Переоценка категорий запасов углеводородного сырья тульских отложений по Залесному месторождению (стр. 9 из 12)

Залежь 1 пласта Стл-3 Южного поднятия.

В скважине №20005 пласт состоит из одного пористо-проницаемого прослоя. Общая и эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 1,4 м. Пласт залегает на глубине -1107,5 м- -1108,9 (в абс. отм.) и является полностью нефтенасыщенным.

В скважине №286 пласт состоит также из одного пористо-проницаемого прослоя толщиной 1,2 м, залегающего на глубине -1106,7- -1107,9 м (в абс. отм.). Залежь пластовая сводовая, имеет размеры 4,0 х 1,3 км. Условный уровень подсчёта запасов принят по данным ГИС результатам опробования в скважине №20005 на абс. отм.-1108,9 (рис. 2.6.)/7/.

Залежь 2 пласта Стл-3 Северного поднятия.

В скважине №293 пласт состоит из двух неоднородных пористо-проницаемых прослоев толщиной 1,0 м и 0,6 м. Пласт залегает на глубине 1262,4 м-1264,6 м (-1101,3 м - -1103,5 м в абс. отм.). Общая толщина пласта составляет 2,2 м, эффективная нефтенасыщенная - 1,6 м. Пористо-проницаемые прослои разделяет заглинизированные породы толщиной 0,6 м. Залежь пластовая сводовая, имеет размеры 1,7 х 1,6 км. Условный уровень подсчёта запасов принят по данным ГИС и результатам опробования в скважине №293 на абс. отм. -1103,5 м. Запасы нефти оценивались по категориям С1 (рис. 2.7.) /6/.

2.6 Физико-химическая характеристика нефти

Для определения основных физико-химических свойств нефти использовались данные 2 сепарированных и 4 глубинных проб нефти, отобранных из скв.№№20005,286 Залесного месторождения. Глубинные пробы нефти (ГГШ) отбирались пробоотборниками ПД-ЗМ и ВПП-300. Пробы исследовались на установках УШЖ-2М и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость определялась вискозиметром ВВДУ, плотность сепарированной нефти - пикнометрическим способом, а также дегазированной нефти исследовались на хроматографах типа ХЛ-3, ХЛ-4, УХ-2 и ХРОМ-57. Поверхностные нефти исследовались по действующим ГОСТам: плотность -ГОСТ 3900-47, содержание серы - ГОСТ 2177-66, содержание парафина - по методике ВВПИПИНП.

Значение основных параметров нефти по 4 глубинным и 2 сепарированным пробам следующее: давление насыщения - 2,9 Мпа, газосодержание – 4,9 м3/т, объёмный коэффициент - 1,0279, динамическая вязкость пластовой нефти - 57,35 мПас, плотность пластовой нефти - 901,2 кг/м3, плотность сепарированной - 906,0 кг/м3, содержание серы - 2,61%.

Для подсчёта запасов нефти тульской залежи Северного поднятия рекомендовались следующие значения: плотность сепарированной нефти - 0,906 г/ м3, коэффициент перевода - 0,973 /6,7/.

3. Обоснование подсчетных параметров, категорий запасов и подсчет запасов нефти и газа в соответствии с новой Классификацией 2005 года

3.1 Обоснование подсчетных параметров

Подсчет запасов произведен объемным методом, при этом в качестве геологической основы использованы:

· структурные карты и подсчетные планы, карты эффективных нефтенасыщенных толщин;

· лабораторные анализы нефти, керна.

При построении карт изопахит использовался метод равномерной линейной интерполяции. В пластовой залежи карты изопахит нефтенасыщенных толщин строились с учетом материалов законтурных скважин. Подсчет запасов нефти проводился по чистонефтяной и водонефтяной зоне /6/.

Площадь нефтеносности залежи 1 тульского горизонта Южного поднятия Залесного месторождения не изменилась и составила по пласту Стл-3 – 3324 тыс.м

. Площадь нефтеносносности залежи 2 тульского горизонта Северного поднятия Залесного месторождения также не изменилась и составила по пласту Стл-3 – 1425 тыс.м

Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина также не изменилась и принята по залежи 1 по пласту Стл-3 – 0,8 и по залежи 2 по пласту Стл-3 – 1,0. Соответственно не изменился и объем нефтенасыщенных пород, который составил по залежи 1 пласта Стл-3 – 2644 тыс.м

, по залежи 2 пласта Стл-3 – 1383 тыс.м

Коэффициент пористости принят по данным оперативного подсчета запасов 2008 года (лит) и равен 0,21 д.ед.

Коэффициент нефтенасыщенности также принят по данным оперативного подсчета запасов 2008 года (лит) и равен 0,78 д.ед.

Плотность нефти в стандартных условиях принята по данным оперативного подсчета запасов 2008 года (лит) и равна 0,906 г/см

Пересчетный коэффициент принят равным 0,973 д.ед. в соответствии с оперативным подсчетом запасов 2008 года /3/.

Коэффициент извлечения нефти не пересчитывался и принят равным для пласта Стл-3 – 0,361 в соответствии с оперативным подсчетом запасов 2008 года, и утвержденным в Государственном Балансе запасов /6,7/.

Таблица 3.1 Расчет площадей и объемов объектов переоценки Залесного месторождения

Горизонт, пласт, залежь	Категория	Зона	№№ расчетных полей	Площадь, тыс.м²	Средняя эффективная толщина, м	Объем,тыс.м³
1	2	3	4	5	6	7
Тульский Стл-3, залежь 1, Южное поднятие	кат.В	нефтяная	I	186,31	1,2	223,58
		водонефтяная	II	31,42	1,2	37,7
		водонефтяная	III	27,41	0,5	13,7
		Итого НЗ+ВНЗ		245,14	1,12	274,98
	кат.С1	нефтяная	IV	553,51	1,2	664,28
		водонефтяная	V	105,3	1,2	126,36
		водонефтяная	VI	79,42	0,5	39,7
		Итого НЗ+ВНЗ		738,23	1,12	830,34
	кат.С2	нефтяная	VII	404,21	1,2	485,05
		водонефтяная	VII	122,58	1,2	147,09
		водонефтяная	IХ	1813,92	0,5	906,96
		Итого НЗ+ВНЗ		2340,71	0,66	1539,1
	Всего	В+С1	983,37	1,12	1105,32
	Всего	С2	2340,71	0,66	1539,1
	Всего	В+С1+С2	3324,08	0,8	2644,42
Тульский Стл-3,залежь 2, Северное поднятие	кат.В	нефтяная	I	62,37	1,3	81,55
		водонефтяная	II	87,9	1,3	114,27
		водонефтяная	III	9,18	0,5	4,59
		Итого НЗ+ВНЗ		159,45	1,26	200,41
	кат.С1	нефтяная	IV	218,37	1,3	283,88
		водонефтяная	V	190,3	0,5	95,15
		водонефтяная	VI	240,57	1,3	312,75
		Итого НЗ+ВНЗ		649,24	1,06	691,78
	кат.С2	нефтяная	VII	24,5	1,3	31,86
		водонефтяная	VIII	186,32	1,2	223,59
		водонефтяная	IХ	31,43	1,2	37,8
		Итого НЗ+ВНЗ		27,42	0,6	13,8
	Всего	В+С1	245,15	1,12	274,99
	Всего	С2	553,52	1,2	664,29
	Всего	В+С1+С2	105,4	1,2	126,37

3.2 Обоснование выделения категорий запасов и подсчет запасов в соответствии с новой классификацией 2005 года

Объектом переоценки категорий являются числящиеся на Государственном балансе запасы залежи нефти Залесного месторождения.

Переоценка категорий и выделенных групп запасов проведена согласно "Методическим рекомендациям по проведению переоценки категорий …" /3/.

Информационной базой для данной работы являются материалы проведенного ранее оперативного подсчета запасов, прошедшего рассмотрение органами государственной экспертизы /6,7/. Переоценка категорий запасов производилась согласно структурным построениям и утвержденным подсчетным параметрам данного оперативного подсчета.

Переоценка категорий и выделенных групп запасов была проведена в три этапа:

I этап - подготовка исходных данных, которая включает сканирование, привязку и оцифровку графических материалов (подсчетных планов и карт нефтенасыщенных толщин);

II этап - заполнение необходимой атрибутивной информации, метаданных (внешний и внутренний контур нефтеносности, подсчетные параметры, эффективные нефтенасыщенные толщины, КИН, техническое состояние скважин, принятая схема разработки);

III этап – непосредственно переоценка запасов, при которой в специально разработанном в ТГРУ ОАО Татнефть программном модуле "Переоценка", рассчитываются площади, объемы и запасы нефти с учетом исходных данных, атрибутивной информации, метаданных.

Результаты расчетов площадей и объемов объектов переоценки приведены в таблице 3.1, подсчетных параметров и запасов нефти – в таблице 3.2.

Подсчет запасов нефти проводился объемным методом по формуле:

Qи = S · h · Kп · Kн · q · g · b

где , Qи - извлекаемые запасы нефти (тыс.т),

S - площадь нефтеносности (тыс. м2),

h - cредневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина (м),

Kп - коэффициент открытой пористости (доли единицы),

Kн - коэффициент нефтенасыщенности (доли единицы),

q - пересчетный коэффициент (доли единицы),

g - плотность дегазированной нефти (г/см

b - коэффициент извлечения нефти (доли единицы).

Согласно "Методическим рекомендациям по проведению переоценки категорий …" /3/ выделение категорий запасов нефти и газа производится раздельно по залежам:

К категории В (установленные) относятся разбуренные, неразрабатываемые, промышленно значимые извлекаемые запасы подготовленной к разработке части залежи или разведываемой залежи, которые ожидается извлечь из пластов, вскрытых скважинами, давшими промышленные притоки нефти и газа в результате испытания или пробной эксплуатации отдельных скважин;

Таблица 3.2 Таблица подсчетных параметров и запасов нефти Залесного месторождения

Залежь	Категория	Зона	Площадь нефтеносности, тыс, м²	Ср. эфф. Неф. толщина, м	Объем нефтенас. пород, тыс. м³	Коэффициенты, доли единицы			Плотность нефти, г/см³	Коэффиц. извлечения нефти, д.е.	Начальные геолог. запасы нефти, тыс.т	Начальные извлек .запасы нефти, тыс.т
						открытой пористости, д.е.	нефтенасыщенности, д.е.	пересчетный, д.е.
													1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	15
													Залежь 1 Тульский Стл-3 Южное поднятие	В	НЗ	186,31	1,2	223,58	0,21	0,66	0,973	0,906	0,361	27	10
ВНЗ	58,83	0,9	51,4	0,21	0,66	0,973	0,906	0,361	7	3				В
С1	НЗ	553,51	1,2	664,28	0,21	0,66	0,973	0,906	0,361	81	29
С1	ВНЗ	184,72	0,9	166,06	0,21	0,66	0,973	0,906	0,361	20	7
С2	НЗ	404,21	1,2	485,05	0,21	0,66	0,973	0,906	0,361	59	21
С2	ВНЗ	1936,5	0,5	1054,05	0,21	0,66	0,973	0,906	0,361	129	46
Итого по залежи	В+С1	983	1,1	1105	0,21	0,66	0,973	0,906	0,361	135	49
	С2	2341	0,7	1539	0,21	0,66	0,973	0,906	0,361	188	68
	B+C1+C2	3324	0,8	2644	0,21	0,66	0,973	0,906	0,361	323	117
Залежь 2 Тульский Стл-3 Северное поднятие	В	НЗ	62,37	1,3	81,55	0,21	0,78	0,973	0,906	0,361	12	4,3
	В	ВНЗ	97,08	1,2	118,86	0,21	0,78	0,973	0,906	0,361	17	6,2
	С1	НЗ	218,37	1,3	283,88	0,21	0,78	0,973	0,906	0,361	41	14,8
	С1	ВНЗ	430,87	0,9	407,9	0,21	0,78	0,973	0,906	0,361	59	21,3
	С2	НЗ	24,5	1,3	31,86	0,21	0,78	0,973	0,906	0,361	5	1,7
	С2	ВНЗ	591,37	0,8	459,31	0,21	0,78	0,973	0,906	0,361	66	23,9
Итого по залежи	В+С1	809	1,1	892	0,21	0,78	0,973	0,906	0,361	129	46
	С2	616	0,8	491	0,21	0,78	0,973	0,906	0,361	71	26
	B+C1+C2	1425	1,0	1383	0,21	0,78	0,973	0,906	0,361	200	72
Итого по тульскому горизонту	В+С₁	1792	1,1	1998	0,21	0,78	0,973	0,906	0,361	265	96
	С₂	2957	0,7	2030	0,21	0,78	0,973	0,906	0,361	259	93
	В+С₁+С₂	4749	0,9	4028	0,21	0,78	0,973	0,906	0,361	523	189

К категории С1 (оцененные) относятся неразбуренные, промышленно значимые извлекаемые запасы частей залежи, примыкающих к запасам более высоких категорий (А, В), и в районе скважин с положительной характеристикой по ГИС, но не опробованных в колонне, при условии подтверждения выдержанности пласта в исследуемой части залежи;