38 | 1 738,52 | 289,76 | 705,89 | 742,87 | -190,23 | 0,00 | -190,23 | -179,83 | 133 913,67 | -2,70 | 42 278,00 | 1 107,16

39 | 1 533,93 | 255,66 | 624,98 | 653,29 | -92,43 | 0,00 | -92,43 | -83,80 | 133 829,87 | -1,09 | 42 276,91 | 979,35

40 | 1 368,15 | 228,03 | 550,07 | 590,05 | -308,62 | 0,00 | -308,62 | -301,38 | 133 528,49 | -3,62 | 42 273,29 | 865,02

41 | 1 201,34 | 200,22 | 491,56 | 509,56 | -375,95 | 0,00 | -375,95 | -369,83 | 133 158,66 | -4,07 | 42 269,22 | 769,51

42 | 1 099,56 | 183,26 | 447,66 | 468,64 | -236,96 | 0,00 | -236,96 | -231,74 | 132 926,92 | -2,32 | 42 266,90 | 701,79

43 | 996,75 | 166,13 | 410,95 | 419,67 | -447,88 | 0,00 | -447,88 | -443,39 | 132 483,53 | -3,99 | 42 262,91 | 642,14

44 | 920,15 | 153,36 | 375,25 | 391,54 | -467,85 | 0,00 | -467,85 | -463,95 | 132 019,58 | -3,71 | 42 259,20 | 588,10

45 | 843,56 | 140,59 | 342,84 | 360,13 | -322,10 | 0,00 | -322,10 | -318,68 | 131 700,90 | -2,23 | 42 256,97 | 537,75

за 5 років | 176 737,60 | 29 456,40 | 68 087,49 | 79 193,71 | 41 623,47 | 10 405,86 | 31 217,61 | 13 668,42 | - | 7 128,17 | - | 118 371,02

за 10 років | 335 026,25 | 55 837,95 | 125 331,59 | 153 856,71 | 85 793,78 | 21 448,44 | 64 345,34 | 59 506,35 | 28 280,37 | 221 444,44

за рентабель-ний період | 659 422,54 | 109 904,21 | 243 165,27 | 306 353,06 | 180 544,64 | 45 151,20 | 135 393,44 | 134 206,83 | 42 282,63 | 434 401,90

за весь період | 671 042,43 | 111 840,88 | 247 892,07 | 311 309,48 | 177 976,65 | 45 151,20 | 132 825,45 | 131 700,90 | 42 256,97 | 441 812,75

Загальні висновки

В результаті проведених пошуково-розвідувальних робіт вивчено геологічну будову Ромашівського родовища, яке в тектонічному відношенні представляє собою терасовидною складкою яка ускладнює південне крило Великобубнівського валу і розташована в північно-західній частині ДДЗ.

Поклади нафти Ромашівського родовища приурочені до теригенних відкладів візейського ярусу нижнього карбону. Колектор горизонту В-17 представлений пісковиками різнозернистими

Всього на Ромашівській площі пробурено три свердловини (1-Ромашівська і 2-Ромашівська – пошукові, 3-Ромашівська – розвідувальна) загальним метражем 11049 м. В межах нафтоносності знаходиться свердловина 1-Ромашівська, яку в 1986 році введено в дослідно-промислову розробку, а в 1997 році переведено в фонд п’єзометричних.

В межах Ромашівського родовища продуктивний горизонт В-17 розкритий всіма трьома свердловинами (1, 2 і 3-Ромашівська). У блоці свердловини 1 наявність нафтового покладу підтверджена випробуванням свердловини 1, а у блоці 2 – поклад передбачається, оскільки при випробуванні з нього отримано воду з розчиненим газом. Тип покладів пластовий склепінний тектонічно екранований. Розміри покладу у блоці 1 в плані 1,4Ч5,7 км, висота його – 28 м. З північного та південного сходу поклад обмежується тектонічними порушеннями, а з північного заходу і південного заходу -контуром НГВП, що проведений на відмітці мінус 3035,6 м. Нижня границя встановленої продуктивності, що відмежовує розвідані запаси від попередньо розвіданих, проведена по абсолютній відмітці підошви останнього нафтонасиченого пласта у свердловині. Попередньо розвідані запаси в першому блоці обмежуються умовним водонафтовим контактом, який проведений по покрівлі верхнього водонасиченого пласта в свердловині 3-Ромашівська за даними ГДС на відмітці мінус 3071,9 м.

Підрахунок запасів нафти горизонту В-17 Ромашівського родовища проводився для категорій С2, яка за промисловим значенням відносяться до попередньо- розвіданих запасів, розрахований об’ємним методом. Положення початкових водонафтових контактів визначалось за комплексом геофізичних досліджень. Площа нафтоносності обраховувалась за допомогою ЕОМ для категорії запасів по зовнішньому і внутрішньому контуру нафтоносності. Середня ефективна нафтонасичена товщина визначалась на основі комплексу промислово-геофізичних досліджень з врахуванням результатів випробування свердловин та даних керна і розраховувалась як середньоарифметична величина. В середньому по розрізу вона складає для категорії C1 і С2 – 14,5 м. Для визначення середнього коефіцієнта відкритої пористості і нафтонасиченості застосовувалась методика електронного опору і акустичного каротажу та метод опорів відповідно. Середня відкрита пористість складає - 0.148; нафтонасиченість – 0.85. Перерахунковий коефіцієнт розраховувався як обернена величина до об’ємного коефіціієнту. Густина сепарованої нафти визначалася за результатом аналізів як глибинних проб, приведених до стандартних умов, так і поверхневих проб нафти у наведених вище свердловинах. Її значення -795кг/м. Коефіцієнт нафтовіддачі визначався на підставі виконаних техніко-економічних розрахунків варіантів розробки і становить 0,304.

Підрахунок запасів нафти об’ємним методом дав нам наступні результати: загальні балансові запаси нафти складають 831 тис.т, видобувні – 252 тис.т.

Економічні показники розробки горизонту В-17 Ромашівського родовища розраховувались для трьох варіантів. Проаналізувавши всі дані і провівши ряд розрахунків, я рекомендую на даній стадії розробки горизонту В-17 Ромашівського родовища прийняти до впровадження третій варіант, згідно якого за рентабельний період розробки буде видобуто 283,89 тис. т нафти і 122,74 млн м3 нафтового газу. Капітальні вкладення складуть 38,59 млн грн, експлуатаційні витрати –