2.2.3 Обоснование подсчетных параметров

Впервые подсчет запасов нефти по Мало-Балыкскому месторождению был выполнен в 1965 году по категории С2 и балансовые запасы в количестве 208,3 млн.т. были утверждены.

В 1988 году был выполнен пересчет запасов нефти по категориям С1 и С2 балансовые запасы были утверждены по пластам АС4-5-6? АС7-8, БС92, БС8°, Ач1 Ач2, Ач3, в количестве соответственно 480156 тыс. г и 476891 тыс.т. На момент пересчета запасов было пробурено 24 поисково - разведочных скважины и 107 эксплуатационных скважин.

Бурение новых скважин и проведение обобщения сейсмического материала с применением новых технологий обработки сейсморазведочных данных позволило уточнить контуры нефтеносности по залежам, что было частично учтено при постановке запасов на государственный баланс РФ.

Пересчёт запасов произведен в соответствии с требованиями «Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» и инструкции «О порядке внесения, содержании и оформлении материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов».

Ниже приводится обоснование принятых подсчетных параметров, категорий запасов и пересчет запасов нефти, газа и содержащихся в них компонентов.

Площадь нефтеносности по подсчетным объектам определялась на основе данных бурения разведочных и эксплуатационных скважин, путем построения структурной карты по кровле проницаемой части пласта в соответствии с принятыми положениями водонефтяных контактов и границами замещения пород-коллекторов. Значения эффективных нефтенасыщенных толщин определялись по результатам комплексной интерпретации промыслово-геофизического материала с привлечением данных лабораторных исследований керна, материалов опробования скважин. Эффективная толщина пласта в каждой скважине определялась как приведенная к вертикали суммарная толщина выделенных пористо-проницаемых прослоев, а нефтенасыщенная - как приведенная к вертикали суммарная толщина выделенных пористо-проницаемых прослоев, расположенных выше поверхности ВНК. Методика определения эффективных толщин и эффективных нефтенасыщенных толщин по комплексу ГИС стандартная с учетом граничных значений литологии и насыщению. Результаты замеров площадей и объемов приведены в таблице.

Пористость продуктивного пласта определялась и по промыслово-геофизическим данным.

Обоснование категорий запасов

Геологическое строение залежи изучено по результатам бурения.

Коллекторские свойства изучены методами ГИС. По данным ГИС выполнено определение пористости и определений начальной нефтенасыщенности.

Физико-химические свойства нефти и газа изучены по данным исследований глубинных и поверхностных проб.

ВПК обоснован по данным ГИС и сейсмики. Запасы подсчитаны по категории С1 в пределах всей площади.

Таблица 2.8

Геолого-физическая характеристика пласта ач (в пределах границ запасов категории с2 с1)

Параметры	Значения
Средняя глубина залегания, м	2214
Тип залежи	Структурно-литологической.
Тип коллектора	терриген. поровый
Площадь нефтеносности, тыс.м2	39600
Средняя общая толщина, м	18,5
Средняя эффективная толщина, м	14,3
Пористость, %	0,18
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ / ВИЗ, доли ед.	0,62 - 0,58
Проницаемость, 10-3 мкм2	21,2
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,25

Продолжение табл. 2.8

Коэффициент расчлененности, доли ед.	5,1
Начальная пластовая температура, °С	86,4
Начальное пластовое давление, МПа	27,8
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с	1.13
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,769
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,830
Абсолютная отметка ВНК, м	-2774 - 2749
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,216
Содержание серы в нефти, %	1,08
Содержание парафина в нефти, %	2,54
Давление насыщения нефти газом, МПа	9,75
Газосодержание, м3/т	73,2