ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ЦЕННОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Введение

Ценное месторождение расположено на территории Шарканского Района Удмуртской Республики, в 60 км северо-восточнее г. Ижевска.

В тектоническом отношении – месторождение приурочено к Верхнекамской впадине, к области Киенгопского позднедевонского шельфа. Залежи контролируются центральной тектоно-седиментационной структурой.

Ценное месторождение открыто в 1973 г., первооткрывательницей является. Промышленно-Нефтеносными являются отложения верейского горизонта московского яруса (пласты В-Ii, B-Iiia), башкирского яруса (пласты A4-1, A4-2) среднего карбона, тульского горизонта (пласты Tl-Iia, Tl-Iib), бобриковского горизонта (пласт Bb-I+Ii) и турнейского яруса (пласты Tr-I', Tr-I, Tr-Ii', Tr-Ii) нижнего карбона.

Геологическое иследование

Геологическими исследованиями на площади месторождения установлены два структурных комплекса: комплекс фундамента и комплекс осадочного чехла. Согласно элементам строения фундамента площадь расположена в Кезско-Игринской впадине Калтасинского авлакогена, где фундамент погребен под мощной толщей рифейско-вендских отложений. Глубоким бурением фундамент не вскрыт. Глубина залегания фундамента по данным гравиметрии и сейсморазведочных работ составляет 5-6 км. Поверхность фундамента нарушена разломами и испытывает региональное погружение в восточном и юго-восточном направлении.

Комплекс осадочного чехла делится на рифейский, вендский и палеозойский структурные этажи, имеющие свои структурно-тектонические особенности.

Толщина рифея оценивается в данном регионе в 3-4 км, наибольшая вскрытая толщина зафиксирована по скв. 1 Киенгопской площади, расположенной в непосредственной близости к юго-западу от Ценного месторождения и составляет 795 м. Рифейские отложения вскрыты в разрезе скв. 400Р и представлены терригенно-карбонатными отложениями (доломитами с прослоями аргиллитов) калтасинской свиты. Вскрытая толщина отложений составляет 59 м. Рифейские отложения регионально погружаются в восточном и юго-восточном направлении и разбиты разрывными нарушениями на блоки.

Глубокое поисково-разведочное, эксплуатационное бурение

Ценное месторождение открыто в 1973 г., при испытании которой в эксплуатационной колонне получены промышленные притоки нефти из отложений среднего и нижнего карбона.

Всего пробурено 16 поисково-разведочных и глубоких структурных скважин: из них четыре поисковых, десять разведочных и две глубокие структурные.

В 2008 г. пробурена оценочная до фаменских отложений, забоем 1779 м.

Общий метраж пробуренных поисково-разведочных скважин 27735 м, в том числе объем глубокого структурного бурения составил 2700 м, поисково-разведочного –25035 м. Из общего числа пробуренных скважин 11 ликвидированы: 8 из них – по геологическим причинам, как выполнившие свое назначение и три – по техническим причинам .

По Ценному месторождению коэффициент успешности заложения глубоких, поисково-разведочных скважин, представляющий собой отношение количества скважин с признаками нефти к общему числу законченных строительством, составил:

– по месторождению – 0,77, в том числе:

– на поисковом этапе – 0,75;

– на разведочном этапе – 0,63.

Эксплуатационное бурение на месторождении начато в 2000 г. на основании «Проекта пробной эксплуатации месторождения».

В период с 2000 г. по 2018 г. на месторождении пробурены 40 эксплуатационных скважин, три боковых ствола и три скважины углублены до нижнего карбона, из них: две скважины со вскрытием фаменских отложений, 13 скважин со вскрытием турнейских отложений, восемь скважин со вскрытием визейских отложений, одна скважина со вскрытием серпуховских отложений и 16 скважин со вскрытием башкирских отложений.

После оперативного подсчета запасов (2019 г.) на месторождении пробурены три боковых ствола со вскрытием турнейских отложений и в двух скв. углублен забой до турнейского и визейского яруса соответственно. Пробуренный метраж трех боковых стволов и двух углубленных скважин равен 2422 м.

Общий метраж пробуренных эксплуатационных скважин 52490 м, в том числе 4278м проходка при бурении боковых стволов и углублении забоев.

Во всех поисково-разведочных, глубоких структурных, оценочной и эксплуатационных скважинах проведен комплекс геофизических исследований. Отбор керна проводился во всех поисково-разведочных, глубоких структурных, оценочной и в одной эксплуатационной скважинах. Опробование с помощью КИИ-2-146 в процессе бурения проводилось в 13 скважинах. Испытание в эксплуатационной колонне в 16 скважинах.

Сведения об объеме работ с отбором керна, проходки с отбором керна, выноса и освещенности керном в нефтенасыщенной части отображены в таблице 1.

Таблица 1

Сведения об объеме работ с отбором керна в поисково-разведочных,глубоких структурных, оценочной и эксплуатационной скважинах

Отложения	Общая проходка,	Проходка с отбором керна		Вынос керна		Освещенность керном в нефтенасыщенной части
	м	м	%	м	%	%
Всего в том числе:	27422	1739,9	6	918,5	53	37
Верейский гор.	814,4	122,9	15	77,5	63	45
Башкирский ярус	954,9	195,3	20	100,65	52	19
Тульский гор.	332,3	110,8	33	56,39	51	64
Турнейский ярус	318,9	218,3	68	89,16	41	37

На дату последнего подсчета запасов пробуренный фонд составляет 57 скважин и шесть боковых ствола, из них: 14 поисково-разведочных (четыре из которых не числятся на балансе месторождения), две глубокие структурные, одна оценочная, 40 эксплуатационных.

Свойства нефти в пластовых условиях

Нефть пластов Т1-IIа, Т1-IIb тульского горизонта визейского яруса охарактеризована пятью пробами, и имеет следующие свойства: плотность нефти в пластовых условиях в среднем составляет 0,9022 г/см³, динамическая вязкость – 16,9 мПа⋅с, давление насыщения – 7,8 МПа, плотность нефти в стандартных условиях – 0,9105 г/см³, объемный коэффициент – 1,022, газосодержание – 8,47 м³/т.

Согласно принятым классификациям нефть пластов Т1-IIа, Т1-IIb визейского яруса повышенной вязкости (16,9 мПа⋅с), битуминозная (0,911 г/см³).

По залежи пласта Bb-I+II бобриковского горизонта визейского яруса собственные исследования проб нефти не проводились; характеристика нефти приводится по аналогии с тульскими продуктивными пластами Т1-IIа, Т1-IIb.

Нефть пласта Тr-I' турнейского яруса охарактеризована тремя пробами, и имеет следующие свойства: плотность нефти в пластовых условиях в среднем составляет 0,9047 г/см³, динамическая вязкость – 36,3 мПа⋅с, давление насыщения – 5,2 МПа, плотность нефти в стандартных условиях – 0,9192 г/см³, объемный коэффициент – 1,011, газосодержание – 6,29 м³/т.

Согласно принятым классификациям нефть пласта Тr-I' турнейского яруса высоковязкая (36,3 мПа⋅с), битуминозная (0,919 г/см³).

Нефть пласта Тr-II турнейского яруса охарактеризована тремя пробами, и имеет следующие свойства: плотность нефти в пластовых условиях в среднем составляет 0,8866 г/см³, динамическая вязкость – 13,9 мПа⋅с, давление насыщения – 2,7 МПа, плотность нефти в стандартных условиях – 0,8963 г/см³, объемный коэффициент – 1,017, газосодержание – 6,32 м³/т.

Согласно принятым классификациям нефть пласта Тr-II турнейского яруса повышенной вязкости (13,9 мПа⋅с), битуминозная (0,896 г/см³).

Подсчетные параметры

При подсчете запасов плотность нефти по пластам Т1-IIа, Т1-II, Тr-I', Тr-II принята по глубинным пробам при однократном разгазировании.

Подсчетные параметры нефти, принятые для расчетов запасов нефти, растворенного газа по продуктивным пластам и сопоставление с ранее принятыми параметрами приведены в таблице 2.

Таблица 2

Основные подсчетные параметры нефти, принятые для расчетов запасов нефти

Поднятие, пласт, возраст	Плотность нефти в стандартных условиях, г/см3	Пересчетный коэффициент	Газосодержание, 2) м3/т
пласты Т1-IIа, Т1-IIb	0,911	0,979	8,5
	0,911	0,979	8,5
пласт Bb-I+II, р-он	0,9111)	0,9791)	8,51)
	0,9111)	0,9791)	8,51)
пласт Тr-I'	0,919	0,989	6,3
	0,919	0,989	6,3
пласт Tr-II	0,896	0,984	6,3
	0,896	0,984	6,3

Примечание: ¹⁾ по аналогии с пластами Т1-IIа, Т1-IIb ²⁾ в связи с высоким содержанием азота в составе растворенного газа, запасы растворенного газа не рекомендуются к подсчету

Подсчет запасов нефти и газа

Настоящий оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа выполнен объемным методом и охватывает следующие залежи:

• залежь нефти пласта Tl-IIa в районе;
• залежь нефти пласта Tl-IIb в районе;
• залежь нефти пласта Bb-I+II бобриковского горизонта;
• залежь нефти пласта Tr-I' турнейского яруса;
• залежь нефти пласта Tr-II турнейского яруса.

В качестве геологической основы при подсчете запасов нефти использованы:

• структурные карты по отражающим горизонтам ОГ II (кровля терригенных отложений тульского горизонта), ОГ IIп (кровля малевско-упинских отложений турнейского яруса);
• подсчетные планы, составленные на основе структурных карт по кровле (подошве) пластов и карты эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин.

Кроме того, использовались:

• результаты испытания и эксплуатации скважин;
• результаты интерпретации материалов ГИС ;
• лабораторные исследования керна, нефти, газа, воды.

Подсчет запасов нефти выполнен объемным методом по формуле:

Qн = F*hэф.н*Кп*Кн*θ*σн,

где Qн – начальные геологические запасы нефти, тыс. т,

F - площадь залежи, тыс. м²,

hэф.н – эффективная нефтенасыщенная толщина, м, Кп – коэффициент открытой пористости, доли ед., Кн – коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.,

θ – пересчетный коэффициент,

σн – плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³.

Извлекаемые запасы нефти определялись путем умножения начальных геологических запасов нефти на коэффициент извлечения нефти из недр.