3. Обоснование подсчетных параметров, категорий запасов и подсчет запасов нефти и газа в соответствии с новой Классификацией 2005 года

3.1 Обоснование подсчетных параметров

Подсчет запасов произведен объемным методом, при этом в качестве геологической основы использованы:

· структурные карты и подсчетные планы, карты эффективных нефтенасыщенных толщин;

· лабораторные анализы нефти, керна.

При построении карт изопахит использовался метод равномерной линейной интерполяции. В пластовой залежи карты изопахит нефтенасыщенных толщин строились с учетом материалов законтурных скважин. Подсчет запасов нефти проводился по чистонефтяной и водонефтяной зоне /6/.

Площадь нефтеносности залежи 1 тульского горизонта Южного поднятия Залесного месторождения не изменилась и составила по пласту Стл-3 – 3324 тыс.м. Площадь нефтеносносности залежи 2 тульского горизонта Северного поднятия Залесного месторождения также не изменилась и составила по пласту Стл-3 – 1425 тыс.м.

Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина также не изменилась и принята по залежи 1 по пласту Стл-3 – 0,8 и по залежи 2 по пласту Стл-3 – 1,0. Соответственно не изменился и объем нефтенасыщенных пород, который составил по залежи 1 пласта Стл-3 – 2644 тыс.м, по залежи 2 пласта Стл-3 – 1383 тыс.м.

Коэффициент пористости принят по данным оперативного подсчета запасов 2008 года (лит) и равен 0,21 д.ед.

Коэффициент нефтенасыщенности также принят по данным оперативного подсчета запасов 2008 года (лит) и равен 0,78 д.ед.

Плотность нефти в стандартных условиях принята по данным оперативного подсчета запасов 2008 года (лит) и равна 0,906 г/см.

Пересчетный коэффициент принят равным 0,973 д.ед. в соответствии с оперативным подсчетом запасов 2008 года /3/.

Коэффициент извлечения нефти не пересчитывался и принят равным для пласта Стл-3 – 0,361 в соответствии с оперативным подсчетом запасов 2008 года, и утвержденным в Государственном Балансе запасов /6,7/.

Таблица 3.1 Расчет площадей и объемов объектов переоценки Залесного месторождения