|
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 |
|
| С1 |
НЗ |
553,51 |
1,2 |
664,28 |
0,21 |
0,66 |
0,973 |
0,906 |
0,361 |
81 |
29 |
|
| 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 |
|
| 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 |
|
| 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 |
|
| 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 |
|
| 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 |
|
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12
|
