Подсчет запасов газа Коробочкинского ГКМ, страница 20

В 1984 году по материалам "Полтаванефтегазгеологии" были утверждены запасы в ГКЗ СССР по категории С1 - 3996 млн. м³ и по категории С2 - 194 млн. м³.

Разработка Коробочкинского месторождения осуществляется с декабря 1990 года на основе проекта разработки, составленного на утвержденные запасы [ 2 ]. Этим проектом в качестве основного эксплуатационного объекта выделена залежь верхневизейских горизонтов. Предусматривалась эксплуатация месторождения 13-ю скважинами, из которых семь скважин предполагалось пробурить на Коробочкинском своде, одну - на Ртищевском.

По результатам бурения и опробования этих скважин была уточнена геологическая модель месторождения, выявлен ряд дополнительных сбросов. Скважина 51, расположенная в северной присводовой части структуры, пересекла нарушение и вошла в опущенный блок скважины 9. Скважина 53 подсекла это же нарушение, в результате чего из разреза выпала верхняя часть продуктивных визейских горизонтов (В-14-18).

Основные запасы залежи визейских горизонтов (В-14-24) сосредоточены в Коробочкинском блоке, который разрабатывается скважинами 50, 51, 53, 54, 55, 56. Скважина 3 в связи с обводнением переведена в разряд специальных и используется для технического водоснабжения при проведении ремонтных работ на скважинах.

Залежь горизонтов В-14-19 Ртищевского блока разрабатывается скважиной 6.

Разработка залежи горизонта В-14-16 Лебяженского блока, вскрытой скважиной 1, осуществляется независимо от скважины 100, вскрывшей залежь горизонта В- 17- 18.

Данными разработки Коробочкинского месторождения не подтверждается величина начальных запасов газа, что связано с уменьшением площади газоносности, принятой при подсчете запасов.

Новые данные о тектоническом строении и газоносности разреза месторождения потребовали внесения корректив по запасам газа.

10. Подсчет запасов газа

Начальные запасы газа утвержденные ГКЗ в 1985 году и были использованы при составлении проекта для включения в разработку Коробочкинского месторождения [6]. Запасы подсчитаны объемным методом исходя из представления о массивно- пластовом характере визейских залежей с единым ГВК.

В процессе разбуривания эксплуатационными скважинами и разработки месторождения выяснилось, что залежи визейского яруса имеют пластовый характер и индивидуальные ГВК ( горизонты В-14-16, В-17-18, В-19, В- 22-24). Такие же условия отмечены на ряде месторождений северного борта ДДВ, открытых позже (Борисовское, Граковское, Шевченковское и др.). Выполненный в настоящей работе подсчет начальных запасов газа Коробочкинского месторождения произведен для всех продуктивных горизонтов, базируется на материалах уточненных сейсмических исследований [4] с использованием данных эксплуатационного бурения и разработки залежей.

К подсчету объемным методом представлены горизонты: В-14-16, В-17-18, В-19, В-22- 24.

Горизонт В- 14- 16 газоносный в пределах всех сводов Коробочкинского месторождения, однако, в связи с невыдержанностью карбонатных коллекторов, выявленные залежи наряду с тектоническими экранами имеют литологические ограничения.

На Ртищевском своде продуктивной является скважина 6, при испытании аналога этого объекта в скважине 1, промышленного притока газа не получено. Запасы газа подсчитаны на площади 0,4 км², ограниченной половинным расстоянием от скважины 6 до скважины 1 и сбросом. С учетом выклинивания коллектора, средняя толщина пласта на этой площади составляет 1,5 м. В скважинах 5, 13, расположенных восточнее Ртищевского свода, верхняя часть горизонта В-14- 16 выпадает по сбросу, а остальная уплотнена.

На Коробочкинском своде газоносными по ГИС в этом горизонте являются скважины 3, 4, 54, 55, 56; скважины 2, 50 непродуктивные, что подтверждается испытанием (1. 1). Промышленная газоносность карбонатных коллекторов установлена испытанием скважин 3, 4, 54, 56.