Геолого-физическая характеристика Тарасовского месторождения, страница 5

Между коэффциентами вытеснения нефти водой  (b) и проницаемостью (К) имеется связь с корреляционным отношением 0,86.

При расчете методом наименьших квадратов эта зависимость имеет вид:

b = - 0,0237( lg К )² + 0,1707 lg К + 0,3984

Из-за отсутствия надежной дополнительной информации для расчетов использованы коэффициенты вытеснения, принятые при обосновании кондиций (протокол ГКЗ № 9400).

Данные приводятся в таблице 1                        

                                                                                                    Таблица  1

1.5 Запасы нефти, газа и конденсата

Месторождения было открыто в 1967 году как газовое (Сеноманская залежь). В связи с небольшими размерами и запасами газовой залежи работы на площади были приостановлены до получения благоприятных результатов поисков нефти в нижнемеловых и юрских  отложений. Как нефтяное месторождение, Тарасовское открыто в 1975 году. Структурно – литологическая залежь в горизонте БП₁₄ на восточном склоне локальной Айваседо - Пуровской структуры была открыта в 1978 году.

В ГКЗ СССР отчет по подсчету запасов представляется ГлавТюменьгеологией впервые в 1983 году и включает все выявленные в осадочном чехле Тарасовского и Восточно – Тарасовского месторождения залежи углеводородов от сеномана до валанжина включительно. Отчет по подсчету запасов составлен по состоянию на 1.07.83. по результатам бурения и испытания 52 скважин. Запасы утверждены 28 декабря 1983 года, протокол № 9400 в сумме 476,378 млн.т. балансовых 159,866 млн.т. извлекаемых запасов нефти по категории С₁,С₂, а также запасы свободного газа в сеномане и газовой шапке пласта БП_10-11.

В дальнейшем в результате дополнительного бурения и испытания разведочных скважин № 74, 2 часть запасов нефти пласта БП_10-11 категории С₂ были переведены в категорию С₁ в количестве 11,674 млн.т. балансовых и 3,304 млн.т. извлекаемых (баланс запасов ВГФ за 1985 г.). По пласту БП₈ в результате эксплуатационного разбуривания в центральной и западной его части уточнилось геологическое строение пласта. Была сделана оперативная оценка запасов , которая показала на возможное увеличение запасов нефти на 24% за счет увеличения средних нефтенасыщенных толщин с 7,0 до 9,2 м.

Помимо того, в результате переинтерпретации материалов ГИС и результатов испытания по разведочным скважинам №  90 , 255 была проведена корректеровка запасов нефти категории С₁ по пласту БП₁₄¹. Отмечается увеличение запасов в районе скважины 90 и уменьшение запасов в районе скважины 255 (разница 8330 тыс.т. в сторону уменьшения).

Сеноманский газ подсчитан и утвержден по категории С₁ в размере 29,556 млд.м³, газ газовой шапки пласта БП_10-11 в сумме 18,191 млд.м³. При конденсатном факторе 359 г/м³ утверждены запасы конденсата по категории С₁ в размере 7113 тыс.т.