0-1 | 163,1 | -0,5 | 162,6 | 0,5 | 81,3 

1-2 | 154 | -0,5 | 153,5 | 1,5 | 230,3 

2-3 | 161 | -0,5 | 160,5 | 2,5 | 401,3 

3-4 | 165,3 | -0,5 | 164,8 | 3,5 | 576,8 

4-5 | 172,1 | -0,5 | 171,6 | 4,5 | 772,2 

5-6 | 159,5 | -0,5 | 159,0 | 5,5 | 874,5 

6-7 | 30,4 | -0,1 | 30,3 | 6,5 | 197,0 

7-8 | 18,4 | -0,1 | 18,3 | 7,5 | 137,3 

8-9 | 7,6 | 0,0 | 7,6 | 8,5 | 64,6 

9-10 | 3,3 | 0,0 | 3,3 | 9,5 | 31,4 

10-11 | 0,5 | 0,0 | 0,5 | 10,5 | 5,3  

1035,2 | +24,8 | 1060 | -  | 3371,7 | 3,3

нафтова | загальна | 2498,4  | 2498 | -  | -  | - 

4,5-5 | 380,7 | +0,7 | 381,4 | 4,75 | 1811,7 | - 

5-6 | 1606,2 | +3,2 | 1609,4 | 5,5 | 8851,7 | - 

6-6,5 | 68,1 | +0,1 | 68,2 | 6,25 | 426,3 | - 

6-7 | 186,7 | +0,4 | 187,1 | 6,5 | 1216,2 | - 

7-8 | 105,4 | +0,2 | 105,6 | 7,5 | 792,0 | - 

8-9 | 75,3 | +0,1 | 75,4 | 8,5 | 640,9 | - 

9-10 | 59,4 | +0,1 | 59,5 | 9,5 | 565,3 | - 

10-10,5 | 14,4 | 0,0 | 14,4 | 10,25 | 147,6 | -  

2496,2 | +1,8 | 2498  | 14451,5 | 5,9

Коефіцієнти відкритої пористісті

У зв’язку з незначним обсягом лабораторних досліджень зразків керна в продуктивній товщі, для підрахунку запасів нафти приймаються значення пористості, визначені за промислово-геофізичними дослідженнями. Методика і результати визначень пористості за даними промислово-геофізичних досліджень, висвітлені у розділі 3.2.

По горизонту В-17 для ділянок з запасами класу 111 і 122 значення пористості прийняті по свердловині 1-Ромашівська (14,8 %), для ресурсів категорії 333 – 11,6 % в першому блоці і 20,3 % в другому блоці по свердловинах 3-Ромашівська і 2-Ромашівська відповідно (таблиця 5.4).

Коефіцієнти нафтонасиченості

Оскільки під час дослідження керна коефіцієнт початкової нафтонасиченості не визначався взагалі, для підрахунку запасів приймаємо значення цього коефіцієнта, розраховані за матеріалами промислово-геофізичних досліджень. Методика визначення висвітлена в розділі 3.4. Середнє значення газонасиченості у кожній свердловині визначалось, як середньозважене по пористості і товщині.

Для підрахунку запасів горизонту В-17 прийняте значення нафтонасиченості 85

Густина нафти, перерахунковий коефіцієнт

Аналізи дегазованої нафти при відборі кількох проб усереднювалися, а при відборі з одного горизонту в кількох свердловинах розраховувалося середньоарифметичне значення. Результати аналізів як глибинних проб, приведених до стандартних умов, так і поверхневих проб нафти наведені у розділі 2.6. Для підрахунку запасів нафти прийнято середньоарифметичне значення густини, яке становить 796 кг/м3.

При визначенні перерахункового коефіцієнту за основу взяті дослідження інституту “УкрДіпронафта”. Даний коефіцієнт визначений для горизонту В-17 і становить 0,450 част.одиниць.

Коефіцієнт нафтовилучення

По горизонту В_загальні геологічні запаси нафти класів 111 та 122 ставлять 1019 тис. т, розчиненого газу – 452 млн м3. Згідно третього варіанту, який рекомендується до впровадження, накопичений видобуток нафти з горизонту становитиме 309,7 тис. т, розчиненого газу – 132,8 млн м3, що відповідає коефіцієнтам вилучення 0,304 та 0,294. За рентабельний період накопичений видобуток досягне 303,9 тис. т, розчиненого газу – 131,1 млн м3, а коефіцієнти вилучення вуглеводнів відповідно дорівнюватимуть 0,298 та 0,290.

4.4 Результати підрахунку запасів

На основі формули об’ємного методу підрахунку запасів і ресурсів нафти і газу та обгрунтованих підрахункових параметрів здійснюється підрахунок за допомогою ЕОМ за програмами «Zapnaf 1» або «Zapgaz 1» . Результати наведені в табл. 4.2.

Таблиця 4.2

Підсумкова таблиця підрахункових параметрів

Категорія запасів |

Площа нафтоносності,

тис .кв.м. | Нафтонасичена товщина,

м . | Коефіцієнти | Густина сепар.нафти г/см 3 | Початкові запаси нафти тис.т. | Видобуток нафти на 01.01.2010р. тис.т. | Поточні запаси

нафти на 01.01.2010р.

тис.т.

Відкритої

пористості | Нафтонасиченості | Перерахунковий | Вилучення

нафти | Балансові | Видобувні | Загальні | Видобувні

С1 | 785 | 5,9 | 0,15 | 0,85 | 0,45 | 0,304 | 0,796 | 209 | 63 | - | - | -

С2 | 2340 | 5,9 | 0,15 | 0,85 | 0,45 | 0,304 | 0,796 | 622 | 189 | - | - | -

С1+С2 | 3125 | - | - | - | - | - | - | 831 | 252 | 25,8 | 805,2 | 226,2

4.5 Якість і ефективність геологорозвідувальних робіт, а також геолого-промислових досліджень під час видобутку вуглеводнів

Результатом сейсмічних досліджень на Ромашівській площі було виявлення однойменного підняття.

Буріння свердловин показало, що сейсморозвідувальні роботи на великих глибинах дають тільки якісну характеристику, а глибини залягання сейсмічних горизонтів достатньо умовні і потребують значного корегування за даними буріння.

Керн з горизонту В-17 відбирався в св. 1, 2, 3. Пройдено з відбором керну 69 м, винесено 35 м керну, що складає 51 %. Всього відібрано 38 зразків, із них з нафтонасиченої частини розрізу – 3 зразки. З колекторів пісковиків дослідження виконані на 26 зразках (водонасичена частина розрізу).

Недоліком досліджень керну є некомплексне вивчення фізико- літологічних властивостей, що не дозволило визначити граничні значення параметрів колектора і при підрахунку запасів використовувати лише параметри, визначені за ГДС.

На Ромашівській площі пробурено три свердловини – дві пошукові (1_Ромашівська і 2-Ромашівська), та одна розвідувальна (3-Ромашівська). З них в контурі продуктивності знаходиться одна 1-Ромашівська і дві