Переоценка категорий запасов углеводородного сырья тульских отложений по Залесному месторождению

Ассельский ярус. Сложен доломитами с прослоями известняков. Доломиты желтовато-серые, мелкозернистые, прослоями окременелые. Известняки желтовато-серые, прослоями глинистые с гнездами гипса.

Толщина яруса 58-70 м

Сакмарский ярус. Представлен известняками и доломитами с прослоями гипсов и ангидритов. Известняки буровато-серые, тонкокристаллические, кавернозные и трещиноватые. Доломиты серые, тонкозернистые, трещиноватые и кавернозные.

Толщина яруса 40-78 м.

Кунгурский ярус. Сложен доломитами с редкими прослоями ангидритов и гипсов. Доломиты желтовато-светло-серые, глинистые, слоистые.

Толщина яруса 10-50 м.

Верхнепермский отдел подразделяется на уфимский и казанский ярусы.

Уфимский ярус. В строении яруса выделяются две пачки: нижняя-песчано-глинистая, верхняя-песчаниковая. Нижняя пачка сложена в основном глинами и алевролитами глинистыми с небольшими прослоями песчаников, известняков, мергелей. Песчаниковая пачка слагается песчаниками известковистыми, зеленовато-серыми, полимиктовыми, мелкозернистыми, плотными.

Толщина яруса 12-100 м.

Казанский ярус. Слагается переслаиванием глин темно-серых с красноокрашенными песчаниками, алевролитами и глинами с редкими маломощными прослоями известняков и мергелей.

Толщина яруса 60-102 м.

Неогеновая система

Распространение отложений системы связано с древними доплиоценовыми долинами и ложатся они на размытую поверхность различных стратиграфических горизонтов пермской системы. Литологически отложения системы представлены глинами с прослоями песков. Глины темно-серые, тонкослоистые, вязкие, жирные. Пески желтовато-серые, алевритистые, иногда с примесью гравия кремнево-кварцевого состава. В основании системы залегает пачка гравия.

Толщина системы 0-194 м.

Четвертичная система

Сложена суглинками, супесями желтовато-коричневыми, иногда с включениями щебенки известняка и песчаника. В поймах рек в нижней части отложений прослеживается слой песка с галькой.

Толщина системы 0- 20 м.

Таблица 2.3 Каталог стратиграфических разбивок скважин Залесного месторождения

Горизонт	скважина 20005	скважина 293	скважина 286
	глубина	Абсолютная отметка, м	мощность	глубина	Абсолютная отметка, м	мощность	глубина	Абсолютная отметка, м	мощность
P
C3	340	-198,06	146,85
Rp-C3-a	488	-344,91	113,29
C2mc	602	-458,2	139,17				622	-466,38	138,67
C2pd	742	-597,37	87,47				763	-605,05	79,11
C2ks	830	-684,84	61,52				843	-684,16	57,52
C2vr	892	-746,36	43,86				901	-741,68	42,33
C2b	936	-790,22	34,63	934	-792,02	35,91	943,6	-784,01	34,23
C1s	971	-824,85	112,52	970	-827,93	89,73	978	-818,24	107,41
C1ok	1084	-937,37	132,5	1060	-917,66	154,56	1086	-925,65	142,31
C1al	1217	-1069,87	21,85	1215	-1072,22	19,94	1229	-1067,96	20,92
C1tl	1239	-1091,72	13	1235	-1092,16	11,46	1250	-1088,88	37,09
Rp-tl	1252	-1104,72	22,9	1246,5	-1103,62	38,42
C1bb	1275	-1127,62	15,9	1285	-1142,04	41,44	1287,2	-1125,97	18,76
C1rd	1291	-1143,52	98,7	1326,5	-1183,48		1306	-1144,73
C1el	1390	-1242,22	110,64
C1kz	1501	-1352,86	34,94
C1cr	1536	-1387,8	29,82
C1up
C1ml	1566	-1417,62	34,9
D3zv	1601	-1452,52	41,8
D3fm2	1643	-1494,32	38,9
D3fm1
D3ev	1682	-1533,22	19
D3vr
D3mn(D3br)	1701	-1552,22	27,8
D3dm(D3sm)	1729	-1580,02	23,9
D3sr	1753	-1603,92	16,8
D3kn	1770	-1620,72	4,95
Rp-аяксы	1775	-1625,67	19,65
D3ps	1795	-1645,32	26,7
D2ml	1822,2	-1672,02	20,8
D2ar(D2st)	1844	-1692,82	7,9
Rp-ср.изв.	1852,4	-1700,72	21,1
D2vb
D2ef
Rp-н.изв.
bv	1874	-1721,82	1892,4
elдоCm
доCm	3767	-3614,22

2.2.2 Тектоника

В региональном структурном плане территория Залесного месторождения находится на северо-восточном склоне Южного купола Татарского свода. Северо-восточный склон граничит с западным бортом Камско-Бельского авлакогена. Авлакоген заполнен мощной толщей рифейских и вендских отложений. По выровненной додевенской поверхности в пределах северо-восточного склона вырисовывается моноклиналь, погружающаяся в сторону Бирской седловины. Пологое залегание слоев сохраняется в структуре терригенного комплекса девона. В каменноугольных и пермских отложениях Мензелино-Актанышского района распространены малоамплитудные поднятия, выполаживающиеся с глубиной. Здесь по данным глубокого и структурного бурения выделена группа наложенных валообразных структур, имеющих северо-западное простирание (Актанышская, Киченаратское, Дружбинская и другие).

По терригенно-карбонатным отложениям верхнего девона и нижнего карбона участок занимает, в основном, осевую и частично северо-восточную бортовую зону Актаныш-Чишминского прогиба ККС (рис. 2.3).

Поверхность кристаллического фундамента испытывает моноклинально-ступенчатое погружение в северо-восточном направлении, в сторону осевой зоны Камско-Бельского авлакогена, от -3615 м (скв. 20005).

Структурная поверхность по отложениям терригенного девона испытывает моноклинальное погружение в северо-восточном направлении, на фоне которого выделяются террасовидные участки северо-западного направления, осложненные ранее выявленными малоамплитудными локальными поднятиями (Карачевская и Ново-Курмашевская зоны поднятий), в основном, субмеридионального и северо-западного простираний, осложненные тектоническими нарушениями. Строение исследуемого участка по поверхностям верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложений определено строением внутриформационного Актаныш-Чишминского прогиба ККС. В турнейское время происходит обособление прогиба, сужаются его границы, осевые и бортовые зоны проявляются более резко. Кроме резко выраженного бортового уступа по поверхности турнейского яруса, осевая зона прогиба характеризуется резко сокращенными мощностями доманиковых фаций кизеловско-заволжских пород. К концу турнейского времени тектоническая активность территории ослабевает. В посттурнейское (елховское, радаевское и бобриковское) время происходит интенсивное накопление терригенных осадков в осевой зоне Актаныш-Чишминского прогиба, что привело к его геоморфологическому выравниванию. Поверхность отложений тульского горизонта нижнего карбона, также как и поверхность терригенного девона, испытывает моноклинальное погружение на северо-восток. На фоне погружения в палеорельефе отложений тульского горизонта за счет неравномерного уплотнения осадков возможно образование морфологически слабовыраженных структурных форм/1/. С некоторыми структурами связаны небольшие залежи нефти в карбоне. Актанышская зона нефтегазонакопления приурочена к структурам рифогенного типа, осложняющим восточный борт Актаныш-Чишминского прогиба. Продуктивным в пределах зоны являются каменноугольные отложения. Бахчисарайская, Шуганская, Муслюмовская, Покровская, Дружбинская, Западно-Актанышская, Киченаратское потенциально нефтеносные зоны выделяются по принадлежности их и составляющих локальных поднятий к депрессионной и бортовой частям Актаныш-Чишминского прогиба, наложенным на северо-восточный склон Южно-Татарского свода. Из них Шуганская, Муслюмовская и Покровская потенциально нефтеносные зоны расположены в пределах бортовой части внутриформационного прогиба. Они отличаются более четкой структурной дифференциацией, локально подтвержденной промышленной нефтеносностью и наличием линейного седиментационного уступа в нижнем карбоне, ограничивающего с востока рассматриваемую группу потенциальных зон нефтенакопления/5/.

В пределах Залесного месторождения по поверхности кристаллического фундамента и по отложениям девона прослеживается моноклинальный склон, погружающийся в северо-восточном направлении. Склон осложнен валообразными структурами II порядка субмеридионального простирания: Актанышская валообразная структура, Киченаратская и Дружбинская прогнозные зоны поднятий. Большинство локальных поднятий не имеет отображение в девоне, соотношение структурных форм носит наложенный, реже-сквозной или наложенно-сквозной характер.

Валообразные зоны поднятий отделяются друг от друга узкими и неглубокими грабенообразными прогибами. Большинство грабенообразных прогибов к началу саргаевского времени выполнено осадками терригенного девона и в перекрывающих отложениях не прослеживаются.

Южное локальное поднятие III порядка приурочено к безымянной валообразной зоне поднятий, располагающейся между Актанышской валообразной структурой и Киченаратской прогнозной зоной поднятий.

Основные особенности тектонического строения района месторождения заключаются в следующем: структурные планы по всем маркирующим горизонтам каменноугольных и нижнепермских отложений в целом совпадают между собой, сохраняя простирание осевых линий при заметном уменьшении углов падения и амплитуды (рис. 2.4., 2.5). По поверхности кристаллического фундамента и по отложениям девона прослеживается моноклинальный склон, погружающийся в северо-восточном направлении /1/.



2.3 Геолого-разведочные работы и геофизические исследования скважин

2.3.1 Методика и объем проведенных работ

Геологоразведочные работы на месторождении проходили в два этапа: поисковый и разведочный.

Поисковый этап, имеющий целью подготовку локальных поднятий для целенаправленного глубокого бурения на нефть, включал в себя структурно-геологическую съемку и структурное бурение. По результатам этих работ с учетом данных глубокого бурения закладывались глубокие поисковые скважины.

Собственно разведочный этап включал бурение глубоких разведочных скважин на залежах, обнаруженных поисковыми скважинами.

Новое брахиантиклинальное Южное поднятие было подготовлено в 1981 году сейсмопартией 11-12/81 на Аишевской площади по отражающим горизонтам "Д" и "У". В 2004 году на юго-западном крыле поднятия была пробурена поисковая скважина №20005, которая вскрыла нефтенасыщенные породы в отложениях тульского горизонта нижнего карбона.

В 2005-2006 годах на территории Актанышского района РТ Туймазинской с.п. 5/05-6 были продолжены сейсморазведочные работы, которые уточнили строение Южного и Северного поднятий. Южное поднятие имеет вытянутую с юго-запада на северо-восток неправильную форму, осложненную двумя куполами.

В 2007 году по новым данным с.п. 5/05-6 на юго-западном куполе поднятия была пробурена разведочная скважина №286, вскрывшая залежь нефти в отложениях тульского горизонта и подтвердившая наличие залежи в юго-западном направлении.

Эффективность глубокого поисково-разведочного бурения на месторождении по числу скважин, давших нефть, составляет 100%./6,7/

2.3.2 Результаты испытания скважин

В скважинах №№№20005,286,293 испытание на приток жидкости проводилось по общепринятой методике. Нефтенасыщенный пласт изолировался 5" эксплуатационной колонной с последующим цементажом затрубного пространства. Перфорация обсадных колонн велась кумулятивными зарядами ПК-103 и ПК-105 ДН. Количество дыр на метр пласта равнялось 7-15. Испытание проводилось снизу-вверх. НКТ диаметром и 2,5 спускались до искусственного забоя. Скважины промывались водой. Освоение скважин осуществлялось путем многократных продувок компрессором.

В скв.№20005 на Южном поднятии опробование проводилось в 12 объектах: 1 - в породах кристаллического фундамента, 10 - в рифейских отложениях, 1 - в тульском горизонте нижнего карбона. Первый объект испытывался открытым забоем, остальные путем перфорации колонны из расчета 20 отверстий ПК-103 на метр. При испытании 11 объектов продуктивных отложений не, выявлено. При испытании двенадцатого объекта в интервале 1255,0м -1256,6м (минус 1107,1м - минус 1108,5м в абс. отм.), получено 2,4 т/с нефти с уровня свабированием.

В скв.№286 также на Южном поднятии опробование проводилось в интервале 1249,6м -1250,8м (минус 1106,7м - минус 1107,9м абс. отм), получено 2,2 т/с нефти с уровня 800 м свабированием.

В скв.№293 на Северном поднятии опробование проводилось в интервале 1262,5 м -1264,5 м (минус 1101,3 м - минус 1103,3 м в абс. отм), получено 8,51 м3/с нефти с уровня 503 м свабированием (таблица 2.2) /6,7/.

Таблица 2.3 Результаты испытаний скважин, учтенные в подсчете запасов нефти и газа Залесного месторождения

№ скв.	пласт	Альтитуда, м	Интервал опробования, м	Результаты испытания	ш штуцера	Давление, Мпа	ДР	Рпл., Мпа	tпл., ОС	К прод., м3/сут	Кпрон., мкм2	Кгидр., д*см	Примечание
		верт.попр, м	глубина	абс.отм. (-)	дебит, м3/сут.	динам.	Рт	Рзтр	Рзаб
					нефть	вода	уровень, м.							МПа*с		МПа*с
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
20005	Стл-3	141,71	1255,4	-1107,5	2,4	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	свабирование
		2,51	1256,8	-1108,9
286	Стл-3	139,35	1249,6	1106,7	2,34	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	свабирование
		3,51	1250,8	1107,9			800
293	Стл-3	141	1262,4	1101,3	8,51	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	свабирование
		2,17	1264,6	1103,5			503

2.4 Промыслово-геофизические исследования скважин

2.4.1 Объём промыслово-геофизических исследований

Изучение геологического строения и определение величин подсчётных параметров нефтяной залежи Североного поднятия проводилось с привлечением результатов исследования скважины методами промысловой геофизики. Геофизические исследования выполнены стандартным для Татарстана комплексом методов промысловой геофизики. Исследования проводились как с целью общего изучения разреза по стволу скважины (в масштабе 1:500), так и детального (в масштабе 1:200) - в продуктивных интервалах.

Комплекс промыслово - геофизических исследований включает в себя следующие методы:

1.Стандартный электрокаротаж потенциал - зондами с совместной регистрацией кажущихся сопротивлений (КС) и потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС), в масштабе 1:200 и 1:500;

Резистивиметрия в масштабе 1: 200 и 1: 500;

Кавернометрия в масштабе 1: 200 и 1: 500;

Микрозондирование (МКЗ двумя установками), в масштабе 1: 200;

5.Боковое каротажное зондирование (БКЗ) пятью подошвенными зондами и одним кровельным градиент - зондом в масштабе 1: 200;

6.Радиоактивный каротаж: нейтронный гамма - каротаж (НТК) и гамма - каротаж (ГК) в масштабе 1: 200 и 1: 500;

Боковой и индукционный каротаж (БК, ИК) в масштабе 1: 200;

Инклинометрия, замеры через 20 м;

Определение высоты подъема цемента (ОЦК) в масштабе 1: 200.

10.Геохимические исследования: газовый каротаж, люминисцентно- битуминологический анализ керна и Шлама, определение физических свойств бурового раствора.

В целом перечисленные методы позволяют провести как качественную оценку разреза, осуществить литологическое расчленение разреза, выделить пласты-коллекторы, провести их корреляцию, так и количественную оценку, т.е. определить эффективную нефтенасыщенную толщину, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности коллектора.

Промыслово-геофизические работы проводились аппаратурой стандартной для объединения "Татнефтегеофизика". Скорости записей всех кривых устанавливались согласно требованиям технических инструкций и соответствующих руководств по проведению промыслово-геофизических исследований в скважинах /6,7/.

2.4.2 Качество промыслово-геофизических материалов

Качество промыслово-геофизических материалов зависит как от соблюдения правил технической инструкции при проведении геофизических замеров, так и от условий проводки скважин, подготовки ее к исследованию, времени проведения каротажа, качества и однородности удельного сопротивления бурового раствора, заполняющего ствол.

Геофизические исследования скважин проводились при окончательном каротаже, после вскрытия проектной глубины и смены промывочной жидкости на глинистый раствор. Сопротивление раствора на котором проводилось исследование разрезов скважин геофизическими методами изменяется от 0,6 до 4,0 омм.

В основном качество промыслово-геофизических материалов удовлетворительное, что позволило выполнить качественную и количественную интерпретацию по всем скважинам /6,7/.

2.4.3 Методика интерпретации данных ГИС

Первоначальная интерпретация геофизических материалов проводилась в в ООО "ТНГ-Групп" ООО "ТНГ-АлГИС" (Елабужский участок).

Залежь нефти на изучаемом поднятии приурочена к тульским отложениям нижнего карбона.

Согласно данным литолого-петрографического анализа терригенные отложения данного месторождения преимущественно порового типа. Методика выделения таких коллекторов и оценка их эффективных толщин осуществлялась по методике, применяемой для терригенного разреза.

При интерпретации привлекались данные описания керна, материалы газового каротажа, люминисцентно-битуминологического анализа керна и шлама, за основу брались данные опробования. Удельное сопротивление Кп терригенных пород-коллекторов определялись по кривым ПК в скважине.

В отложениях тульского горизонта по данным ГИС выделяется два пористо-проницаемых прослоев толщиной 1,0 м и 0,6 м. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,6 м. Удельное электрическое сопротивление нефтенасыщенной части пласта варьирует в пределах 6,0 - 8,0 омм (таблица 2.4) /6,7/.

Таблица 2.4 Результаты выделения эффективных толщин и определения подсчетных параметров по скважинам Залесного месторождения

№скв	Горизонт, пласт	Альтитуда, м	Глубина	Абсолютная отметка	Нэфф.	Нэфф.нн	УЭС (по ИК)	Кп (РК)	Кв	Кн (ИК)	Характер насыщения по ГИС	Литология
		верт.попр, м	кровля, м	подошва, м	кровля, м	подошва, м	общ.,м	м	Омм	д.ед.	д.ед	д.ед
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Тульский горизонт, пласт Стл-3
20005	Стл-3	141,71	1255,4	1256,8	-1107,5	-1108,9	1,2	1,2	-	0,214	-	0,72	нефть	песчаники
		2,51
286	Стл-3	139,35	1249,6	1250,8	-1106,7	-1107,9	1,4	1,4	-	0,209	-	0,597	нефть	песчаники
		3,51
итого по пласту	2,6	2,6		0,21	-	0,663
293	Стл-3	141	1262,4	1263,4	1101,3	1102,3	2,2	1,0	-	0,218	-	0,797	нефть	песчаники
		2,17	1264,0	1264,6	1102,9	1103,5		0,6		0,196		0,747	нефть	песчаники
итого по пласту	2,2	1,6		0,21		0,772

2.4.4 Определение коэффициента пористости

Коэффициенты пористости рассчитывались по зависимостям, приложенным в стандарте ОАО "Татнефть" "Алгоритмы определения параметров продуктивных пластов на месторождениях Татарстана" за 1988, 1989 гг.

Для тульского горизонта -

Кп =

(сцинтиляционные счетчики)

Относительные разностные параметры НТК и ГК (нгк, гк) определялись по следующей методике:

,

где

- значение НГК, соответствующее изучаемому пласту;

- значение НГК, соответствующее наиболее плотному карбонатному

пласту в разрезе верхнефранского подъяруса;

- значение НГК, соответсвующее глинам верейского, тульского,

бобриковского, кыновского горизонтов. При расчёте относительной амплитуды нгк во все значения нгк вводились поправки за влияние естественной радиоактивности.

,

где

- значение ГК, соответствующее изучаемому пласту;

- значение ГК, соответствующее глинам верейского, тульского,

бобриковского, кыновского горизонтов;

- значение ГК, соответствующее известнякам башкирского, турнейского или фаменского ярусов.

По промыслово-геофизическим данным средневзвешенное по эффективной нефтенасыщенной толщине значение пористости для отложений тульского горизонта равно 21,0% (2 определения по 2 скважинам).

Пористость по керну не определялась, поэтому величина пористости принята по результатам определения значений пористости по ГИС.

Для подсчёта запасов нефти в отложениях тульского горизонта рекомендуется принять коэффициент пористости равный 0,21, определённый по материалам ГИС в скв.№293 /6,7/.

2.4.5 Определение коэффициента нефтенасыщенности

Коэффициент нефтенасыщенности (Кн) коллекторов определяется по известной формуле:

, где

a, b, m, n- коэффициенты, определенные по данным исследования керна в лабораториях ТатНИПИнефть;

Rп и Rв - УЭС (омм) соответственно для исследуемого пласта и пластовой воды;

Определение УЭС нефтенасыщенных прослоев проводилось с использованием данных БКЗ, ПК - БК. УЭС пластовой воды принималось для продуктивных отложений для турнейских и бобриковских отложений - 0,045 омм. Коэффициенты обобщенных зависимостей для определения Кн тульского горизонта:



Нефтенасыщенность прослоев в отложениях тульского горизонта по геофизическим данным изменяется от 74,7% до 79,7%. Средневзвешенное значение ее по толщине составляет 77,8%.

Нефтенасыщенность по керну не определялась, поэтому величина нефтенасыщенности принята по результатам определений характера насыщения по ГИС.

Для подсчёта запасов нефти в отложениях тульского горизонта рекомендуется принять коэффициент нефтенасыщенности, определённый по ГИС по скв. №293, равный 0,78 /6,7/.

2.5 Нефтеносность месторождения

Нефтеносность Залесного месторождения связана с отложениями тульского горизонта нижнего карбона. Материалами для исследований послужили диаграммы проведенных ГИС в скважинах №№№20005,286,293 и результаты опробования.

Залежь в отложениях тульского горизонта контролируется замкнутой изогипсой -1100 м, определяющая размеры Северного и Южного поднятия по отражающему горизонту "У".

Представленные к рассмотрению залежи относятся к пласту индексируемому как пласт Стл-3.

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
			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
			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
			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
			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
			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
			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 · · ·

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),

- пересчетный коэффициент (доли единицы),

- плотность дегазированной нефти (г/см),

- 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

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;

К категории С2 ( предполагаемые) относятся предполагаемые неразбуренные, экономически эффективные извлекаемые запасы выделяемые между границей запасов категории С1 и границей залежи, а также в пластах с недоказанной продуктивностью, но изученных по материалам геофизических исследований в транзитных эксплуатационных скважинах и в неразбуренных тектонических блоках на залежах с установленной продуктивностью.

Продуктивными на Залесном месторождении являются отложения тульского горизонта нижнего карбона. В пределах месторождения выделены две залежи пласта Стл-3.

В рамках оперативного подсчета запасов /6,7/ не рассмотрено вариантов разработки залежей тульского горизонта. Хотя на месторождении ведется добыча нефти, каких либо данных о вариантах разработки Залесного месторождения нет. Для выбора технологических показателей разработки залежей тульского горизонта рассмотрено соседнее месторождение - Чудное /8/. По аналогии принят вариант, который предусматривает разбуривание залежей вертикальными скважинами с расстоянием между скважинами 400 м. Шаг сетки разбуривания скважин принят 400х400 метров, коэффициент извлечения нефти - 0.361. Согласно инструкции /3/ для переоценки категорий на залежи был принят элементарный участок - квадрат со стороной 400 метров, ориентированный по линии север-юг. Совокупность смежных квадратов определяет границы участков запасов разных категорий. На Залесном месторождении выделены запасы категорий В (установленные), С1 (оцененные) и С2 (предполагаемые).

Залежь 1 пласта Стл-3 (Южное поднятие).

Залежь вскрыта двумя скважинами №20005 и №286.

Согласно подсчету запасов 2008 года /4,6 / запасы залежи по степени геологической изученности отнесены к категории С1 и С2, и ограничены внешним контуром нефтеносности.

Шаг сетки разбуривания скважины принят 400х400 метров, коэффициент извлечения нефти - 0.361. Согласно инструкции /3/ для переоценки категорий на залежи был принят элементарный участок - квадрат со стороной 400 метров, ориентированный по линии север-юг. Совокупность смежных квадратов определяет границы участков запасов разных категорий.

На данной залежи выделены запасы категорий В (установленные), С1 (оцененные) и С2 (предполагаемые) (рис. 3.1.).

Запасы категории В в пределах залежи выделены вокруг скважин № 20005 и № 286, граница проведена по квадратному элементу со стороной 400 метров (рис.). Основанием для выделения запасов категории В является наличие промышленного притока нефти при опробовании в колонне. При опробовании в колонне скважины № 20005 из пласта Стл-3 получен промышленный приток безводной нефти дебитом 2,7 м/сут. Скважина № 286 при опробовании в колонне также дала промышленный приток нефти с дебитом 2,2 м/сут. На юге граница категории ограничена внешним контуром нефтеносности. Запасы категории В приурочены к чистонефтяной и водонефтяной зонам. Суммарные запасы категории В составляют 34 тыс.т - балансовые и 12 тыс.т - извлекаемые. В том числе в чистонефтяной зоне запасы категории В составляют 27 тыс.т - геологические и 10 тыс.т - извлекаемые.

Запасы категории С1 выделены вокруг квадрата категории В в районе скважин № 20005 и № 286 по периметру шириной 400 м (рис.). Граница категории С1 ограничена контуром залежи на юге и севере. Запасы категории С1 находятся на неразбуренной части залежи, но непосредственно примыкают к участкам запасов высшей категории (В) и геолого-геофизическая информация доказывает непрерывность пласта в сторону выделяемой зоны. Это является основанием для выделения категории С1.

Запасы категории С1 приурочены к чистонефтяной и водонефтяной зонам. Суммарные запасы составляют 101 тыс.т. - балансовые и 36 тыс.т. - извлекаемые. В том числе в чистонефтяной зоне запасы категории С1 составляют 81 тыс.т - геологические и 29 тыс.т - извлекаемые.

Граница запасов категории С2 выделена на неразбуренном участке залежи между контуром залежи и границей участков более высокой категории (С1). Запасы категори С2 приурочены к чистонефтяной и водонефтяной зонам (рис.). Запасы нефти этой категории на залежи составляют 188 тыс.т- балансовые, 68 тыс.т - извлекаемые. В том числе в чистонефтяной зоне запасы категории С1 составляют 59 тыс.т - геологические и 21тыс.т - извлекаемые.

Залежь 2 пласта Стл-3 (Северное поднятие)

Залежь 2 в пласте Стл-3 вскрыта одной скважиной №293.

Согласно подсчету запасов 2008 года /4,6 / запасы залежи по степени геологической изученности отнесены к категории С1 и ограничены внешним контуром нефтеносности.

Шаг сетки разбуривания скважины принят 400х400 метров, коэффициент извлечения нефти - 0.361. Согласно инструкции /1/ для переоценки категорий на залежи был принят элементарный участок - квадрат со стороной 400 метров, ориентированный по линии север-юг. Совокупность смежных квадратов определяет границы участков запасов разных категорий.

На данной залежи выделены запасы категорий В (установленные), С1 (оцененные) и С2 (предполагаемые) (рис. 3.2.).

Запасы категории В в пределах залежи выделены вокруг скважины № 293, граница проведена по квадратному элементу со стороной 400 метров (рис.). Основанием для выделения запасов категории В является наличие промышленного притока нефти при опробовании в колонне. При опробовании в колонне скважины №293 из пласта Стл-3 получен промышленный приток безводной нефти дебитом 8,51 м3/сут. Запасы категории В приурочены к чистонефтяной и водонефтяной зонам. Суммарные запасы категории В составляют 29 тыс.т - балансовые и 10 тыс.т - извлекаемые. В том числе в чистонефтяной зоне запасы категории В составляют 12 тыс.т - геологические и 4 тыс.т - извлекаемые.

Запасы категории С1 выделены вокруг квадрата категории В в районе скважины № 293 по периметру шириной 400 м (рис.). Граница категории С1 ограничена контуром залежи на востоке. Запасы категории С1 находятся на неразбуренной части залежи, но непосредственно примыкают к участкам запасов высшей категории (В) и геолого-геофизическая информация доказывает непрерывность пласта в сторону выделяемой зоны. Это является основанием для выделения категории С1.

Запасы категории С1 приурочены к чистонефтяной и водонефтяной зонам. Суммарные запасы составляют 100 тыс.т. - балансовые и 36 тыс.т. - извлекаемые. В том числе в чистонефтяной зоне запасы категории С1 составляют 41 тыс.т - геологические и 15 тыс.т - извлекаемые.

Граница запасов категории С2 выделена на неразбуренном участке залежи между контуром залежи и границей участков более высокой категории (С1). Запасы категори С2 приурочены к чистонефтяной и водонефтяной зонам (рис.). Запасы нефти этой категории на залежи составляют 71 тыс.т- балансовые, 26 тыс.т - извлекаемые. В том числе в чистонефтяной зоне запасы категории С2 составляют 5 тыс.т - геологические и 2 тыс.т - извлекаемые.



4. Сопоставление переоцененных запасов с числящимися на Государственном балансе запасов полезных ископаемых

Запасы нефти Залесного месторождения были учтены Государственным балансом Республики Татарстан на 01.01.2009 года /15, 20, 21/.

По степени изученности запасы Залесного месторождения были отнесены к категории С1 и С2 , и составляли:

-по категории С1 - геологические - 416 тыс.т, извлекаемые - 150 тыс.т;

-по категории С2 - геологические -107 тыс.т, извлекаемые - 39 тыс.т.

В рамках оперативного подсчета /15/ запасы нефти считались отдельно по чистонефтяной и водонефтяной зоне. В чистонефтяной зоне запасы категории С1 составляют 253 тыс.т - геологические и 91 тыс.т - извлекаемые. В водонефтяной зоне запасы категории С1 составляют 253 тыс.т - геологические и 91 тыс.т - извлекаемые. Запасы категории С2 в чистонефтяной и водонефтяной зоне отсутсвуют.

В результате переоценки категорий запасов 2008 года запасы нефти Залесного месторождения отнесены к категориям В (установленные), С1 (оцененные) и С2 (предполагаемые) и составили:

-по категории В - геологические - 63 тыс.т, извлекаемые - 22 тыс.т;

-по категории С1 - геологические - 201 тыс.т, извлекаемые - 73 тыс.т;

-по категории С2 - геологические -259 тыс.т, извлекаемые - 94 тыс.т.

Запасы категорий приурочены к чистонефтяной и водонефтяной зонам. В чистонефтяной зоне запасы категорий Залесного месторождения составили:

-по категории В - геологические - 39 тыс.т, извлекаемые - 14 тыс.т;

-по категории С1 - геологические - 122 тыс.т, извлекаемые - 44 тыс.т;

-по категории С2 - геологические -64 тыс.т, извлекаемые - 23 тыс.т.

В водонефтяной зоне запасы категорий Залесного месторождения составили:

-по категории В - геологические - 24 тыс.т, извлекаемые - 8 тыс.т;

-по категории С1 - геологические - 79 тыс.т, извлекаемые - 29 тыс.т;

-по категории С2 - геологические -195 тыс.т, извлекаемые - 71 тыс.т.

Переоценка запасов нефти в соответствии с новой классификацией и сопоставление запасов проводилась раздельно по каждой залежи согласно структурным построениям и утвержденным подсчетным параметрам оперативного подсчета 2008 года. Соответственно, при переоценке должны совпасть суммарные по залежи площадь и объем нефтенасыщенных пород. Сопоставление запасов нефти приводится по геологическим и извлекаемым запасам, согласно учтенным на Государственном балансе, по каждой залежи в пределах чистонефтяной и водонефтяной зон.

Залежь 1 пласта Стл-3 (Южное поднятие)

Основываясь на приведенной карте изопахит, суммарная площадь отдельных блоков при переоценке составляет 3324 против 3324 тыс.м² согласно оперативному подсчету /6,7/, а суммарный объем составляет 2644 против 2644 тыс.м² (таблица 4.1). В результате суммарные площадь, объем и начальные запасы нефти после переоценки категорий остались неизменными и соответствуют учтенным на Государственном балансе. Произошло только их перераспределение по категориям. Вновь выделены на залежи категория В. В результате переоценки начальные запасы нефти по залежи составили:

-по категории В - геологические - 34 тыс.т, извлекаемые - 12 тыс.т;

-по категории С1 - геологические - 101 тыс.т, извлекаемые - 37 тыс.т;

-по категории С2 - геологические - 188 тыс.т, извлекаемые - 68 тыс.т.

Запасы категорий залежи 1 пласта Стл-3 приурочены к чистонефтяной и водонефтяной зонам. В чистонефтяной зоне запасы категорий Залесного месторождения составили:

-по категории В - геологические - 27 тыс.т, извлекаемые - 10 тыс.т;

-по категории С1 - геологические - 81 тыс.т, извлекаемые - 29 тыс.т;

-по категории С2 - геологические -59 тыс.т, извлекаемые - 21 тыс.т.

В водонефтяной зоне запасы категорий Залесного месторождения составили:

-по категории В - геологические - 7 тыс.т, извлекаемые - 2 тыс.т;

-по категории С1 - геологические - 20 тыс.т, извлекаемые - 7 тыс.т;

-по категории С2 - геологические -129 тыс.т, извлекаемые - 47 тыс.т.

Все данные по сопоставлению запасов утвержденных ранее и полученных в результате переоценки (в тыс.тонн и процентных соотношениях) приведены в таблице 4.2.

В результате переоценки запасы категории В представляются впервые. Увеличение запасов составляет 100% и составили: балансовые - 34 тыс.т., извлекаемые - 12 тыс.т. Запасы категории С1 уменьшились на 53%, и составили: балансовые - 101 тыс.т. против 216 тыс.т. и извлекаемые - 36 тыс.т. против 78 тыс.т. утвержденных ранее. Запасы категории С2 увеличились на 76% и составили: балансовые - 188 тыс.т. против 107 тыс.т. и извлекаемые - 68 тыс.т. против 39 тыс.т. утвержденных ранее.

Залежь 2 пласта Стл-3 (Северное поднятие)

Основываясь на приведенной карте изопахит, суммарная площадь отдельных блоков при переоценке составляет 1425 против 1425 тыс.м² согласно оперативному подсчету /6,7/, а суммарный объем составляет 1383 против 1383 тыс.м² (таблица 4.1). В результате суммарные площадь, объем и начальные запасы нефти после переоценки категорий остались неизменными и соответствуют учтенным на Государственном балансе. Произошло только их перераспределение по категориям. Вновь выделены на залежи категории В и С2. В результате переоценки начальные запасы нефти по залежи составили:

-по категории В - геологические - 29 тыс.т, извлекаемые - 10 тыс.т;

-по категории С1 - геологические - 100 тыс.т, извлекаемые - 36 тыс.т;

-по категории С2 - геологические - 71 тыс.т, извлекаемые - 26 тыс.т.

Запасы категорий залежи 2 пласта Стл-3 приурочены к чистонефтяной и водонефтяной зонам. В чистонефтяной зоне запасы категорий Залесного месторождения составили:

-по категории В - геологические - 12 тыс.т, извлекаемые - 4 тыс.т;

-по категории С1 - геологические - 41 тыс.т, извлекаемые - 15 тыс.т;

-по категории С2 - геологические -5 тыс.т, извлекаемые - 2 тыс.т.

В водонефтяной зоне запасы категорий Залесного месторождения составили:

-по категории В - геологические - 17 тыс.т, извлекаемые - 6 тыс.т;

-по категории С1 - геологические - 59 тыс.т, извлекаемые - 21 тыс.т;

-по категории С2 - геологические -66 тыс.т, извлекаемые - 24 тыс.т.

Все данные по сопоставлению запасов утвержденных ранее и полученных в результате переоценки (в тыс.тонн и процентных соотношениях) ) приведены в таблице 4.2.

В результате переоценки запасы категории В представляются впервые. Увеличение запасов составляет 100% и составили: балансовые - 29 тыс.т., извлекаемые - 10 тыс.т.

Запасы категории С1 уменьшились на 50%, и составили: балансовые - 100 тыс.т. против 200 тыс.т. и извлекаемые - 36 тыс.т. против 72 тыс.т. утвержденных ранее.

Запасы категории С2 в результате переоценки представляются впервые. Увеличение запасов составляет 100% и составили: балансовые - 71 тыс.т., извлекаемые - 68 тыс.т.

В целом по месторождению запасы категории В представляются впервые. Увеличение запасов составляет 100% и составили: балансовые - 63 тыс.т., извлекаемые - 22 тыс.т.

Запасы категории С1 в целом по месторождению уменьшились на 52%, и составили: балансовые - 201 тыс.т. против 416 тыс.т. и извлекаемые - 73 тыс.т. против 150 тыс.т. утвержденных ранее.

Запасы категории С2 увеличились на 142% и в целом по месторождению составили: балансовые - 259 тыс.т. против 107 тыс.т. и извлекаемые - 94 тыс.т. против 39 тыс.т. утвержденных ранее.

Таблица 4.2 Сопоставление запасов нефти после переоценки с ранее утвержденными ЦКЗ и числящимися на Государственном балансе запасов полезных ископаемых. Залесное месторождение

Горизонт, пласт, залежь	Категория запасов		Начальные балансовые запасы нефти	КИН	Начальные ивлекаемые запасы нефти	Изменение ("+" прирост, "-" списание)	Изменение, %
		зона	В результате подсчета	В результате переоценки	В результате подсчета	В результате переоценки	В результате подсчета	В результате переоценки	Баланс. запасы	Извлек. запасы	Баланс. запасы	Извлек. запасы
1	2		3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Тульский Стл-3, залежь 1, Южное поднятие	В	НЗ	-	27	0,361	0,361	-	10	+27	+10	+100	+100
		ВНЗ	-	7	0,361	0,361	-	2	+7	+2	+100	+100
		НЗ+ВНЗ	-	34	0,361	0,361	-	12	+34	+12	+100	+100
	С1	НЗ	182	81	0,361	0,361	66	29	-101	-37	-44	-44
		ВНЗ	34	20	0,361	0,361	12	7	-14	-4	-59	-59
		НЗ+ВНЗ	216	101	0,361	0,361	78	36	-115	-41	-47	-47
	С2	НЗ	-	59	0,361	0,361	-	21	+59	+21	+100	+100
		ВНЗ	107	129	0,361	0,361	39	47	+22	+8	+21	+21
		НЗ+ВНЗ	107	188	0,361	0,361	39	68	+81	+29	+76	+76
Тульский Стл-3, залежь 2, Северное поднятие	В	НЗ	-	12	0,361	0,361	-	4	+12	+4	+100	+100
		ВНЗ	-	17	0,361	0,361	-	6	+17	+6	+100	+100
		НЗ+ВНЗ	-	29	0,361	0,361	-	10	+29	+10	+100	+100
	С1	НЗ	71	41	0,361	0,361	25	15	-30	-10	-59	-59
		ВНЗ	129	59	0,361	0,361	47	21	-70	-26	-45	-45
		НЗ+ВНЗ	200	100	0,361	0,361	72	36	-100	-36	-50	-50
	С2	НЗ	-	5	0,361	0,361	-	2	+5	+2	+100	+100
		ВНЗ	-	66	0,361	0,361	-	24	+66	+24	+100	+100
		НЗ+ВНЗ	-	71	0,361	0,361	-	26	+71	+26	+100	+100
									Продолжение таблицы 4.2
Горизонт, пласт, залежь	Категория запасов		Начальные балансовые запасы нефти	КИН	Начальные ивлекаемые запасы нефти	Изменение ("+" прирост, "-" списание)	Изменение, %
		зона	В результате подсчета	В результате переоценки	В результате подсчета	В результате переоценки	В результате подсчета	В результате переоценки	Баланс. запасы	Извлек. запасы	Баланс. запасы	Извлек. запасы
1	2		3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Итого по месторождению	B	НЗ	-	39	0,361	0,361	-	14	+39	+14	+100	+100
		ВНЗ	-	24	0,361	0,361	-	8	+24	+8	+100	+100
		НЗ+ВНЗ	-	63	0,361	0,361	-	22	+63	+22	+100	+100
	С1	НЗ	253	122	0,361	0,361	91	44	-131	-47	-48	-48
		ВНЗ	163	79	0,361	0,361	59	29	-84	-30	-49	-49
		НЗ+ВНЗ	416	201	0,361	0,361	150	73	-215	-77	-48	-48
	С2	НЗ	-	64	0,361	0,361	-	23	+64	+23	+100	+100
		ВНЗ	107	195	0,361	0,361	39	71	+88	+32	+82	+82
		НЗ+ВНЗ	107	259	0,361	0,361	39	94	+152	+55	+142	+142
	В+С1	НЗ	253	161	0,361	0,361	91	58	-92	-33	-64	-64
		ВНЗ	163	103	0,361	0,361	59	37	-60	-22	-63	-63
		НЗ+ВНЗ	416	264	0,361	0,361	150	95	-152	-55	-63	-63
	В+С1+С2	НЗ	253	225	0,361	0,361	91	81	-28	-10	-89	-89
		ВНЗ	270	298	0,361	0,361	98	108	+28	+10	+11	+11
		НЗ+ВНЗ	523	523	0,361	0,361	189	189	0	0	0	0

Таблица 4.1 Сопоставление площадей и объемов объектов переоценки Залесного месторождения

Горизонт, пласт, залежь	Категория	Зона	Площадь, тыс.м2	Средняя эффективная толщина, м	Объем, тыс.м3
			в результате подсчета 2008	в результате переоценки	в результате подсчета 2008	в результате переоценки	в результате подсчета 2008	в результате переоценки
1	2	3	5	6	7	8	9	10
Тульский Стл-3, залежь 1, Южное поднятие	кат.В	нефтяная	-	186,31	-	1,2	-	223,58
		водонефтяная	-	58,83	-	0,9	-	51,40
		Итого НЗ+ВНЗ	-	245,14	-	1,12	-	274,98
	кат.С1	нефтяная	1144,00	553,51	1,3	1,12	1487,2	664,28
		водонефтяная	426,00	184,72	0,66	0,9	279,95	166,06
		Итого НЗ+ВНЗ	1570,00	738,23	1,13	1,12	1767,15	830,34
	кат.С2	нефтяная	-	404,21	-	1,2	-	485,05
		водонефтяная	-	1936,5	-	0,5	-	1054,05
		Итого НЗ+ВНЗ	1754,00	2340,71	0,5	0,66	877,00	1539,1
	Итого В+С1	1570,00	983,37	1,12	1,12	1767,15	1105,32
	Итого С2	1754,00	2340,71	0,5	0,66	877,00	1539,1
	Итого В+С1+С2	3324,00	3324,00	0,8	0,8	2644,00	2644,00
Тульский Стл-3, залежь 2, Северное поднятие	кат.В	нефтяная	-	62,37	-	1,3	-	81,55
		водонефтяная	-	97,08	-	1,22	-	118,86
		Итого НЗ+ВНЗ	-	159,45	-	1,26	-	200,41
	кат.С1	нефтяная	305,6	218,37	1,6	1,3	488,96	283,88
		водонефтяная	1119,4	430,87	0,8	0,94	894,42	407,9
		Итого НЗ+ВНЗ	1425,00	649,24	0,98	1,07	1383,38	691,78
	кат.С2	нефтяная	-	24,5	-	1,3	-	31,86
		водонефтяная	-	591,37	-	0,78	-	459,31
		Итого НЗ+ВНЗ	-	615,87	-	0,8	-	491,17
	Итого В+С1	1425,00	808,69	0,98	1,1	1383,38	892,19
	Итого С2	-	615,87	-	0,8	-	491,17
	Итого В+С1+С2	1425,00	1425,00	0,98	0,98	1383,00	1383,00

Заключение

В своей курсовой работе я провел переоценку Залесного месторождения согласно "Методическим рекомендациям по проведению переоценки категорий …" /3/. Основой для проведения переоценки запасов послужил, проведенный в 2008 году оперативный подсчет запасов нефти по залесному месторождению.

В результате переоценки запасов нефти общая площадь, объем нефтенасыщенных пород, и запасы нефти остались равными состоящим на Госбалансе. Произошло только передвижение запасов нефти по категориям.

В результате переоценки запасы промышленных категорий А+В+С₁ уменьшились на 63%.

В целом по месторождению запасы категории В представляются впервые. Величина запасов составляет 100% и составили: балансовые - 63 тыс.т., извлекаемые - 22 тыс.т.

Запасы категории С1 в целом по месторождению уменьшились на 52%, и составили: балансовые - 201 тыс.т. против 416 тыс.т. и извлекаемые - 73 тыс.т. против 150 тыс.т. утвержденных ранее.

Запасы категории С2 увеличились на 142% и в целом по месторождению составили: балансовые - 259 тыс.т. против 107 тыс.т. и извлекаемые - 94 тыс.т. против 39 тыс.т. утвержденных ранее.

Список использованной литературы

Опубликованная литература

1. Войтович Е.Д., Гатиятуллин Н.С. Тектоника Татарстана. - Казань: Изд-во Казанск. Ун-та, 2003. - 132 с.

2. Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Утверждена приказом МПР РФ от 01.11.2005 г. №298

3. Методические рекомендации по применению классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Прказ МПР РФ №298 от 01.11.2005г.

4. Муслимов Р.Х., Ананьев В.В., Смелков В.М., Тухватуллин Р.К.- Казань: Изд-во Казанск. Гос. Ун-та, 2007. - 320 с. Методы прогноза, поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие.

5. Тектоническое и нефтегеологическое районирование территории Татарстана /Под ред. Проф., д.г.-м.н. Р.С. Хисамова. - Казань: Изд-во "Фэн" Академии наук РТ, 2006.- 328 с.