Начальные балансовые запасы нефти составляли 5898 тыс.т., извлекаемые - 2123 тыс.т. Эти запасы были приняты на баланс РУП «ПО Белоруснефть» и на 01.01.2005 остаются те же.
Границы запасов по категории С1 для задонской залежи проведены на середине расстояния между скважинами 111 – 112, 111 – 110, по остальной территории подсчитаны запасы нефти по категории С2. Для задонской залежи плотность нефти из-за отсутствия проб взята по аналогии с елецко-задонской залежью, по воронежской залежи - по аналогии с I блоком Мармовичского месторождения.
Однако, учитывая что результаты оперативной обработки УГРР (2001 год) материалов ГИС по скважинам 107, 110, 112, 114, 119 отличаются от предоставленных Белгеологией по большинству параметров в сторону уменьшения, параметры следовало уточнить, а запасы по Ново – Давыдовскому месторождению необходимо было пересчитать.
В 2005 году, в связи с новыми представлениями о геологическом строении в УГРР проведена переинтерпретация сейсмического материала и данных ВСП, выделены компоненты по елецко-задонской залежи и произведен оперативный пересчет запасов [12] по III блоку. По последним представлениям Ново-Давыдовское месторождение состоит из четырех блоков. Блок I – район скважин 121,123. Блок II – район скважин 116, 151. Блок III – все нефтяные скважины, т.е собственно елецко-залонская залежь категории С1. Блок IV - восточнее 115 скважины
Площадь елецко-задонской залежи категории С1 значительно уменьшилась (на 42,9%) за счет уточнения южной границы залежи с помощью бурения и ВСП, за счет того, что восточная граница залежи проходит по нарушению, в 50м восточнее скважины 107, а не по скважине 116, а также за счет того, что на западе выделен отдельный блок, не охваченный бурением.
В пределах современного контура нефтеносности по состоянию на 01.06.2005 года пробурено 23 скважины (2001 год – 7). При пересчете запасов 2005 года параметры по скважинам пробуренным до 2001 года приняты утвержденными, несмотря на то, что переинтерпретация была проведена и данные значительно отличаются. После уточнения средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина залежи возрасла на 17% и составляет 36,2 м, коэффициент пористости – 0,09. Значение коэффициента нефтенасыщенности осталось утвержденным – 0,77. ВНК принят на отметке – 2649 м, как граница последнего нефтенасыщенного и первого водонасыщенного пласта по скважинам 107, 110, 143.
Заключение
Тема контрольной работы «Геологическое строение Ново-Давыдовского месторождения».
Цели данной работы:
- изучение на примере Ново-Давыдовского месторождения геологическое строение Припятского прогиба, размеров блока и его геометрии;
- изучение его тектонику и нефтегазоносность, а также гидрогеологической характеристики.
Список использованных источников
ОПУБЛИКОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА
1. Тектоника Припятского прогиба/Под ред. Академика АН БССР Р.Г.Гарецкого. – Мн.: Наука и техника, 1979. – 176 с.
2. В.Д.Порошин, М.Ф.Кибаш, Н.К.Карташ и др. Типизация и основные параметры нефтяных залежей Припятского прогиба// Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: Сборник науч. Тр. – Вып. 1. – Гомель: БелНИПИнефть, 1994. – С. 400-49.
3. Геология и нефтегазоносность запада Восточно-Европейской платформы: К 70-летию БелНИГРИ/З.Л.Познякевич, А.М.Синичка, Ф.С.Азаренко и др. –Мн.: Беларуская навука, 1997. – 696 с.
ФОНДОВАЯ ЛИТЕРАТУРА
3. Гидрохимический мониторинг и усовершенствование гидрохимичсеких методов контроля за разработкой нефтяных месторождений Беларуси: Отчет о НИР/БелНИПИнефть. – Договор 95.18.97. – Гомель, 1997
4. Гидрохимическое сопровождение разработки нефтяных месторождений НГДУ «Речицанефть»: отчет БелНИПИнефть, - Договор 2001.18.2001., Гомель 2001.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.