CC BY
74
2015 Геология Вып. 3(28)
УДК 553.98.042.083.7(470.53)
Оценка запасов тульских нефтяных залежей Северо-Юрманского месторождения Пермского края
В.И. Набиуллин, Н.Е. Соснин, А.Г. Субботин, Л.В. Мягкова, Т.И. Майорова, Н.В. Попова
Открытое акционерное общество «Камский научно-исследовательский институт комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин» (ОАО «КамНИИКИГС») , 614016, г. Пермь, ул. Краснофлотская, 15 E-mail: kamniikigs@inbox.ru
(Статья поступила в редакцию 28 февраля 2015г.)
В рамках работ по выявлению неоценённых залежей на разбуренных площадях нераспределенного фонда недр Пермского края проведена оценка запасов тульских нефтяных пластов Тл2-а и Тл2-б на Юрманской нефтеносной структуре. Возможность подсчёта запасов по этим объектам определяется получением промышленных притоков нефти при их испытании в колонне скважины № 174, наличием обоснованных структурных построений по данным сейсморазведки и глубокого бурения с учётом современных стратиграфических разбивок, изученностью характера выдержанности пластов по площади, обоснованностью высотного положения ВНК, оценкой эффективных нефтенасы-щенных толщин пластов по данным переинтерпретации материалов ГИС, изученностью по керну вещественного состава и коллекторских свойств пластов, исследованием физико-химических свойств нефти в глубинных и поверхностных условиях, обоснованностью КИН статистическим методом. Ключевые слова: нефть, газ, залежь, месторождение, пласт, толщина, переинтерпретация, ГИС, скважина, подсчёт, оценка, категории запасов.
DOI: 10.17072/psu.geol.28.65
При поисковых работах 1992-1993 гг. на Юрманской нефтеносной структуре скважиной № 174 были выявлены две нефтяные залежи в тульских отложениях визейского яруса нижнего карбона (пласты Тл2-а и Тл2-б), а также получены притоки воды с нефтью при испытании двух объектов башкирского яруса среднего карбона (пласты Бш1 и Бш2). Однако запасы на выявленных объектах не подсчиты-вались, т. к. тульские нефтяные залежи, согласно принятой на тот период геологической модели, оказались незначительными, а башкирские пласты практического
значения не имели из-за большой обводнённости притоков нефти. В настоящее время Юрманская нефтеносная структура учитывается в составе фонда продуктивных структур с перспективными запасами, не поставленными на баланс.
В представленной работе уточнено геологическое строение месторождения и выполнен подсчёт запасов по двум нефтяным пластам Тл2-а и Тл2-б с учётом переинтерпретации материалов ГИС в 2014 г. Месторождение предложено называть Се-веро-Юрманским. Оценка его проведена в рамках работ, выполненных ОАО «Кам-
© Набиуллин В.И., Соснин Н.Е., Субботин А.Г., Мягкова Л.В. и др., 2015
65
НИИКИГС» по договору с ФГУП «НВНИИГГ» в 2013-2015 гг. на основании Государственного контракта «Выявление пропущенных залежей на месторождениях и разбуренных площадях нераспределенного фонда недр Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с целью вовлечения их в освоение». Возможность подсчёта запасов по указанным двум объектам определяется получением промышленных притоков нефти при испытании обоих пластов в колонне скважины № 174, а также наличием обоснованных структурных построений, изученностью характера выдержанности пластов по площади, достаточной обоснованностью высотного положения ВНК, оценкой по ГИС эффективных нефтенасыщенных толщин пластов, изученностью по керну их вещественного состава и коллектор-ских свойств, исследованием физико-химических свойств нефти по одной глубинной и двум поверхностным пробам, достаточной обоснованностью КИН по обеим залежам статистическим методом.
Изученное месторождение находится в северо-восточной части Веслянской вало-образной зоны, осложняющей строение северо-восточного крыла Бымско-Кунгур-ской моноклинали. Северная часть Вес-лянского вала чётко выделяется по кровле тульских терригенных отложений и осложнена Северо-Ёлкинским, Южно-Лешаковским и Юрманским локальными поднятиями, которые имеют тектоно-седиментационное происхождение, связаны с облеканием верхнедевонско-турнейских рифовых массивов и отчётливо выделяются на фоне общего погружения толщи средне-, нижнекаменноугольных и верхнедевонских отложений в северо-восточном направлении. К сводовым участкам этих локальных положительных структур приурочены мелкие нефтяные залежи Северо-Юрманского месторождения (пласты Тл2-а и Тл2-б) и мелкие нефтяные и газовые залежи Юрманского месторождения (пласты В3В4, Бш и Тл2-б).
Юрманская нефтеносная структура выявлена и подготовлена сейсморазве-
дочными работами и структурно-поисковым бурением в 1981-1982 гг. По поверхности трёх основных отражающих горизонтов (ОГ-1 - кровля карбонатных пород башкирского яруса С2Ь, ОГ-П -кровля терригенной пачки тульского горизонта С^1т, ОГ-11П - кровля карбонатных пород турнейского яруса С^) эта структура имеет форму брахиантиклинали северо-восточного простирания, размеры (сверху вниз по разрезу) от 3.7^1.6 до 4.0^1.4 км и амплитуду от 60 до 75 м. Отмечается плановое соответствие структурных построений по всем опорным горизонтам и выполаживание структуры вверх по разрезу. По реперу ГКв (сакмар-ский ярус Р^) Юрманская структура не прослеживается, по реперу III (тиманский горизонт нижнефранского подъяруса) Юрманское поднятие вырождается в структурный мыс.
По кровле нефтяного пласта Тл2-а Юр-манская структура представляет собой брахиантиклиналь северо-восточного простирания (рис. 1), которая имеет овальную в плане форму, немного расширяющуюся с юго-запада на северо-восток. Размеры структуры по замкнутой изогипсе -1640 м составляют 2.9x0.88-1.14 км, амплитуда 23.6 м. По кровле нефтяного пласта Тл2-б (рис. 2) размеры структуры по замкнутой изогипсе -1660 м немного увеличиваются до 3.0x0.94-1.2 км, амплитуда составляет 24.6 м. В поперечном сечении Юрманское поднятие является асимметричным (рис. 3) и имеет более крутое северо-западное крыло (от 13° в южной половине структуры до 7° в северной) и пологое юго-восточное крыло (от 5° в южной половине до 6°38' в северной). Юго-западная пери-клиналь антиклинали характеризуется более крутым погружением шарнира под углом 3°48'. На северо-восточной перикли-нали шарнир погружается под углом 2°34'.
Нефтяная залежь пласта Тл2-а выявлена при испытании верхней части тульского горизонта в колонне скважины № 174. Испытания проведены эрлифтом в интервале 1837... 1841 м (-1632...-1636 м) на двух режимах без предварительного воз-
Условные обозначения: 174 - номер скважины ^—ч - внешний контур нефтеносности
-1632,8 - абсолютная отметка кровли пласта Тл2-а, м у^- • . . внутренний контур нефтеносности, м $ - поисковая скважина ликвидированная (
. .¡и - линия замещения продуктивного пласта изогипсы кровли пласта, м ^^ плотными породами
—\ - линия геологического разреза __ „ .—_ ^
\..................................у г [23 - запасы кат. С [22 - запасы кат. С2
Рис. 1. Подсчётный план нефтяного пласта Тл2-а Северо-Юрманского месторождения по состоянию на 1.11.2014 г.
действия на пласт. При этом получены притоки безводной нефти дебитом 1.74...0.85 т/сут на первом режиме и 1.74...1.08 т/сут на втором режиме при пластовом давлении 18.0 МПа на глубине 1837 м, забойном давлении 0.21.3.64 и 0.19.3.53 МПа и депрессии от 14.47 до 17.8 МПа. Коэффициент продуктивности по нефти составил 0.099 (т/сут)/МПа. Приток нефти в скважину происходил
только при забойных давлениях ниже давления насыщения за счёт развития режима растворённого газа. Поэтому параметры оптимального режима работы скважины определены в расчёте на максимальное снижение динамического уровня до 1020 м: дебит нефти 1.2 т/сут, газа 160 м3/сут при Рзаб = 6.0 МПа на глубине 1837 м.
Юрманская структура Х1'
Южно-Лешаковская структура
Условные обозначения:
- внешний контур нефтеносности
174 - номер скважины -1649,4 - абсолютная отметка кровли пласта Тл2-б, м .
' • - внутренний контур нефтеносности, м
- поисковая скважина ликвидированная
^ЛбЗО-^ . изогипсы кровли пласта, м
-Л - линия геологического разреза
V
[23 - запасы кат. С! Е22 - запасы кат. С2
Рис. 2. Подсчётный план нефтяного пласта Тл2-б Северо-Юрманского месторождения по состоянию на 1.11.2014 г.
При переинтерпретации в 2014 г. материалов ГИС по скважине № 174 пласт Тл2-а выделен в интервале 1837.8.1846.2 м (-1632.2.-1640.6 м). Покрышкой его являются аргиллиты и глинистые алевро-
литы верхней части тульской терригенной пачки толщиной 3.8 м, которые перекрыты известняками карбонатной пачки тульского горизонта толщиной 12 м. Продуктивная часть пласта представлена одним
проницаемым слоем пористых песчаников и алевролитов эффективной толщиной 2.0 м, которые являются нефтенасыщенными в интервале 1837.8.1839.8 м (-1632.2. -1634.2 м) (рис. 3, 4). Ниже этого слоя в интервале 1839.8.1846.2 м залегает пачка переслаивающихся плотных песчаников и алевролитов толщиной 6.4 м, которые входят в состав пласта Тл2-а, но не являются коллекторами. Эффективная толщина пласта Тл2-а по скважине № 174 составила 2.0 м при общей его толщине 8.4 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 2.0 м, коэффициент расчленённости -1 и коэффициент песчанистости - 0.24. Водонефтяной контакт принят условно на абсолютной отметке -1634 м по подошве нефтенасыщенного по ГИС слоя с учётом опробования в колонне (рис. 1, 3, 4).
Нефтяная залежь пласта Тл2-б выявлена при испытании нижней части тульского горизонта в колонне скважины № 174. Испытания проведены в интервале глубин 1854.0.1856.5 м (-1649.0.-1651,5 м) на четырех штуцерах диаметрами 7, 3, 5 и 1 мм без предварительного воздействия на пласт. При этом получены промышленные фонтанные притоки нефти дебитом от 1.6 (штуцер 1 мм) до 6.9 т/сут (штуцер 3 мм), пластовой воды дебитом соответственно от 0.22 до 0.58 т/сут и газа дебитом от 1555 (штуцер 3 мм) до 10860 м3/сут (штуцер 7 мм) при пластовом давлении 19.4 МПа на глубине 1855 м, забойном давлении от 18.62 до 12.6 МПа и депрессии от 0.78 до 6.8 МПа. Обводнённость притока нефти варьировала от 5.6
Отдел Ярус Горизонт Пласт Шкала глубин/ абс.отм., м
1806-
и « Я и ►а и и -1600: 1826-
« О -1620: 1846-
ч о и >л Ё? & и -16401866-
О я я <а 2 а и -16601886"
-16801906-
<а К CA ■1700-
—
N я > и 'S м -f а s III Тл2-а 1926~
К « -1720-
Тл2-б 1946=
« (D я PQ риков- кий C,bb ■17401966-
VO о о из -1760:
Qrd 1986-
Турней ский C,t -1780-
Скв. 174 Удл. = 2,7 м Альт. = 197,8 м
L
ю-в
п
л
2675,0 м
Условные обозначения:
^ нефть
Н нефтенасыщенные породы I I водонасыщенные породы I I плотные породы
Рис. 3. Поперечный геологический разрез пластов Тл2-а и Тл2-б Северо-Юрманского месторождения по линии II-II через скважину № 174
Скв.68 Ска. 174
Рис. 4. Продольный геологический разрез пластов Тл2-а и Тл2-б Северо-Юрманского месторождения по линии I-I через скважины № 68-174
до 8.9 %, газонасыщенность составила 215 м3/т, коэффициент продуктивности по нефти был равен 3.56 (т/сут)/МПа, по жидкости - 5.35 (т/сут)/МПа. В качестве оптимального принят режим для допустимо безводной работы скважины на штуцере диаметром 3 мм: дебит нефти 6.9 т/сут, пластовой воды 0.58 т/сут и газа 1555 м3/сут при Рзаб = 17.55 МПа, Рбуф = 2.88 МПа, Рпл = 19.4 МПа, Рнас = 19.4 МПа и депрессии - 1.85 МПа.
При переинтерпретации в 2014 г. материалов ГИС по скважине № 174 пласт Тл2-б выделен в интервале 1855.0.1866.2 м (-1649.4.-1660.6 м). Покрышкой его являются аргиллиты и глинистые алевролиты междупластия Тл2.а-Тл2.б толщиной 8.8 м в средней части тульского горизонта. Пласт Тл2-б в интервале 1855,0. 1860.8 м (-1649.4. -1655.2 м) сложен пористыми песчаниками и алевролитами эффективной толщиной 5.8 м (рис. 3, 4). По данным ГИС верхняя часть этого интервала толщиной 4.2 м является нефтенасыщенной, а нижняя часть толщиной 1.6 м - водона-сыщенной. Водонефтяной контакт принят условно на абсолютной отметке -1654 м
по данным ГИС с учётом опробования в колонне (рис. 3, 4). Ниже водонасыщен-ного слоя в интервале 1860.8.1866.2 м залегает пачка переслаивающихся плотных песчаников и алевролитов толщиной 5.4 м, пласта Тл2-б, но не являются коллекторами (рис. 4).
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Тл2-б в скважине № 174, расположенной на юго-восточном крыле Юрманской структуры, составила 4.2 м при общей его толщине 11.2 м и эффективной толщине 5.8 м. В сводовой части структуры и в пределах внутреннего контура нефтеносности эффективная нефте-насыщенная толщина пласта составляет 5.8 м (рис. 3). Коэффициент песчанисто-сти по пласту равен 0.52, коэффициент расчленённости - 1. Пласт Тл2-б в скважине № 174 подстилается слоем аргиллитов толщиной 1.8 м, которые залегают в основании тульского горизонта в интервале 1866.2.1868.0 м.
Нефтяные залежи пластов Тл2-а и Тл2-б отнесены к типу пластовых сводовых. Размеры залежей в пределах принятых ВНК составляют 2.7x0.95 и 2.85x1.0 км
(рис. 1, 2), высоты в своде структуры 23.6 и 24.6 м, глубины залегания кровли пластов в своде антиклинали - 1818 и 1835 м, а на юго-восточном крыле структуры в скважине № 174 -1837.8 и 1855 м (рис. 3). Площади залежей равны 2254 и 2447 тыс. м2, средневзвешенные нефтенасыщенные толщины 1.9 и 5.2 м.
Подсчётные планы залежей (рис. 1, 2) построены по данным сейсморазведки, поисковой скважины № 174 и ближайших глубоких скважин соседних месторождений - Юрманского (скважина № 68) и Ильичёвского (скважины № 161, 163) с учётом современных стратиграфических разбивок. Структурные построения выполнены достаточно обоснованно и позволили уточнить структурный план Юр-манской структуры по кровле обоих нефтяных пластов.
При анализе выдержанности нефтяных пластов по простиранию Юрманской структуры использованы данные ГИС и результаты испытаний тульского и бобри-ковского пластов в колонне скважины № 68 соседнего Юрманского месторождения, а также схема выделения коллекторов по пластам Тл2-а и Тл2-б в скважине № 174. Анализ материалов показал, что в юго-западном направлении от скважины № 174 нефтенасыщенный проницаемый слой Северо-Юрманского пласта Тл2-а становится водонасыщенным за пределами внешнего контура нефтеносности, а затем выклинивается между скважинами № 174 и 68 (рис. 1, 4). На площади Юрманского месторождения он замещается плотными непроницаемыми породами. При испытании в колонне скважины № 68 аналога пласта Тл2-а притока не получено.
Что касается нефтенасыщенного проницаемого слоя Северо-Юрманского пласта Тл2-б, то в юго-западном направлении от скважины № 174 он становится водо-насыщенным за пределами внешнего контура нефтеносности и в районе скважины № 68 увязывается с водонасыщенным интервалом нижней части тульской терри-генной пачки (рис. 4). При испытании этого интервала в колонне скважины № 68
получен приток пластовой воды. При этом нижняя непроницаемая часть Северо-Юрманского пласта Тл2-б увязывается с интервалом непроницаемых плотных и крепких аргиллитов и глинистых алевролитов в основании тульской терригенной пачки в скважине № 68.
При анализе выдержанности обоих нефтяных пластов Тл2-а и Тл2-б вкрест простирания Юрманской структуры учитывалось, что в скважине № 161 Ильичёвского месторождения, расположенной к северо-западу от Северо-Юрманского месторождения, при испытании терригенной пачки тульского горизонта в открытом стволе приток получен не был, а в Ильичёвской скважине № 163 тульский горизонт не был опробован.
Коллекторы обоих пластов относятся к поровому типу, представлены песчаниками средне- и мелкозернистыми, слабоглинистыми и алевролитами крупнозернистыми, глинистыми. Открытая пористость терригенных коллекторов по 17 определениям из керна изменяется от 8.3 до 19.5 %, средняя - 11.9 %, проницаемость по 16 керновым определениям - от 0.001 до 0.392 мкм2, средняя - 0.0437 мкм2. При переинтерпретации в 2014 г. материалов ГИС по продуктивной части пластов Тл2-а и Тл2-б сделано три определения пористости (соответственно 11.7 и 16.5, 16.5 %) и по одному определению нефтенасыщен-ности (92 и 86 %). Для подсчёта запасов приняты значения пористости и нефтена-сыщенности по данным ГИС из-за отсутствия определений нефтенасыщенности по керну.
Физико-химические свойства нефти изучены по двум поверхностным пробам из пластов Тл2-а и Тл2-б и одной глубинной пробе из пласта Тл2-б, отобранным в скважине № 174. В поверхностных условиях нефть пласта Тл2-а средняя по плотности, сернистая, смолистая, парафинистая, обогащена бензинокеросиновыми компонентами, а нефть пласта Тл2-б - лёгкая, маловязкая, сернистая, малосмолистая, высо-копарафинистая, также обогащена бензи-нокеросиновыми компонентами. В пла-
стовых условиях нефть пласта Тл2-б легкая, маловязкая, содержание газа составляет 215 м3/т, объёмный коэффициент 1.385.
Подсчёт запасов двух тульских нефтяных залежей выполнен объёмным методом по данным скважины № 174 по состоянию на 01.11.2014 с учетом требований действующей классификации ГКЗ [1, 2, 3, 5]. Принятый метод подсчёта соответствует особенностям геологического строения и степени изученности Северо-Юрманского нефтяного месторождения. По фазовому состоянию месторождение относится к группе нефтяных, а по величине запасов - к группе очень мелких месторождений с извлекаемыми запасами нефти менее 1 млн т [1]. Продуктивные пласты обеих залежей характеризуются достаточной степенью выдержанности литологического состава, толщин и кол-лекторских свойств в пределах Юрман-ской нефтеносной структуры, поэтому месторождение следует отнести к группе простого строения. Вместе с тем за пределами месторождения, на участке между Юрманской и Южно-Лешаковской структурами, происходит общее уменьшение толщины терригенной пачки тульского горизонта, выклинивание продуктивного пласта Тл2-а и литологическое замещение коллекторов этого пласта непроницаемыми породами в юго-западном направлении (рис. 4). В целом обоснованность под-счётных параметров по обоим нефтяным пластам Тл2-а и Тл2-б можно считать достаточной для данной стадии их изучения.
При подсчёте запасов нефти согласно требованиям действующей классификации ГКЗ [1, 2] к категории С1 на обеих залежах отнесены площади нефтеносности в зоне дренирования поисковой скважины № 174, в которой получены промышленные притоки нефти дебитом 1.74.1.08 т/сут из пласта Тл2-а, а из пласта Тл2-б -фонтанный приток нефти 6.9 т/сут и пластовой воды 0.58 т/сут на штуцере диаметром 3 мм. Эти площади ограничены условными линиями, ориентированными
в северо-западном направлении вкрест преобладающего простирания структуры и проходящими на расстоянии удвоенного радиуса дренажа (1000 м) к северо-востоку и юго-западу от скважины. При этом юго-восточная, юго-западная и северо-западная границы площади категории С1 совмещены с внешним контуром нефтеносности (рис. 1, 2), а северо-восточная граница совпадает с линией, проведённой вкрест простирания брахиантиклинали на расстоянии 1000 м к северо-востоку от скважины № 174.
Площади нефтеносности категории С2 на обеих залежах выделены на северо-восточном периклинальном замыкании антиклинали между контурами запасов категории С1 и границами залежей, которые совмещены с внешним контуром нефтеносности (рис. 1, 2).
Границы запасов категории С1 выделены на основании следующих признаков: 1) по данным скважины № 174 установлено положение продуктивных пластов Тл2-а и Тл2-б в разрезе, а с учетом ближайших глубоких скважин соседних нефтяных месторождений (Юрманского и Ильичёвско-го) оценена выдержанность пластов по площади; 2) получены промышленные притоки нефти и определены начальные дебиты при испытании пластов Тл2-а и Тл2-б в колонне скважины № 174; 3) высотное положение ВНК в достаточной степени обосновано данными опробования и ГИС; 4) изучен вещественный состав продуктивных пластов, определены их общие и эффективные нефтенасыщен-ные толщины; 5) коллекторские свойства пород продуктивных пластов оценены по керну и промыслово-геофизическим данным с использованием петрофизических зависимостей «керн-ГИС»; 6) физико-химические свойства нефти изучены по двум поверхностным пробам из пластов Тл2-а и Тл2-б и одной глубинной пробе из пласта Тл2-б; 7) газосодержание нефти и пересчётный коэффициент при подсчёте запасов по обоим пластам приняты по данным анализов глубинной пробы нефти из пласта Тл2-б; 8) выполнено обоснование
КИН по пластам Тл2-а и Тл2-б с использованием статистического метода [4, 6].
Для подсчёта запасов приняты следующие значения подсчётных параметров. По пласту Тл2-а площади нефтеносности по категориям С1 и С2 - соответственно 1642 и 612 тыс. м , средневзвешенные эффективные нефтенасыщенные толщины - 1.9 и 1.8 м, нефтенасыщенные объёмы -3061 и 1128 тыс. м . По пласту Тл2-б площади нефтеносности по категориям С1 и С2 - 1758 и 689 тыс. м , средневзвешенные эффективные нефтенасыщенные толщины - 5.3 и 4.8 м, нефтенасыщенные объёмы - 9359 и 3326 тыс. м3. Значения коэффициентов пористости и нефтенасы-щенности приняты по данным ГИС: пористости - 0.12 по пласту Тл2-а и 0.16 по пласту Тл2-б, нефтенасыщенности - соответственно 0.92 и 0.86. Плотность нефти в стандартных условиях - 0.858 г/см3 по пласту Тл2-а и 0.837 г/см3 по пласту Тл2-б. По обоим пластам пластовый газовый фактор принят равным 215 м3/т, пересчётный коэффициент 0.722. Для обоснования коэффициентов извлечения нефти использованы метод аналогии и статистический метод [4, 6]. Значения КИН, оценённые с помощью статистического метода по формуле В.К. Гомзикова, составили 0.374 по пласту Тл2-а и 0.418 по пласту Тл2-б.
По состоянию на 1.01.2014 Северо-Юрманское нефтяное месторождение не учтено Государственным балансом запасов и не принадлежало распределенному фонду недр Пермского края. Запасы углеводородного сырья Северо-Юрманского нефтяного месторождения подсчитаны впервые. Согласно подсчёту, выполненному по состоянию на 1.11.2014, запасы нефти и растворённого газа на площадях каждой залежи, ограниченных водонеф-тяными контактами, отнесены к категориям С1 и С2 в следующих количествах.
По пласту Тл2-а запасы нефти (геологические / извлекаемые, тыс. т) по категории С1 - 209 / 79, категории С2 - 78 / 30, по сумме категорий С1+С2 - 287 / 109. Запасы растворённого газа (геологические / извлекаемые, млн м3) по категории С1 - 45
/ 17, категории С2 - 17 / 7, по сумме категорий С1+С2 - 62 / 24.
По пласту Тл2-б запасы нефти (геологические / извлекаемые, тыс. т) по категории С1 - 778 / 325, категории С2 - 277 / 116, по сумме категорий С1+С2 - 1055 / 441. Запасы растворённого газа (геологические / извлекаемые, млн м3) по категории С1 - 167 / 70, категории С2 - 60 / 25, по сумме категорий С1+С2 - 227 / 95.
По обоим пластам Тл2-а+Тл2-б Северо-Юрманского месторождения запасы нефти (геологические / извлекаемые, тыс. т) по категории С1 - 987 / 404, категории С2 - 355 / 146, по категориям С1+С2 - 1342 / 550; запасы растворённого газа (геологические / извлекаемые, млн м3) по категории С1 - 212 / 87, категории С2 - 77 / 32, по сумме категорий С1+С2 - 289 / 119.
Библиографический список
1. Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Утверждена приказом Министерства природных ресурсов Российской Федерации № 126 от 07.02.2001 г. / МПР РФ. М., 2001. 17 с.
2. Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Утверждена приказом Министерства природных ресурсов Российской Федерации от 01.11.2005 г. № 298 / МПР РФ. М., 2006. 9 с.
3. Методические рекомендации по применению Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утверждённой приказом МПР России № 298 от 01.11.2005 г. / МПР РФ. М., 2006. 22 с.
4. Методическое руководство по расчёту коэффициентов извлечения нефти из недр. РД 39-0147035-214-86 / Б.Т. Баишев, Ю.Е. Батурин, Г.Г. Вахитов и др. / Миннефте-пром СССР. М., 1986. 253 с.
5. Требования к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по подсчёту запасов нефти и горючих газов. Утверждены приказом Минприроды России № 34 от 15.02.2011 г. / МПР РФ. М., 2011. 15 с.
6. Чуносов П.И. Методы определения коэффициента извлечения нефти (КИН) при подсчёте запасов / ВНИГРИ. СПб, 2008. 21 с.
Estimation of Reserves of Tula Horizon Oil Deposits of Severo-Yurmanskoye Field, Perm Kray
V.I. Nabiullin, N.E. Sosnin, A.G. Subbotin, L.V. Myagkova, T.I. Mayorova, N.V. Popova
JSC «Kamskiy Research Institute of Complex Study of Deep and Superdeep Wells» (JSC «KamNIIKIGS»), 15 Krasnoflotskaya Str., Perm 614016, Russia E-mail: kamniikigs@inbox.ru
This article presents an estimation of reserves of the Tula horizon oil-bearing layers Tl2-a and Tl2-b at the Severo-Yurmanskoye oil field. Research was carried out in order to prospect the un-estimated oil reserves at the previously drilled but not commercially producing areas of Perm kray. The opportunity of reserve calculation for this oil field was provided by the sufficient oil encroachment rate achieved during testing of Tula horizon layers in the borehole 174, reliable mapping of oil-bearing horizons using seismic and borehole data, existence of updated stratigraphic information, results of study of uniformity of oil-bearing layers throughout the area of the Severo-Yurmanskoye oil field, reliable estimate of the position of water-oil contact, defining the effective oil-bearing thickness of oil-bearing layers using results of borehole geophysical survey, study of lithological composition and reservoir properties, study of physical and chemical properties of oil in borehole and in laboratory, and reliability of statistical evaluation of oil recovery factor. Key words: oil and gas deposit, layer, thickness, borehole, interpretation, BGS borehole geophysical survey, classification, calculation, assessmen.
References 01.11.2005 No. 298]. M., MPR RF, p. 22. (in
Russian)
1. Vremennaya klassifikatsiya zapasov mestoro- 4. Metodicheskoe rukovodstvo po raschyotu zhdeniy, perspektivnykh i prognoznykh resur- koeffitsientov izvlecheniya nefti iz nedr [The sov nefti i goryuchikh gazov [Temporary clas- methodical guide to calculation of oil recov-sification of deposit reserve, perspective and ery factor]. RD 39-0147035-214-86. Eds. B. expected resources of oil and combustible T. Baishev, Yu.E. Baturin, G.G. Vakhitov i gases]. Utverzhdena prikazom Ministerstva drugie. M., Minnefteprom of the USSR, 1986, prirodnykh resursov Rossiyskoy Federa-tsii p. 253. (in Russian)
No. 126 ot 7.02.2001. M., MPR RF, p. 17. (in 5. Trebovaniya k sostavu i pravilam oformleniya Russian) predstavlyaemykh na gosudarstvennuyu ek-
2. Klassifikatsiya zapasov i prognoznykh resur- spertizu materialov po podschyotu zapasov sov nefti i goryuchikh gazov [Classification of nefti i goryuchikh gazov [Requirements to reserves and expected resources of oil and structure and regulations of registration of the combustible gases]. Utverzhdena prikazom materials on oil and combustible gases re-Ministerstva prirodnykh resursov Rossiyskoy serves estimates submitted for state examina-Federatsii No. 298 ot 01.11.2005. M., MPR tion]. Utverzhdeny prikazom Ministerstva pri-RF, p. 9. (in Russian) rodnykh resursov Rossiyskoy Federatsii No.
3. Metodicheskie rekomendatsii po primeneniyu 34 ot 15.02.2011. M., MPR RF, p. 15. (in Klassifikatsii zapasov i prognoznykh resur- Russian)
sov nefti i goryuchikh gazov, utverzhdennoi 6. Chunosov P. I. 2008. Metody opredeleniya prikazom Ministerstva prirodnykh resursov koeffitsienta izvlecheniya nefti (KIN) pri pod-Rossiyskoy Federatsii No. 298 ot 01.11.2005. schyote zapasov [Methods of determination of 2006. [Methodical recommendations on ap- the oil recovery factor (ORF) for reserve cal-plication of Classification of reserves and ex- culation]. Sankt-Peterburg, Vserossiyskiy pected resources of the oil and combustible neftyanoiy nauchno- issledovatelskiy institut gases, assigned by the order of MPR of Russia (VNIGRI), p. 21. (in Russian)
