Читайте также:
|
Первый подсчет запасов был выполнен ЗапСибНИГНИ в 1992 году. В 1993 г. запасы месторождения были утверждены ГКЗ РФ.
В 2006 г. ОАО «СибНАЦ» был выполнен пересчет геологических и извлекаемых запасов газа, конденсата и нефти во всех залежах месторождения.
Результаты интерпретации материалов ГИС в 2006 г. позволили более надежно обосновать подсчетные параметры и положение ГНК, ГВК. Произошло увеличение площади, практически по всем залежам по категории С1 и уменьшения по категории С2, это связано с перераспределением запасов по категориям за счет новой геологической информации. Уменьшились средние газонасыщенные толщины по категории С2 по пластам БУ91, БУ83, БУ3, БУ1-2, АУ7, ПК18 (на 36,74 %, 18,91 %, 39,36 %, 31,43 % и 7,97 %), что повлекло уменьшение объемов газонасыщенных пород.
На государственном балансе были учтены запасы по 15 пластам Юрхаровского месторождения (БУ92, БУ91, БУ83, БУ82, БУ81, БУ80, БУ62, БУ51, БУ50, БУ3, БУ1-2, АУ7, ПК19, ПК18, ПК1), утвержденные в 2007 г. (протокол ГКЗ Роснедра № 1346 от 28.02.2007).
После утверждения в 2007 году запасы по пласту БУ1-2 оперативно не пересматривались.
В 2008 г. в ОАО «СибНАЦ» проведен подсчет запасов свободного газа и конденсата по новым залежам пластов БУ10, БУ94, БУ93, БУ7, БУ61, БУ52, БУ4, по пласту БУ1-2 запасы категории С2 переведены в С1.
Принятые подсчетные параметры и результаты подсчета запасов газа и конденсата сведены в приложении Г.1. Основные параметры и результаты подсчета запасов нефти по нефтяным оторочкам сведены в приложении Г.2.
Суммарные запасы газа (за вычетом конденсата) по месторождению составили 740117 млн. м3. Основной объем запасов газа приурочен к залежи пласта БУ1-2 (30,3 %). Все запасы оценены по категориям В+С1 и С2. Соотношение запасов В+С1 и С2 составляет 71,6 % и 28,4 %. Большие запасы газа сосредоточены в сеноманской залежи (16 % от запасов месторождения в целом), которые составляют 118663 млн. м3 и относятся к категории С1. Степень изученности (соотношение запасов С1≤С2) и состояние запасов газоконденсатных залежей пластов БУ94, БУ93, БУ92, БУ91, БУ82, БУ80, БУ62, БУ50, БУ51, БУ3, ПК19, ПК18 требуют их доразведки, это связано с тем, что большая часть залежей расположена в акваториальной части и поэтому не изучена бурением.
Структура запасов газа и конденсата представлена в таблице 2.27.
Из таблицы видно, что запасы газа категории В+С1 в целом по месторождению составляют 71,6 %, категории С2 - 28,4 %, т.е. по соотношению запасов категорий С1 и С2 месторождение подготовлено к промышленной разработке.
Суммарные балансовые запасы конденсата составили 61258 тыс. т, в том числе по категории В+С1 – 39841 тыс. т. Суммарная оценка запасов нефти по трем нефтяным оторочкам в трех пластах (БУ83, БУ82, БУ81), подсчитанных по категориям С1+С2, составила 62061 тыс. т.
Таблица 2.27 – Структура запасов газа и конденсата Юрхаровского месторождения
| Пласты | Запасы газа, за вычетом С5+в, млн. м3 | Запасы конденсата, тыс. т | Соотношение категорий запасов газа, % | Доля запасов газа в объеме месторождения | Соотношение категорий запасов конденсата, % | Доля запасов конденсата в объеме месторождения | ||||||
| В+С1 | С2 | В+С1+С2 | В+С1 | С2 | В+С1+С2 | В+С1 | С2 | В+С1 | С2 | |||
| БУ10 | 31,2 | 68,8 | 0,6 | 31,3 | 68,7 | 0,8 | ||||||
| БУ94 | - | - | 0,0 | 100,0 | 0,8 | 0,0 | 100,0 | 1,1 | ||||
| БУ93 | - | - | 0,0 | 100,0 | 0,2 | 0,0 | 100,0 | 0,3 | ||||
| БУ92 | 24,0 | 76,0 | 1,0 | 24,1 | 75,9 | 1,8 | ||||||
| БУ91 | 41,8 | 58,2 | 2,9 | 41,8 | 58,2 | 4,9 | ||||||
| БУ83 | 74,9 | 25,1 | 3,1 | 74,9 | 25,1 | 5,3 | ||||||
| БУ82 | 50,1 | 49,9 | 2,4 | 50,0 | 50,0 | 3,6 | ||||||
| БУ81 | 56,3 | 43,7 | 13,7 | 56,3 | 43,7 | 20,4 | ||||||
| БУ80 | 33,6 | 66,4 | 9,3 | 33,6 | 66,4 | 10,3 | ||||||
| БУ7 | 47,5 | 52,5 | 1,2 | 47,5 | 52,5 | 1,7 | ||||||
| БУ62 | 33,6 | 66,4 | 1,4 | 33,6 | 66,4 | 1,9 | ||||||
| БУ61 | 44,3 | 55,7 | 0,5 | 44,2 | 55,8 | 0,6 | ||||||
| БУ52 | 42,7 | 57,3 | 0,9 | 42,7 | 57,3 | 0,8 | ||||||
| БУ51 | 23,3 | 76,7 | 3,3 | 23,3 | 76,7 | 3,2 | ||||||
| БУ50 | 38,0 | 62,0 | 1,4 | 38,2 | 61,8 | 1,4 | ||||||
| БУ4 | 46,0 | 54,0 | 1,6 | 46,0 | 54,0 | 1,6 | ||||||
| БУ3 | 39,5 | 60,5 | 1,0 | 39,6 | 60,4 | 1,0 | ||||||
| БУ1-2 | - | - | 100,0 | 0,0 | 30,3 | 100,0 | 0,0 | 33,0 | ||||
| АУ7 | 74,3 | 25,7 | 5,8 | 74,3 | 25,7 | 5,0 | ||||||
| ПК19 | - | - | 0,0 | 100,0 | 0,2 | 0,0 | 100,0 | 0,1 | ||||
| ПК18 | 36,8 | 63,2 | 2,2 | 36,7 | 63,3 | 1,1 | ||||||
| ПК1 | - | - | - | - | 100,0 | 0,0 | 16,0 | - | - | - | ||
| Всего: | 71,6 | 28,4 | 100,0 | 65,0 | 35,0 | 100,0 |
Дата добавления: 2015-07-25; просмотров: 93 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Характеристика гидрологических исследований | | | Выделение эксплуатационных объектов |