Далее на юг идет постепенное повышение отметки контакта до -972.5 - 972.6 м (скв. 225, 226) затем до -970.5 -969.5 м (скв. 304 305,308) и на самом юге до -968.8-968.0 м (скв. 313,314,341,400,401).
В соответствии с вышеизложенной закономерностью проведен контур нефтеносности, который практически совпадает с предыдущим утвержденным контуром. Незначительные изменения внесены на участках расположения новых скважин.
Внутренние контуры нефтеносности залежей I, II, III, V проведены согласно структурной основе, по подошве продуктивного пласта.
1.8 Подсчётные параметры, геологические запасы нефти
и растворенного в нефти газа
Запасы нефти и газа Ардатовского месторождения подсчитаны как отдельно по залежам и пластам, так и по продуктивным комплексам в целом. В 2001 году Бирской ГПК АНК "Башнефть" был произведён пересчёт запасов. Подсчётные параметры и запасы нефти и газа по пластам и комплексам приведены в таблице 1.12.
В целом по месторождению все запасы отнесены к промышленным категориям В, С1 и С2, за исключением запасов залежи IX среднефаменского подъяруса. Начальные балансовые запасы нефти промышленной категории В+С1 составляют 19811 тыс.т, запасы категории С2 - 247 тыс.т, извлекаемые категории В+С1 - 6805тыс.т, категории С2 - 61тыс.т.
Как видно из таблицы, самым крупным по величине запасов является пласт Сбоб-рад, запасы по которому составляют 60,8% от запасов месторождения. В среднефаменском подъярусе сконцентрировано около 23,1% начальных геологических запасов, в продуктивном пласте Дзав – 9%, а в терригенной толще
47
нижнего карбона – 5,4%.
Сопоставляя вновь подсчитанные запасы нефти с запасами, числящимися на балансе РФ на 01.01.1996 г. можно отметить следующее: геологические запасы нефти по категории В+С1 в целом по месторождению увеличились на 3384 тыс.т. (таблица 1.13).
В наибольшей степени изменились запасы нефти в среднефаменском подъярусе – на 1387 тыс.т (43,5 %) в основном за счет увеличения эффективного объема пласта. В бобриковском горизонте запасы нефти увеличились на 1274 тыс.т (11,8 %) за счет увеличения нефтенасыщенной толщины (с 2,6 до 3,1 м), которая уточнилась в результате разбуривания залежей и перевода из категории С2. Увеличение запасов нефти в турнейском ярусе на 46 тыс.т (3,8 %) и заволжском надгоризонте на 626 тыс.т (54,2 %) также вызвано новыми данными бурения, претерпели изменения средневзвешенные толщины и некоторые параметры подсчета. По нижнефаменскому подъярусу и тульскому горизонту незначительные изменения произошли в основном в результате геологических построений.
Добыча нефти на 1.01.2002года с начала разработки по бобриковскому горизонту составила 3651,9 тыс т. Остаточные извлекаемые запасы составляют1469,1тыс.т, достигнутый коэффициент извлечения нефти составляет 71,3% . Обводнённость продукции - 83,6 %.
С начала разработки Ардатовского месторождения добыто 4615,8 тыс.т нефти или 67,8% от извлекаемых запасов.
Суммарный отбор от запасов по объектам Ардатовского месторождения приведён в таблице 1.14
таблица 1.14
Текущий коэффициент извлечения нефти по объектам разработки
|
Объект |
% от балансовых запасов |
% от извлекаемых запасов |
|
СVIо |
17,5 |
64,6 |
|
СVI |
30,3 |
71,3 |
48
продолжение таблицы 1.14
|
CТкз |
3,6 |
23,9 |
|
СТ уп-мл |
6,8 |
44,8 |
|
Дзв |
4,3 |
28,5 |
|
Дфмс |
16,9 |
65,2 |
|
Дфмн |
7,3 |
3,6 |
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.