єю з Тепловський родовищем - еталоном (табл. 9)
Ардатовський горизонт - D2ar2
Кордон поклади і контур запасів категорії С1 прийняті на абс. відм.- 3238,7 м по підошві нефтенасищенной пропластками, розкритого перфорацією. Коефіцієнт вилучення нафти - 0,37 розрахований з аналітичної методикою інституту Гіпровостокнефть raquo ;. Початкові запаси нафти категорії С1 по поклади склали 281/104 тис. Т., Параметри і результати підрахунку яких представлені в таблиці 7.
Таблиця 7. Кустовський родовище. Поклад нафти пласта D2ar, карбонатного. Розрахунок початкових запасів нафти і розчиненого газу категорії С1.
Найменування параметровПараметри і запаси за даними СамараНІПІнефть на 01.01.2004 г.Категорія С1Площадь, тис. м21106Нефтенасищенная товщина (загальна/ефективна), м3,6/3,6Об'ём, тис. м34017,2Коеффіціент пористості по геофізіке0 , 15Коеффіціент нефтенасищенності по геофізіке0,96Плотность нафти, г/см30,814Коеффіціент, що враховує усадку нефті0,597Коеффіціент витягання нефті0,37Балансовие запаси нафти, тис. т281Ізвлекаемие запаси нафти, тис. т104Добито нафти з початку розробки, тис. т-Газовий фактор при ступінчастою сепарації , м3/т271,0Балансовие запаси газу, млн. м376Ізвлекаемие запаси газу, млн. м328Добито газу з початку розробки, млн. м3-В'язкість нафти в пластових умовах, мПа · с0,415Проніцаемость по промисловим даним, мкм20,005Пластовое тиск, МПа36,7Давленіе насичення, МПа23,9
Воробьевский горизонт - пласт D2vb
Кордон поклади і контур запасів категорії С1 прийняті на абс. відм.- 3326,7 м по підошві пласта, розкритого перфорацією в свердловині №10.
Площа продуктивності +1856 тис. м 2 визначена по карті ефективних газонасичених товщин окремо по кожному майданчику; середня газонасичених товщина 2,9 м - як частка від ділення обсягу газонасичених порід на площу газоносності, загальна 5,3 м - як приватна відділення середнього значення на коефіцієнт піщанистого.
Коефіцієнти пористості і газонасиченості в розрахунках прийняті по ГІС 0,09 і 0,87, відповідно. Проникність по промисловим даним - 0,002 мкм 2.
Коефіцієнт вилучення конденсату при розробці поклади на виснаження, рівний 0,69, розрахований на основі кривої диференціальної конденсації в МНТП ГІПС (г. Оренбург).
Початкові запаси вільного газу категорії С1 склали 126 млн. м3, конденсату - 45/31 тис. т.
Таблиця 8. Кустовський родовище. Газоконденсатна поклад пласта D2vb, терригенного. Розрахунок початкових запасів вільного газу і конденсату категорії С1
Найменування параметровПараметри і запаси за даними СамараНІПІнефть на 01.01.2004 г.Категорія С1Площадь, тис. м21856Газонасищенная товщина (загальна/ефективна), м5,3/2,9Об'ём, тис. м35416Коеффіціент пористості по геофізіке0,09Коеффіціент газонасиченості по геофізіке0,87Начальное пластовий тиск, МПа37,7Конечное пластовий тиск, МПа0,1Поправка на температуру0,805Поправка на відхилення від закону Бойля-Маріотта0,9769Запаси вільного газу, млн. м3126Добито газу з початку розробки, млн. м3-Потенца. зміст конденсату в пластовому газі, г/м3358,6Коеффіціент витягання конденсата0,69Балансовие запаси конденсату, тис. т45Ізвлекаемие запаси конденсату, тис. т31Добито конденсату з початку розробки, тис. т-Проникність по промисловим даним, мкм20,002Пластовая температура, оС91
При підрахунку запасів відкритої поклади по кате?? орії С2 в умов не розтину свердловиною газоводяного контакту площа продуктивності 2,644 км 2 прийнята як різниця між загальною площею поклади 4,5 км 2 в межах впевнено замкнутої сейсмоізогіпси - 3 330 м (гранично замкнута - 3340 м) і площею 1,856 км 2 по категорії С1 виходячи з загальноприйнятого для регіону умови 100% заповнення середньодевонські пасток; середня ефективна товщина 1,45 м прийнята рівною половині її значення в 2,9 м, прийнятого по категорії С1; інші параметри прийняті рівними параметрами по категорії С1 (табл. 10).
Запаси за двома покладам вуглеводневої сировини були оперативно підраховані ТОВ ??laquo; СамараНІПІнефть і станом на 1.01.2004 г поставлені на державний баланс за категоріями С1. Їх витягувана частина сумарно склала 0289000. ТНЕ, у тому числі, нафти 104 тис.т, розчиненого газу 28 млн. М3, вільного газу 126 млн. М 3, конденсату 31 тис. Т.
За період до 1.08. 2006 Кустовський родовище не експлуатувалася з причини тимчасової консервації свердловини - першовідкривальниці №10п через відсутність облаштування та комунікацій.
У процесі складання даного звіту ЗАТ Інзернефть виконаний оперативний під рахунок запасів вуглеводневої сировини Кустовського родовища по категорії С2 об'ємним методом за станом на 1.08.2006 р.
