Реферат: Характеристика месторождения

Таб. 2.4.1. Начальные геологические запасы нефти и газа Верхне-Колик-Еганского месторождения. (Данные Государственного баланса по состоянию на 01.01.2005 г.)

	пласт	нефти, тыс. т				свободного газа, млн. м3
		С1	С2	С1+С2	С1	С2	С1+С2
	ипатовская свита				43 196	4 822	48 018
	ПК-1				299	233	532
	ПК-6	1 777	825	2 602
	ПК-11	2 096	7 158	9 254	457		457
	ПК-12		2 577	2 577	72		72
	ПК-13–0	1 085	284	1 369
	ПК-13	1 187	1 201	2 388	268		268
	ПК-14		1 720	1 720	691	682	1 373
	ПК-16	5 521	3 030	8 551	320	219	539
	ПК-17				1 401	1 064	2 465
	ПК-18	21 307	10 369	31 676	910	1 546	2 456
	ПК-19	118 903		118 903	2 191	3 675	5 866
	ПК-20–1	5 074	3 018	8 092	123	1 224	1 347
	ПК-20–2				144		144
	ПК-21	2 871	3 777	6 648	2 042		2 042
	ПК-22	1 865	2 709	4 574	911		911
	Итого по «ПК»:	161 686	36 668	198 354	9 829	8 643	18 472
	АВ-1–1	6 574		6 574
	АВ-1–2	1 735	1 673	3 408	315		315
	АВ-2–1	291	948	1 239	650	203	853
	АВ-2–2	654	198	852
	АВ-3–1	1 968	2 187	4 155	1 363		1 363
	АВ-3–3		1 473	1 473	155		155
	АВ-4–2	860	937	1 797
	АВ-4–3	1 385	1 065	2 450
	АВ-6	2 987	911	3 898
	Итого по «АВ»:	16 454	9 392	25 846	2 483	203	2 686
	БВ-1				3 227		3 227
	БВ-2				1 086	1 016	2 102
	БВ-3				1 024	390	1 414
	БВ-6–1				1 033	429	1 462
	БВ-6–2				526	369	895
	БВ-9	412	1 466	1 878	4 661		4 661
	БВ-10	25 666	8 165	33 831	6 089	427	6 516
	БВ-10–2	974	601	1 575
	БВ-11–1	15 498	4 949	20 447
	БВ-11–2	32 300	15 479	47 779	22 163	242	22 405
	БВ-13–1	3 906	1 923	5 829	230		230
	БВ-13–2	4 013	7 426	11 439	424	92	516
	БВ-13–3	1 075	805	1 880
	БВ-14	397	965	1 362	258		258
	БВ-15	3 439	932	4 371
	Итого по «БВ»:	87 680	42 711	130 391	40 721	2 965	43 686
	АЧИМ-1	3 098	87	3 185
	АЧИМ-2	7 465		7 465
	АЧИМ-3	36 939	2 896	39 835
	АЧИМ-4	7 766	2 506	10 272
	Итого по «АЧИМ»:	55 268	5 489	60 757
	ЮВ-1–1	18 487	4 622	23 109
	ЮВ-1/2–3	106 531	1 123	107 654
	Итого по ЮВ-1:	125 018	5 745	130 763
	ЮВ-2	3 193	357	3 550
	ЮВ-3	5 499		5 499
	ЮВ-4	2 283		2 283
	ЮВ-5	1 152		1 152
	ЮВ-8–1	12 405	3 256	15 661
	ЮВ-8–2		1 365	1 365
	ЮВ-9–1	864	599	1 463
	ЮВ-9–2	1 202	956	2 158
	ЮВ-10	20 763	1 956	22 719
	Итого по ЮВ – (2–10):	47 361	8 489	55 850
	ВСЕГО:	493 467	108 494	601 961	104 329	11 065	115 394

1   ...   9   10   11   12   13   14   15   16   ...   30

Общая оценка геологических запасов нефти по 46 продуктивным пластам составляла 601 961 тыс. т, в том числе 493 467 тыс. т или 82.0% по кат. С₁. Среди группы пластов первое место занимали пласты ПК – 198 354 тыс. т или 33.0% от запасов нефти месторождения. Далее в равных объемах (21.7%) были представлены пласты группы БВ – 130 391 тыс. т и горизонта ЮВ-1 – 130 763 тыс. т. Продуктивные объекты ачимовской толщи (Ачим1–4) занимали четвертое место с запасами в 60 757 тыс. т (10.1.%). Чуть меньшее количество нефти содержали пласты нижней и средней юры (ЮВ₂ – ЮВ₁₀) – 55 850 тыс. т (9.2%). Объем запасов нефти в пластах группы АВ носил явно подчиненный характер – 25 846 тыс. т или 4.3.%.Среди отдельных продуктивных пластов по объему начальных геологических запасов нефти особо выделялись ПК₁₉ – 118 903 тыс. т (19.8% от ресурсов нефти месторождения), ЮВ₁^2-3 – 107 654 тыс. т (17.9%), БВ₁₁² – 47 779 тыс. т (7.9%), Ачим3 – 39835 тыс. т (6.6.%). К числу объектов с запасами более 10 млн. т относились пласты ПК₁₈, БВ₁₀, БВ₁₁¹, БВ₁₃², Ачим4, ЮВ₁¹, ЮВ₈¹ и ЮВ₁₀.Следует отметить, что состояние ресурсной базы Верхне-Колик-Еганского месторождения, которое отражено в Госбалансе на 01.01.2005 г., соответствует уровню его изученности 1993–94 гг. и основывалось на материалах сейсморазведки 2Д и данных поисково-разведочных скважин.Запасы свободного газа по данным Госбаланса на 01.01.2005 г. числились по 29 продуктивным пластам, в число которых вошли ипатовская свита, группы ПК, АВ и БВ.Общая оценка запасов газа по этим данным (табл. 2.4.1) составляет 115 394 млн. м³, в том числе 104 329 млн. м³ по кат. С₁ (90.4%). Самым крупным газовым объектом является ипатовская свита – 48 018 млн. м³ газа или 41.6% от ресурсов газа месторождения.Группа пластов БВ с суммарными запасами газа в 43 366 млн. м³ (37.6%) занимает второе место. Продуктивный пласт БВ₁₁² с запасами 20 467 млн. м³ является вторым после ипатовской свиты.В пластах группы ПК запасы свободного газа составляют по данным Госбаланса 21 324 млн. м³ (18.5%). В указанной группе пласт ПК₁₉ характеризуется объемом газа в 8 713 млн. м³ (7.6% от ресурсов месторождения).Пласты группы АВ занимают незначительную (2.3%) долю в общих запасах свободного газа месторождения.

Извлекаемые запасы нефти Верхне-Колик-Еганского месторождения по данным Госбаланса на 01.01.2005 г. приведены в таблице 2.4.2.Таб.2.4.2. Начальные геологические и извлекаемые запасы нефти Верхне-Колик-Еганского месторождения

пласт	геологические, тыс. т						КИН			извлекаемые, тыс. т
	С1	С2	С1+С2	С1		С2		С1+С2	С1		С2	С1+С2
ПК-6	1 777	825	2 602	0,200		0,200		0,200	356		165	521
ПК-11	2 096	7 158	9 254	0,200		0,268		0,252	419		1 917	2 336
ПК-12	-	2 577	2 577	-		0,290		0,290	-		747	747
ПК-13–0	1 085	284	1 369	0,200		0,200		0,200	217		57	274
ПК-13	1 187	1 201	2 388	0,200		0,200		0,200	237		240	477
ПК-14	-	1 720	1 720			0,200		0,200	-		344	344
ПК-16	5 521	3 030	8 551	0,290		0,026		0,196	1 601		79	1 680
ПК-18	21 307	10 369	31 676	0,350		0,200		0,301	7 457		2 074	9 531
ПК-19	21 181	43 480	64 661	0,200		0,200		0,200	4 236		8 696	12 932
ПК-20–1	5 154	12 040	17 194	0,200		0,200		0,200	1 031		2 408	3 439
ПК-21	2 871	3 777	6 648	0,200		0,200		0,200	575		755	1 330
ПК-22	1 865	2 709	4 574	0,199		0,200		0,200	372		542	914
Итого по «ПК»	64 044	89 170	153 214	0,258		0,202		0,225	16 501		18 024	34 525
АВ-1–1	6 574	-	6 574	0,350				0,350	2 301		-	2 301
АВ-1–2	1 735	1 673	3 408	0,200		0,200		0,200	347		335	682
АВ-2–1	291	948	1 239	0,200		0,200		0,200	58		190	248
АВ-2–2	654	198	852	0,200		0,202		0,201	131		40	171
АВ-3–1	1 968	2 187	4 155	0,200		0,200		0,200	394		437	831
АВ-3–3	-	1 473	1 473			0,200		0,200	-		295	295
АВ-4–2	860	937	1 797	0,200		0,200		0,200	172		187	359
АВ-4–3	1 385	1 065	2 450	0,200		0,200		0,200	277		213	490
АВ-6	2 987	911	3 898	0,200		0,200		0,200	597		182	779
Итого по «АВ»	16 454	9 392	25 846	0,260		0,200		0,238	4 277		1 879	6 156
БВ-9	412	1 466	1 878	0,200		0,200		0,200	82		293	375
БВ-10	8 881	29 088	37 969	0,203		0,261		0,247	1 803		7 592	9 395
БВ-10–2	974	601	1 575	0,300		0,300		0,300	292		180	472
БВ-11–1	17 889	10 800	28 689	0,200		0,200		0,200	3 578		2 160	5 738
БВ-11–2	32 300	15 479	47 779	0,200		0,200		0,200	6 460		3 096	9 556
БВ-13–1	3 906	1 923	5 829	0,264		0,250		0,259	1 031		481	1 512
БВ-13–2	4 013	7 426	11 439	0,250		0,250		0,250	1 003		1 856	2 859
БВ-13–3	1 075	805	1 880	0,199		0,199		0,199	214		160	374
АчБВ-14	1 664	2 114	3 778	0,250		0,192		0,218	416		406	822
БВ-15	662	2 865	3 527	1		0		0	165		550	715
Итого по «БВ»	71 776	72 567	144 343	0,210		0,231		0,220	15 044		16 774	31 818
АЧИМ-1	3 098	87	3 185	0,250		0,253		0,250	775		22	797
АЧИМ-2	7 465	-	7 465	0,274				0,274	2 043		-	2 043
АЧИМ-3	36 939	2 896	39 835	0,267		0,200		0,263	9 879		579	10 458
АЧИМ-4	7 766	2 506	10 272	0,220		0,220		0,220	1 708		551	2 259
Итого по «АЧИМ»:	55 268	5 489	60 757	0,261		0,210		0,256	14 405		1 152	15 557
ЮВ-1–1	7 391	3 562	10 953	0,391		0,300		0,361	2 890		1 069	3 959
ЮВ-1/2–3	84 266	8 072	92 338	0,400		0,300		0,391	33 683		2 422	36 105
Итого по ЮВ-1	91 657	11 634	103 291	0,399		0,300		0,388	36 573		3 491	40 064
ЮВ-2	3 193	357	3 550	0,200		0,200		0,269	884		71	955
ЮВ-3	2 840	-	2 840	0,250				0,250	710		-	710
ЮВ-4	2 283	-	2 283	0,370				0,370	844		-	844
ЮВ-5	1 152	-	1 152	0,300				0,300	346		-	346
ЮВ-8–1	4 289	2 972	7 261	0,200		0,200		0,200	858		594	1 452
ЮВ-8–2	1 461	1 129	2 590	0,200		0,200		0,200	292		226	518
ЮВ-9–1	141	1 122	1 263	0,200		0,200		0,200	28		224	252
ЮВ-9–2	3 980	7 082	11 062	0,200		0,200		0,200	796		1 416	2 212
ЮВ-10	8 557	671	9 228	0,316		0,100		0,300	2 704		67	2 771
Итого по ЮВ – (2–10):	27 896	13 333	41 229	0,268		0,195		0,244	7 462		2 599	10 061
ВСЕГО:	327 095	201 585	528 680	0,288		0,218		0,261	94 262		43 919	138 181

1   ...   10   11   12   13   14   15   16   17   ...   30

Общая оценка извлекаемых ресурсов нефти составила 169 940 тыс. т, в том числе 145 257 тыс. т или 86.0% по категории С₁. Средний коэффициент извлечения нефти (КИН) в соответствии с приведенными данными составляет 0.281, в том числе 0.294 для запасов нефти кат. С₁ и 0.218 – для кат. С₂.Наиболее высоким значением КИН характеризуется горизонт ЮВ-1 – 0.378. По остальным группам пластов средний коэффициент извлечения находится в интервале 0.238 – 0.297.В 2003 г. в ГКЗ МПР РФ ОАО «Варьеганнефтегаз» впервые представило отчет по подсчету запасов УВ ВКЕ месторождения по состоянию на 01.01.1999 г. Работа была выполнена ООО «ВНИГНИ -2» (г. Москва) и ООО «ГАЗГЕРС» (г. Тверь) по материалам 65 поисково-разведочных и 217 эксплуатационных скважин (отв. Петерсилье В.И.).На момент представления отчета в ГКЗ на месторождении были дополнительно пробурены 59 эксплуатационных скважин, вследствие чего возникла необходимость корректировки геологических моделей продуктивных пластов и уточнения запасов УВ по ним.Указанная работа, которая учла данные эксплуатационных скважин, пробуренных на месторождении с 01.01.1999 г. по 01.01.2004 г., была выполнена ООО «Гео Дэйта Консалтинг» (г. Москва) и в виде Дополнительных материалов к ранее представленному подсчету запасов (авторы Петровец А.М., Зюзюкина И.Г. и др.) была передана на экспертизу ГКЗ.К концу 2005 г. организационно сложная комплексная экспертиза представленных геологических и извлекаемых запасов углеводородов в ГКЗ была завершена. Параллельно в ЦКР было рассмотрено ТЭО КИН месторождения, в подготовке которого участвовали специалисты ВНИГНИ-2 (отв. исполнитель Юферов Ю.К.) и ООО «Гео Дэйта Консалтинг» (научный руководитель Баишев Б.Т.)Центральная комиссия по разработке месторождений горючих полезных ископаемых протоколом №3172 от 15.04.2004 г. приняла «Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти по Верхнеколик-Еганскому месторождению» и рекомендовала ГКЗ МПР РФ к утверждению КИН по кат. В+С₁ – 0.294, кат. С₂ – 0.210, в том числе по пластам и категориям с учетом внесенных ею изменений.В январе 2006 г. протоколом №1152 от 27.01.2006 г. ГКЗ Роснедра воздержалось от утверждения запасов нефти и газа Верхнеколик-Еганского месторождения, сославшись на необходимость доразведки месторождения и учета материалов проведенных на его территории сейсморазведочных работ 3Д.

Следует отметить, что в результате произведенного подсчета запасов, использовавшего 65 поисково-разведочных скважин и 276 эксплуатационных скважин было выделено 62 подсчетных объекта вместо 55 числившихся на Госбалансе. Произведена детальная корреляция продуктивного разреза, которая существенно изменила ранее применявшуюся систему выделения и индексации продуктивных пластов. Данные эксплуатационного бурения существенно усложнили геологические модели продуктивных резервуаров, заметно сократили и перераспределили ресурсы углеводородов в отдельных интервалах разреза (группах пластов).Итогом проведенного подсчета явилось уменьшение начальных геологических запасов нефти месторождения по сравнению с числящимися на Госбалансе с 601 961 тыс. т до 381 135 тыс. т, то есть на 220 826 тыс. т или 36.7%. При этом запасы кат. В+С₁ сократились с 493 467 тыс. т до 195 475 тыс. т или на 297 992 тыс. т, что соответствует 60.4%. В отношении запасов кат. С₁ наибольшему списанию подверглись пласты группы ПК – 34 448 тыс. т вместо 161 686 тыс. т (-127 238 тыс. т или -78.7%). По пластам группы БВ было списано 48 949 тыс. т (62.2.%), ачимовской толще – 39 154 тыс. т (61%), по пластам группы ЮВ – 73 259 тыс. т (42.5%), в том числе по пласту ЮВ₁^2-3 – 32 100 тыс. т (30.1%).Извлекаемые запасы нефти по сравнению с данными Госбаланса уменьшились по месторождению с 168 940 тыс. т до 95 594 тыс. т, что соответствует 73 346 тыс. т или 43.4%. Для категории В+С₁ указанное сокращение составило 88 640 тыс. т (61.0%), то есть с 145 257 тыс. т на 56 617 тыс. т. Средний КИН по месторождению снизился с 0.281 (Госбаланс) до 0.251 или на 10.6% относительных. Для категории В+С₁ изменение было несущественным: 0.290 вместо 0.294 (Госбаланс), т.е. всего на 1.6%. По кат. С₂ КИН снизился с 0.218 на 0.210 или на 3.8%. Таким образом сокращение извлекаемых запасов нефти, представленных в работе, прошедшей экспертизу ГКЗ и ЦКР, по сравнению с числящимися на Госбалансе, произошло в основном за счет уменьшения геологических запасов.Весной 2006 г. ОАО «Варьеганнефтегаз» представил в Центральную балансовую комиссию Роснедра материалы переоценки запасов УВ по пластам ЮВ₃ и ЮВ₂, горизонту ЮВ-1 и отложения ачимовской толщи (Ачим1–4) ВКЕ месторождения с целью постановки их на Госбаланс по результатам переоценки произведенной в 2005 г.Протоколом №18/511-пр от 03.08.2006 г. Совещания при начальнике Управления геологии нефти и газа, подземных вод и сооружений Федерального агентства по недропользованию уточненные модели продуктивных пластов ЮВ