (снизу вверх) согласно Стратиграфическому кодексу России, СПб: ВСЕГЕИ, 2006 г.
      АРХЕЙ
      В основании осадочной толщи Южно-Орловского месторождения залегают породы кристаллического фундамента (отражающий сейсмический горизонт «А»), представленные биотито-пироксеновыми гнейсами темно-серого цвета; максимальная вскрытая толщина архея 31 м (скв. 14).
      ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА
      На породах архея залегают отложения девонской системы, представленные живетским, франским, фаменским и эйфельским ярусами.
      Средний девон
      Эйфельский ярус
      Представлен терригенными породами: песчаниками и алевролитами.
      Песчаники кварцевые, буровато-серые, фиолетовые, грубообломочные, плохоокатанные, пористые, водонасыщенные, крепкие.
      Алевролиты кварцевые, пестроцветные (фиолетовые, зеленовато-бурые), плотные, крепкие, слоистые, отдельными прослоями переходят в песчаники кварцевые, плотные.
      Живетский ярус
      Живетский ярус представлен воробьевским, ардатовским и муллинским горизонтами. 
Воробьевский и ардатовский горизонты
      Воробьевский и ардатовский горизонты сложены алевролитами темно-серыми с прослоями глины и темно-серого известняка, участками глинистого; песчаниками светло-серыми кварцевыми, мелкозернистыми, пористыми, средней крепости. Выделяются проницаемые пласты ДIV и ДIII, представленные водонасыщенными песчаниками. Об этом свидетельствуют данные керна и промысловой геофизики. 
      Толщина отложений 71-110 м.
Муллинский горизонт
      Муллинский горизонт сложен алевролитами плотными и глиной темно-серой плотной. Толщина горизонта 9-24 м.
     ВЕРХНИЙ ДЕВОН.
      Отложения верхнего девона на Южно-Орловском месторождении представлены франским и фаменским ярусами
     Франский ярус
      Франский ярус представлен отложениями пашийского, тиманского, саргаевского, доманикового, мендымского, воронежского и евлано-ливенского горизонтов.
Пашийский горизонт
      В отложениях пашийского горизонта выявлены продуктивные песчаные пласты ДII, ДI и ДI/. Покрышками служат глинисто-алевролитовые пачки.
      Песчаники, слагающие пласты, светло-серые, буровато-коричневые, темно-бурые, слабоглинистые, кварцевые, тонкозернистые; при опробовании были получены промышленные притоки нефти. Алевролиты светло-серые, серые, темно-серые, слюдистые, плотные, местами глинистые до сильноглинистых. Толщина горизонта 55-60 м.
Тиманский горизонт
      Тиманский горизонт представлен глинами, алевролитами до перехода в алевритистую глину, крепкими с прослоями известняка плотного, крепкого с редкими отпечатками брахиопод. Толщина от 94 (скв. 26) до 138 м (скв. 11). 
      Общая толщина терригенного девона изменяется от 254 м (скв. 14) до 319 м (скв. 11).
      Отложения карбонатного девона начинаются с саргаевского горизонта и заканчиваются фаменским ярусом верхнего девона.
Саргаевский и доманиковый горизонты
      Саргаевский и доманиковый горизонты представлены известняками, переслаивающимися с глинами, мергелями и известняками органогенно-обломочными, окремнелыми, битуминозными. Толщина их 42-49 м.
Мендымский, воронежский и евлано-ливенский горизонты.
      Мендымский, воронежский и евлано-ливенский горизонты сложены известняками серыми, темно-серыми, мелкокристаллическими, плотными, крепкими, трещиноватыми. Суммарная толщина их 94-100 м.
      В мендымском горизонте залегает продуктивный пласт Д3бур, нефтеносный в скважинах 30, 31, 32. 
Фаменский ярус
      Фаменский ярус сложен известняками плотными, пелитоморфными, скрытокристаллическими, трещиноватыми и кавернозными, прослоями доломитизированными и сульфатизированными, прослоями мелкопористыми. Толщина 75-88 м. 
      В отложениях фаменского яруса продуктивный карбонатный пласт Д3фам нефтеносен в скважинах №30, 31, 32.
      Каменноугольные отложения представлены в пределах района всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.
     НИЖНИЙ КАРБОН
      Нижний карбон представлен карбонатной пачкой турнейского яруса, терригенной толщей косьвинского, радаевского и бобриковского горизонтов, карбонатной толщей тульского горизонта и карбонатно-сульфатной толщей окского надгоризонта и серпуховского яруса.
     Турнейский ярус
      Турнейский ярус сложен чередованием плотных и пористых известняков и доломитов, прослоями глинистых, трещиноватых и кавернозных. В отложениях турнейского яруса продуктивный карбонатный пласт В1 нефтеносен в скважинах №30 и №31 по данным ГИС.
      Толщина карбонатной пачки турнейского яруса достигает 104 м. 
Визейский ярус
Бобриковский, радаевский, косьвинский горизонты
      Терригенные отложения нижнего карбона имеют толщину около 390 м в связи с расположением Южно-Орловской площади в осевой зоне Камско-Кинельской системы прогибов. 
      Радаевский горизонт сложен песчаниками светло-серыми, до белого, кварцевые, мелкозернистые, средней крепости с прослоями глины. 
      Косьвинский горизонт сложен глинами и аргиллитами темно-серыми, с прослоями песчаников.
      Бобриковский горизонт представлен песчаниками светлосерыми, кварцевыми, мелкозернистыми, пористыми, средней крепости. Алевролитами темно-серыми, глинистыми, плотными, крепкими и глиной темносерой, слабо алевритистой.
Окский надгоризонт
      В основании окского надгоризонта залегают отложения тульского горизонта. Темно-серые известняки плотные, крепкие, которые перекрываются глиной слабоалевритистой, участками известковистой. К верхней части горизонта приурочена пачка плотных известняков – репер «N». Встречаются доломиты плотные, крепкие. 
      Толщина горизонта 18-21 м.
      Выше известняки загипсованные и трещиноватые и доломиты ангидритизированные, загипсованные. Толщина надгоризонта 226-245 м.
Серпуховский ярус
      Серпуховский ярус сложен доломитами и известняками местами загипсованными, трещиноватыми. Толщина яруса 160-180 м. 
      Общая толщина карбонатных и сульфатно-карбонатных отложений достигает 430 м.
СРЕДНИЙ КАРБОН
      Средний карбон представлен отложениями башкирского яруса и верейского, каширского, подольского, мячковского горизонтов и московского яруса.
Башкирский ярус
      Башкирский ярус сложен известняками плотными, крепкими и доломитами плотными, крепкими, известковистыми. Толщина яруса составляет 52-63 м. Пласт А4 в пределах Южно-Орловского месторождения водонасыщенный.
Московский ярус
Верейский горизонт
      Верейский горизонт представлен, в основном, терригенными породами: глинами с тонкими прослоями известняков, алевролитами с подчиненными прослоями песчаников. Аналоги пластов А1, А2 и А3 представлены глинами и плотными глинистыми известняками. Толщина горизонта 52-63 м.
Каширский горизонт
      Каширский горизонт в подошвенной части сложен доломитами. Выше залегают известняки, прослоями глинистые, с прослоями плотных мергелей. 
Толщина 74-80 м.
Подольский и мячковский горизонты
      Подольский и мячковский горизонты представлены чередованием известняков и доломитов, пелитоморфных, пористых, с желваками кремня. Толщина горизонтов 264-275 м.
ВЕРХНИЙ КАРБОН
      Верхний карбон представлен морским комплексом осадков: доломитами пористыми, реже плотными с линзами кремня; известняками органогенно-обломочными, загипсованными, с прослоями ангидрита. Толщина отложений 364-368 м.
     ПЕРМСКАЯ СИСТЕМА
ПРИУРАЛЬСКИЙ ОТДЕЛ
В составе приуральского отдела выделены ассельский и сакмарский ярусы.
Ассельский ярус
      Ассельский ярус сложен доломитами с тонкими прослоями кремней, пропластками мергелей. Общая толщина ассельского яруса 50-62 м.
Сакмарский ярус
      В основании сакмарского яруса залегает толща (до 25 м) ангидритов, выше залегают пропластки доломита и гипса; пачки ангидрита встречаются в кровле яруса. Общая толщина приуральского отдела 126-155 м.
БИАРМИЙСКИЙ ОТДЕЛ
Биармийский отдел представлен казанским и уржумским ярусами.

Казанский ярус
      В разрезе казанского яруса выделяются: калиновская свита – сложена доломитами, неравномерно загипсованными, плотными, с единичными прослоями известняков; сосновская свита - представлена переслаиванием доломитов, мергелей, гипсов, реже песчаников и ангидритов; переходная толща сложена переслаивающимися загипсованными розовато-коричневыми и зеленовато-серыми терригенными и карбонатными образованиями с прослоями гипсов, реже ангидритов, преобладают мергели; сокская - свита сложена преимущественно алевролитами с линзами гипса; глинами, мергелями и доломитами. Толщина казанского яруса 107-166 м.
Уржумский ярус
      В разрезе уржумского яруса выделяются большекинельская и аманакская свита.
      Большекинельская свита сложена, в основном, глинами неравномерно алевритистыми. Встречаются алевролиты в виде пропластков; мергели, гипсы и редко глинистые доломиты.
      Аманакская свита представлена глинами и алевролитами с тонкими прослоями доломитов и мергелей. 
      Общая толщина уржумского яруса 105-143 м.
ТАТАРСКИЙ ОТДЕЛ
      Татарский отдел представлен малокинельской свитой.
      Малокинельская свита характеризуется разнообразием литологического состава. В её сложении принимают участие глины, алевролиты, мергели, доломиты, известняки, реже гипсы.
      Толщина татарского отдела до 154 м. 
      Скоплений нефти и газа пермские отложения не содержат. Толщина их колеблется от 600 до 737 м. 
      
      Неогеновые отложения встречаются местами; представлены они глинами и песками. Толщина их достигает 170 м.
      Четвертичные образования пользуются широким распространением. Представлены желтовато и буровато-коричневыми суглинками толщиной до 39 м.
1.4 Тектоника
      В региональном тектоническом отношении Южно-Орловское поднятие расположено в пределах восточного борта Сокской седловины, вблизи границы северо-западного борта Бузулукской впадины (рис. 1.2).
      Тектоническое строение площади по отложениям перми изучено детальным структурным бурением, проведенным в 1959-67 годах, а по глубоким горизонтам разреза – по результатам сейсморазведочных работ, выполненных трестом «Куйбышевнефтегеофизика» в 1965, 1983-1991 и 2000-2001 годах.
      Структурным бурением по отложениям калиновской свиты биармийского отдела в пределах Южно-Орловской площади было установлено неравномерное (ступенчатое) погружение с северо-запада на юг-юго-восток, осложненное слабо выраженной антиклинальной складкой северо-восточного простирания. Размеры поднятия были определены в пределах замкнутой изогипсы минус 335 м 3,5?1,5 км, амплитуда поднятия – 12 м.
      По данным сейсморазведки по отложениям нижнего карбона Южно-Орловское месторождение приурочено к осевой части Муханово-Ероховской впадины Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП).
      В отложениях терригенного девона вблизи Южно-Орловской площади прослежены фрагменты Новозапрудненского грабенообразного прогиба северо-восточного простирания. С востока примыкает непротяженная структура, осложненная Алимовским поднятием. С юга и северо-запада поднятие ограничивается региональными глубокими прогибами северо-западного и северо-восточного простирания. 
      По результатам сейсморазведочных работ МОГТ 2Д, проведенных на Южно-Орловской площади в 2000-2001 годах, по отражающему горизонту «А» был закартирован локальный выступ кристаллического фундамента, осложненный двумя вершинами, северо-восточной и юго-западной, оконтуренными изогипсой минус 2510 м и имеющими северо-восточное простирание. По отражающему горизонту «Др» и «Д» структурные поверхности практически повторяли рельеф кристаллического фундамента, причем юго-западный купол, на котором не было пробурено глубоких скважин, катрировался гипсометрически выше, чем северо-восточный.
Тектоническая схема Северо-Западной части Самарской области

Рис. 1.2 
      В 2007-2009 гг. были проведены сейсмические исследования МОГТ-2Д и 3Д. На Юго-Западном куполе в течение 2008-2011 гг. пробурены 3 глубокие скважины (№№30, 31 и 32), две из которых вскрыли отложения пашийского горизонта (№№31 и 32). В 2011 году в скв. №32 были проведены исследования методом НВСП, проведена переинтерпретация материалов сейсморазведки МОГТ-3Д с учетом данных бурения. В результате проведенных работ было уточнено строение поднятия, амплитуды и размеры куполов, протрассированы тектонические нарушения, практически со всех сторон ограничивающие центральный приподнятый блок, осложненный двумя вершинами.
      По отражающему горизонту «Др» Южно-Орловское поднятие, являющееся структурой облекания выступа кристаллического фундамента, картируется в виде крупной антиклинальной складки, вытянутой с юго-запада на северо-восток и осложненной двумя куполами: северо-восточным и юго-западным. Размеры поднятия в пределах изогипсы -2370 м равны 8?1,9 км, амплитуда до 10 м.
      По отражающему горизонту «Т» юго-западный купол картируется в виде высокоамплитудной (около 110 м) брахиантиклинали, сформированной за счет развития в фаменское время органогенной постройки. Купол оконтуривается изогипсой -1890 м, имеет размеры 2,75?1,37 км. Структура осложнена тектоническими нарушениями, которые протягиваются с обеих сторон вдоль длинной оси структуры.
      По отражающему горизонту «У» размеры юго-западного купола по замыкающей изогипсе -1610 м составляют 2,5?1,1 км, амплитуда менее 40 м. Сводовая часть купола осложнена двумя малоразмерными вершинами. Южная часть купола осложнена предполагаемым тектоническим нарушением субширотного простирания.
      По отражающему горизонту «Б», приуроченному к кровле башкирского яруса среднего карбона, юго-западный купол представлен структурой неправильной формы с линейными размерами 0,98 х 0.88 км и амплитудой менее 20 м. Южная часть купола осложнена предполагаемым тектоническим нарушением субширотного простирания.
      По отражающему горизонту «В», приуроченному к кровле верейского горизонта, юго-западный купол также представлен в виде структуры неправильной формы с линейными размерами 1.03 х 0.85 км и амплитудой не превышающей 20 м.
1.5 Нефтегазоносность
      Нефтеносность разреза Южно-Орловского месторождения в процессе разведочного и эксплуатационного бурения изучалась по керну и промыслово-геофизическим материалам.
      Глубокое разведочное бурение на Южно-Орловской площади было начато в 1967 г. на структурной основе, подготовленной структурным бурением, согласно проекта, с целью поисков нефти в отложениях карбона и девона.
      В 1967 году на Южно-Орловской площади была пробурена первая разведочная скважина №10. В процессе бурения по данным керна и промыслово-геофизических исследований, нефтенасыщенные пласты вскрыты в отложениях терригенного девона и приурочены к песчаникам пластов ДI/, ДI и ДII.
      При опробовании пласта ДII в интервале перфорации 2510-2515 м (а.о. -2343,6-2348,6м) получен фонтанный приток безводной нефти дебитом 118 т/сут через 10 мм штуцер. 
      Полученные в процессе бурения скважины №10 положительные данные о нефтенасыщенности пластов пашийского горизонта позволили продолжать разведочные работы на данной площади.
      Пласты Д3фам и Д3бур на Западном куполе были открыты в 2008 и 2011г. соответственно поисково-разведочной скважиной №30. Промышленна нефтеносность установлена в них опробованием в колонне. Продуктивность пласта В1 турнейского яруса выявлена по данным ГИС и испытания пласта с помощью ИПТ в скв. №30. Продуктивность пласта ДII на Западном куполе предполагается только на основании его гипсометрического положения и аналонии с собственно Южно-Орловским поднятим.
      Таким образом, на Южно-Орловском месторождении нефтеносными являются продуктивные пласты:
      - В1 турнейского яруса
      - Д3фам фаменского яруса 
      - Д3бур бурегского горизонта
      - ДI/ пашийского горизонта
      - ДI пашийского горизонта
      - ДII пашийского горизонта
      Ниже приводится краткая характеристика залежей, рассматриваемых в данной выпускной квалификационной работе.
Залежь нефти пласта В1 Западного купола
      Пласт В1 залегает в верхней части кизеловского горизонта турнейского яруса нижнего карбона и сложен известняками плотными и нефтенасыщенными. 
      Залежь нефти пласта В1 выявлена только на Западном куполе месторождения. В скважине №30 пласт В1 отбивается в интервале глубин 1885 – 1907,1 м (абс. отм. минус 1777,6 – 1799,6 м) и по данным ГИС представлен 6 прослоями карбонатов нефтенасыщенных толщиной от 0,7 до 2,2 м, разделённых плотными пропластками толщиной 0,7 - 6 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 7,8 м.
      В скважине №31 пласт залегает в интервале глубин 1916,4-1924,5 м (абс. отм. минус 1799,6-1807,4 м) и по данным ГИС представлен тремя прослоями нефтенасыщенных карбонатов толщиной от 0,7 до 1,5 м, разделенными перемычками толщиной 0,4 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина пласта 3 м.
      В скважине №32 пласт В1 отбивается в интервале глубин 1893,1-1900,2 м (абс. отм. минус 1803,6-1810,7 м). В ней выделяется один прослой нефтенасыщенных карбонатов толщиной 1,4 м. 
      Граница залежи принята по подошве нефтенасыщенного пропластка в скважине № 32 на абс. отм. минус 1810,7 м. 
      В процессе бурения пласт В1 опробован в открытом стволе пластоиспытателем на трубах в скважине 30. Из интервала глубин 1888 - 1904 м (абс. отм. минус 1780,6 – 1796,6 м) за 35 мин стояния на притоке при депрессии 8,65 МПа получено 3,3 м3 нефти уд. веса 0,94 г/см3 (средний дебит при испытании составляет 136 м3/сут.). Пластовое давление 21,75 МПа. 
      Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Ориентировочные размеры залежи в плане 1,8 х 0,68 км, предполагаемая высота 51 м.
      В границах залежи пласт неоднороден: доля коллектора пласта составляет 0,73, коэффициент расчленённости 3,33.
Залежь нефти пласта Д3фам Западного купола
      Залежь нефти пласта Д3фам открыта и введена в разработку в 2008 году поисковой скважиной №30. 
      Оперативный подсчёт запасов был выполнен по материалам одной скважины №30, пробуренной без отбора керна из этих отложений. По данным комплекса ГИС коллектор характеризовался как поровый, пропластками кавернозно-поровый. 
      В 2011 году на месторождении пробурена разведочная скважина №32 в 675 м к западу от скважины №30. В этой скважине был отобран керн из рассматриваемого пласта в интервале 1997,1 – 2025,4 м (вынос керна 100%), проведены гидродинамические исследования и поинтервальное опробование разреза в эксплуатационной колонне. Согласно полученным данным, коллектор пласта относится к сложному трещинно-каверново-поровому типу. 
      Этот вывод подтверждается результатами опробования в колонне интервала 1999-2015 м, из которого получен фонтанный приток нефти 251,2м3/сут на 10мм штуцере, хотя по данным комплекса ГИС этот интервал пласта сложен преимущественно плотными породами с тонкими прослоями низкопористых коллекторов (Кп менее 6%), а все исследованные образцы керна оказались непроницаемыми, с пористостью от долей процента до 3,5%. Лишь единственный образец (кусочек) из всей исследованной выборки имел пористость 8,9%.
      На основании материалов ГИС, исследований керна и результатов опробований модель пустотного пространства пласта представляется состоящей из совокупности прослоев каверново-порового коллектора и массива пород с непроницаемой матрицей, объединённых системой вертикальных трещин в единую гидродинамическую систему.
      В скважине №32 продуктивный пласт залегает в интервале глубин 1972-2050 м (а.о. минус 1882,4-1960,3 м), его общая толщина составляет 77,9 м. В пласте выделено 20 прослоев каверново-порового коллектора толщиной от 0,6-5,2 м и суммарной .......................