Геолого-физическая характеристика Ардатовского нефтяного месторождения, страница 13

Карбонатная толща верхнедевонских отложений вмещает пласты пористо-кавернозных коллекторов в заволжском надгоризонте, насыщение которых может быть как нефтеносным, так и водоносным в зависимости от гипсометрических отметок пласта. В среднем плотность воды по 25 пробам составляет 1,153 г/см³, минерализация 198 г/л.

В среднем фамене верхняя нефтеносная часть массивных образований коллекторов подстилается обширной зоной пластовой воды, притоки которой получены в 51 скважине. По результатам анализов 43 проб воды из 33 скважин среднее значение плотности составляет 1,166 г/см³, минерализация 211 г/л.

В нижнем фамене из 16 скважин, опробовавших нижнефаменские отложения, притоки получены в 12 скважинах. Воды хлоркальциевого типа, плотность в среднем по 9 пробам из 6 скважин составляет 1,173 г/см³, минерализация 251 г/л.

Состав  вод  фаменской толщи детально изучен по 80 пробам [1]. Концентрация солей очень высокая, достигает 403 г/л (скв.23-Тмк), содержание брома доходит до 790 мг/л. Превышает кондиционное значение содержание лития (скв.79, 80-Тмк) – 11,0-12,0 мг/л, стронция (скв.27, 87-Тмк) – 106-109 мг/л. Содержание йода в некоторых скважинах достигает 102 мг/л.

В терригенном девоне в разрезе кыновского, пашийского и муллинского горизонтов выделяются пласты песчаников, но они характеризуются литологической изменчивостью и не имеют площадного распространения. На химический анализ отобрана вода из пашийского горизонта, плотность её в среднем 1,180 г/см³, минерализация 219 г/л. Вода содержит значительное количество брома, йода.

2.4. Запасы нефти, газа. 

Запасы нефти и газа Ардатовского месторождения подсчитаны как отдельно по залежам и пластам, так и по продуктивным комплексам в целом. Подробное обоснование подсчётных параметров приведено в работе [ 1 ]. Подсчётные параметры и запасы нефти и газа по пластам и объектам приведены в табл. 2.11.

Подсчет запасов нефти и газа Ардатовского  месторождения был произведен в 1986, по материалам 76 поисково-разведочных скважин  и  198 эксплуатационных скважин. Следующий подсчет запасов был произведен в 2002  и утвержден ГКЗ (протокол № 842 –дсп 2003 ).

 Начальные балансовые запасы нефти категории (В+С₁) в целом по месторождению составляют 19801 тыс.т. Основная доля запасов нефти промышленных категорий от запасов нефти по месторождению приурочена к продуктивным отложениям бобриковского горизонта – 61 %  ( 12046 тыс. т).

Запасы терригенной толщи  верхнего девона    пачки Дфмс составляют  23 % ( 4575 тыс.т) от общих запасов по месторождению.

 Остаточные балансовые запасы нефти категории ( В+С1) по месторождению в целом на 1.01.2004 г. составляют 10436 тыс. т, извлекаемые – 1539 тыс. т.

Остаточные извлекаемые запасы газа категории ( В+С1) по месторождению в целом на 1.01.2004 г. составляют 53 млн м³.

Были подсчитаны и утверждены геологические и извлекаемые запасы серы в нефти, этана,пропана, бутанов и гелия в растворенном газе, в следующих количествах по категориям (табл. 7).

                                                                                                                              Таблица 7.

Компоненты	Среднее содержание		Геологические, тыс.т		Извлекаемые, тыс.т
	в % вес.	в % мол.	В	С1	В	С1
Сера	3,0-4,2	-	303	149	43	33
Этан	-	11,5-12,2	24	10	6	2
Пропан	-	12,0-19,3	58	25	12	5
Бутан	-	8,6-10,8	41	18	9	4

                                  ТАБЛИЧНЫЕ ПРИЛОЖЕНИЯ

Табл. 2.1.   Глубины, отметки и толщины продуктивных пластов (пачек) по скважинам

Табл. 2.2. Характеристика толщин продуктивных пластов (пачек)

Табл.2.3. Статистические показатели характеристик неоднородности пластов (пачек)