1. Введение

Месторождение Одопту-море – первое газоконденсатнонефтяное месторождение, открытое на шельфе о. Сахалина в 1977 году (рисунок 1). Поисковой скважиной № 1 глубиной 2500 м, пробуренной на Северном куполе, был получен промышленный приток нефти из интервалов XXI₁ и XXI₂ пластов, залегающих на глубинах 1400-1500 м.

Рисунок 1 – Обзорная карта Северного Сахалина

Подготовка структуры под глубокое поисковое бурение проводилось сейсморазведочными работами 2D и 3D с целью уточнения геологического строения пластов-резервуаров, построения цифровой геологической и фильтрационной моделей, пересчёта запасов нефти и газа, составления проектного документа на разработку месторождения. С 1996 года разбуривание Северного купола ведётся наклонно-направленными скважинами с берега острова Сахалин. Недропользователем является ПАО «НК «Роснефть».

2. Тектоника

В тектоническом плане участок работ охватывает структуры Северо-Сахалинского и Дерюгинского кайнозойских прогибов (рисунок 2). Начало формирования прогибов связывается с ранним олигоценом (мачигарское время). В их структурной эволюции выделяются длительные этапы транстенсионного геодинамического режима, сопровождающиеся интенсивным конседиментационным грабенообразованием и масштабными трансгрессиями (поздний олигоцен, ранний, средний миоцен), и относительно кратковременные этапы проявления трансгрессивного режима, завершающие регрессивные циклы осадконакопления и сопровождающиеся структурной перестройкой. Наиболее масштабные структурные перестройки, сопровождающиеся интенсивной складчатостью, происходят в конце ранненутовского, поздненутовского и дерюгинского времени. Этапы формирования малоинтенсивных структурных форм, особенно в приразломных зонах, отмечаются также в конце даехуриинского и дагинского времени. По данным сейсмических работ и глубокого поискового бурения Одоптинская антиклинальная складка приурочена к Одоптинской мегантиклинали, размеры которой 32´6,5 км. Структура субмеридионального простирания слегка асимметрична. В приосевой части структуры углы падения пород составляют 3-5°, по мере удаления от оси на западное крыло углы падения изменяются от 5° до 17°, на восточном – 3-7°. Шарнир мегантиклинали ундулирует с образованием трёх куполов: Северного, Центрального и Южного.

Размеры Северного купола составляют 9´4 км по замкнутой изогипсе кровли XXI₁ пласта, равной 1650 м, размеры участка продуктивности в пределах контура залежи XXI₁ пласта 11´4 км, амплитуда складки около 300 м. В широтном сечении структура асимметрична: западное крыло несколько круче восточного. Углы падения пород на восточном крыле составляют около 5°, западном – до 10°. Купол имеет грушевидную форму в плане и примыкает к центральному куполу через узкую седловину.

Условные обозначения

Рисунок 2 – Тектоническая схема Северо-Восточного Сахалина и шельфа

По сейсмоматериалам 2D разрывные нарушения на месторождении не выделялись, впервые разломы установлены по сейсмоданным 3D. На месторождении выявлено присутствие сочетания разнонаправленных систем разломов, типичных как для шельфа острова Сахалин в целом, так и для прилегающей суши. По сейсмическим разрезам, горизонтальным срезам и картам когерентности в пределах Северного купола выделено 3 разломные зоны в интервале глубин от 500 до 2000 м. Данные нарушения относятся к грабенообразующему типу и сформировались в результате транслатеральных тектонических напряжений, воздействовавших на площадь в плиоцене-плейстоцене в период образования куполов Одоптинской структуры, и очень немногие из них секут основные нефтяные пласты. Первые 2 зоны разрывов выделены в пределах распространения залежей углеводородов и в разной степени повлияли на их формирование. Оценка геометрических параметров разломной сети ограничена сейсмической разрешённостью. Ни в одной из пробуренных скважин разрывы не подсечены.

3. Стратиграфия

Стратиграфический разрез района и месторождения представлен (снизу-вверх) следующими отложениями:

· меловой «фундамент» K;

· мачигарский горизонт (олигоцен);

· даехуриинский горизонт (олигоцен);

· уйнинско-дагинско-окобыкайский горизонт (верхний-нижний миоцен) N₃u; N₃-2dg; N₁ok;

· нутовский горизонт (верхний миоцен-плиоцен) N₁nt - N₂nt;

· четвертичные отложения Q.

Наиболее древней частью стратиграфического разреза является верхнеокобыкайский подгоризонт (N₁ok), вскрытый на месторождении поисковой скважиной № 1 в интервале 2150-2500 м. Верхняя граница окобыкайского горизонта проводится условно по кровле XXVII пласта. Вскрытая толщина отложений горизонта достигает 350 м; по данным сейсморазведочных работ в западном направлении толщина осадков увеличивается до 1000 м; в восточном направлении, к Восточно-Одоптинской зоне, уменьшается до 500 м. Литологически горизонт представлен чередованием пластов-песчаников (толщиной от 20 до 40 м) мелко- и среднезернистых, плотных глин и кремнистых, плотных иногда алевритистых аргиллитов.

Нутовский горизонт (N₁nt) – верхний миоцен-плиоцен. Отложения горизонта распространены повсеместно и вскрыты всеми пробуренными скважинами. Толщина осадков составляет 2100-2300 м, достигая на юго-западе 3000 м и уменьшаясь на восток к Восточно-Одоптинской зоне до 1800-2000 м. В региональном плане горизонт меняется от почти полностью песчаного разреза на западе и северо-западе (Восточное Нутово, Восточный Осой, Горомай) до глинистого на востоке (Даги-море). Весь разрез выходит на поверхность вдоль восточного крыла Паромайской антиклинальной зоны. В восточном направлении доля глинистых пород возрастает, и они образуют экраны-покрышки для залежей углеводородов. Нутовский горизонт подразделяется на два подгоризонта: нижненутовский (IX-XXVI пласты) и верхненутовский (М, Н, О I-VIII пласты). Нижненутовский подгоризонт – N₁nt₁ (верхний миоцен). Верхняя граница нижненутовского подгоризонта проводится на каротажных кривых по кровле IX пласта. К средней части разреза нутовского подгоризонта (XX-XXI₂ пластам) Одопту-море (Северный купол) приурочены все установленные залежи углеводородов. По наличию аномалий волнового поля и газопроявлениям в процессе бурения скважин предполагается присутствие непромышленных скоплений газа в верхней части разреза подгоризонта. Основными эксплуатационными объектами являются XXI₁ и XXI₂. Верхненутовский подгоризонт – N₂nt (плиоцен). Отложения верхненутовского подгоризонта сложены песчаными пластами I-VIII. Осадки подгоризонта отлагались в бассейне на глубинах 50-150 м. В своде структуры толщина осадков подгоризонта составляет 750 м. В разрезе выделяется 2 литологические пачки. Нижняя пачка (толщиной до 270 м) представлена неравномерным переслаиванием песчаников светло-серых, слабо уплотнённых, мелко- и среднезернистых и глин серых и тёмно-серых, с редкими прослоями алевролитов. Верхняя пачка толщиной до 750 м сложена преимущественно песками серыми, светло-серыми, средне- и крупнозернистыми, кварцевыми, рыхлыми с прослоями слабо уплотнённых песчаников и глин серых, голубовато-серых.

4. Корреляции разрезов скважин

Основной задачей, поставленной перед сейсморазведкой 3D, было уточнение корреляции целевых пластов, прослеживание постоянства их границ между пробуренными скважинами, картирование восточной границы замещения пластов-коллекторов, границы насыщения на западе. В результате детальной корреляции разрезов вертикальных и горизонтальных скважин с учётом материалов сейсморазведки 3D существенно изменены границы следующих пластов: XXI₂ пласт выделен в самостоятельный объект, его границы проведены по вертикальным и горизонтальным скважинам. К сожалению, непосредственно на Северном куполе в зоне отсутствия надёжной сейсмической информации оказалось невозможным уверенно проследить границы песчаных тел, скважинные данные дают информацию об их развитии по площади купола. Южнее скважины № 215 отмечается глинизация верхних прослоев XXI₁, и в скважине № 217 коллектором представлен только XXI₂ пласт. К тому же, его газонасыщение свидетельствует об изоляции этого сегмента песчаного тела. По результатам палеофациального анализа XXI₂ пласта севернее скважины № 217 проходит сейсмофациальная граница, связанная с врезом в лопасть фаций руслового канала, контролируемого разломом северо-восточного простирания. В плане врез совпадает со сбросом, т.е. сформирован экран комбинированного типа: русловый канал заполнен непроницаемыми разностями.

5. Гидрогеологическая характеристика залежи

Исследования подземных вод месторождения Одопту-море (Северный купол) проведены в трёх поисково-разведочных скважинах (№ 1, 3 и 9) рассматриваемой площади, в которых выполнялся неполный комплекс гидрогеологических исследований при вскрытии ряда водоносных объектов. Их опробование проводилось по методике для несамоизливающихся скважин без привлечения способов и операций, специфичных для гидрогеологических объектов. Исследования эти ускоряли опробовательский процесс, но в ущерб качеству и объёму пластовых параметров. В процессе опытно-промышленной разработки данного месторождения (залежь XXI-х пластов) к настоящему времени получена одна относительно достоверная проба пластовой воды из эксплуатационной скважины № 224. Степень гидрогеологической изученности показана в таблице 1.

Таблица 1 – Степень гидрогеологической изученности

Для объективной характеристики гидрогеологических и, в особенности, гидродинамических условий привлекались имеющиеся сведения о подземных водах южных площадей месторождения Одопту-море (Центральный и Южный купола), а также материалы наклонно-направленных скважин, пробуренных в разведочных целях с береговой косы под акваторию моря, и скважин южного участка месторождения Одопту-суша.

6. Физико-химическая характеристика нефти, газа и конденсата

XXI₁-XXI₂ пласт. В поверхностных условиях исследованы пробы из 11 скважин – №202, 201/203, 204, 205, 207, 211, 212, 215, 216, 226 и 227. По площади структуры свойства нефтей XXI₁-XXI₂ пластов достаточно стабильны. В поверхностных условиях плотность нефти изменяется от 0,841 (скважина № 204) до 0,866 г/см³ (скважины №216 и 226), в среднем по пласту составляет 0,855 г/см³ и относится к средним, вязкость при 20 °С изменяется от 2,95 до 4,59 сСт (в среднем – 3,70 сСт). Температура начала кипения – 64-76 °С (в среднем 70 °С). Выход бензиновых фракций до 200 °С в среднем составляет 39 %, светлых фракций до 300 °С – 67 %. Нефть относится к малосернистым (0,29 %), малосмолистым (смол силикагелевых – 4,98 %, асфальтенов – 0,35 %), малопарафинистым (1,09 %). Содержание хлористых солей (по определению в пробе нефти из скважины № 216) составляет 2,84 мг/дм³. Температура плавления парафина составляет 59 °С, температура застывания нефти – ниже – 20 °С. Тип нефти XXI₁-XXI₂ пластов по классификации Т.А. Ботневой относится к метановой, к химическому типу по А.А. Петрову – А¹ и промежуточному А¹-А². По физико-химическим свойствам (формула нефти по Т.А. Ботневой) – I.2См₁Ср₁Пр₁. В скважине № 217 из пластового газа был получен лёгкий конденсат, который имеет плотность 0,763 г/см³ (в среднем), вязкость 0,78 сП, закипает при 66 °С, выход бензиновых фракций до 200 °С составляет 90 %. Для конденсата характерны низкие содержания парафина (0,06 %), серы (0,02 %), силикагелевых смол (0,24%), асфальтенов (0,02%). По групповому углеводородному составу, согласно типизации И.С. Старобинца, конденсат относится к метано-нафтеновому типу и содержит 48% метановых, 39% нафтеновых углеводородов.

Компонентный состав растворённого в нефти газа изучен на 64 пробах из 9 скважин. В составе газов содержится 90,3-95,3% метана, 2,4-9,5% тяжёлых углеводородов. Среди тяжёлых углеводородов основным компонентом является этан – 1,5-5,3%, количество пропана составляет 0,4-1,6%, бутанов – 0,3-1,5%, пентанов – 0,1-0,8%, гексанов – от следовых количеств до 0,4 %. Содержание гомологов метана убывает в ряду: С₂Н₆ ® С₃Н₈ ® С₄Н₁₀ ® С₅Н₁₂. Содержание азота не превышает 0,4%, углекислого газа – 0,44%. Исключением является газ из скважины № 1, в котором низкая доля тяжёлых углеводородов (2,37%) и повышенное содержание азота – до 2%. В изученных пробах не определялось содержание инертных газов и водорода, присутствие сероводорода не обнаружено. Согласно геохимической классификации газов газонефтяных залежей по И.С. Старобинцу, растворённый газ XXI₁ и -XX₂ пластов относится к классу сухих и полужирных, газ низкоазотный, низкоуглекислый, не содержащий сероводорода.

7. Выводы и рекомендации по доразведке залежи

Разведка Северного купола месторождения Одопту-море практически завершена бурением поисковой наклонно-направленной скважины № 202. В дальнейшем все разведочные задачи решались эксплуатационными горизонтальными скважинами. Очевидно, что комплекс геолого-геофизических исследований ограничен техническими и экономическими возможностями заказчика. В то же время программа исследований за период ОПЭ в большей степени выполнена. Практически все пробуренные скважины оказались в контуре нефтеносности. В процессе бурения горизонтальных скважин проведён определённый комплекс ГИС, ограниченный, в основном, продуктивной частью разреза и набором методов исследований, что затруднило количественную оценку показателей фильтрационно-емкостных и коллекторских свойств продуктивных пластов. Для изучения свойств пластовых жидкостей был произведён отбор глубинных проб и проб на рекомбинацию из XX, XXI₁ и XXI₂ пластов, что позволило изучить необходимые показатели свойств пластовых флюидов. Таким образом, получен необходимый и достаточный объём информации для построения геологической модели месторождения и подсчёта запасов нефти и газа.

8. Обоснование категорий запаса

XXI₂ пласт рассматривается как отдельный объект подсчёта. Площадь развития насыщенных коллекторов закартирована по сейсмоматериалам 3D и подтверждается результатами интерпретации ГИС и опробования скважин. Залежи ограничены сбросами 1 и 2, зоной замещения коллекторов на востоке и установленными границами насыщения на западе. К 1 и 2 блокам приурочены нефтяные залежи, к 3 блоку – газонефтяная.

В 1 блоке нефтяная залежь опробована и эксплуатируется скважинами №№ 204, 202, 210, 211 и 212. По результатам совместной перфорации XXI₁+XXI₂ пластов в скважине № 9 на отметке нижнего отверстия – 1721 м, что соответствует отметке подошвы прослоя XXI₂ пласта, проведена граница насыщения. Начальные балансовые запасы нефти подсчитаны по категории С₁ и составляют 2138 тыс. тонн, извлекаемые запасы нефти – 970,7 тыс. тонн; начальные балансовые запасы растворённого газа – 197 млн. м³.

Во 2 блоке запасы нефти разрабатываются скважинами №№ 201, 215, 205 и 221. В скважине № 224 установлено присутствие слабонасыщенных коллекторов. При совместном опробовании двух объектов XXI₁+XXI₂ был получен приток воды с нефтью. По скважине № 224 принята граница насыщения в блоке. Начальные балансовые запасы нефти подсчитаны по категории С₁ и составляют 4781 тыс. тонн, извлекаемые запасы нефти – 2170,6 тыс. тонн; начальные балансовые запасы растворённого газа – 440 млн. м³.

В 3 блоке опробована и находится в эксплуатации газонефтяная залежь. Газовая часть вскрыта и опробована скважиной № 217. Начальные запасы газа газовой шапки подсчитаны по категории С₁ и составили 65 млн. м³; начальные балансовые запасы конденсата – 1 тыс. тонн, извлекаемые запасы конденсата – 1 тыс. тонн. Эксплуатационными скважинами №№ 207, 216, 226, 229 и 227 разрабатывается нефтяная часть залежи. В скважине № 3 пласт опробован, получен приток воды с признаками нефти. Граница запасов категории С₁ проведена по отметке нижнего отверстия интервала перфорации в скважине № 227 – 1670 м. Начальные балансовые запасы нефти подсчитаны по категории С₁ и составляют 4002 тыс. тонн, извлекаемые запасы нефти – 1816,9 тыс. тонн; начальные балансовые запасы растворённого газа – 368 млн. м³.

Начальные извлекаемые запасы растворённого газа по XXI₁+XXI₂ пластам по категории С₁ составили 1552 млн. м³. В целом по месторождению начальные балансовые запасы нефти категории С₁ в сравнении с утверждёнными ГКЗ увеличились на 14669 тыс. тонн, что составило + 124 %, в сравнении с Государственным балансом – уменьшились на 3178 тыс. тонн, что составило – 11 %. Основной прирост запасов произошёл в результате открытия новых залежей (XX пласта), увеличения объёма нефтенасыщенных пород по XXI₁+XXI₂ пластам за счёт уточнения границы замещения коллекторов. Снижение количества запасов категории С₁ по сравнению с числящимися на Государственном балансе связано с отнесением запасов отдельных блоков (или части залежи) месторождения по степени изученности к категории С₂.

9. Определение работы залежи

Пробная эксплуатация месторождения начата с 1998 года согласно технико-экономических расчётов освоения Северного купола месторождения и индивидуальных планов на скважину. Разработка залежей XXI пласта осуществлялась на естественном режиме. Из 6 выделенных эксплуатационных объектов в пробной эксплуатации находились 3 объекта в пределах XXI пласта и 1 объект, объединяющий пласты  и XX₂ в 1 блоке. Залежи XX₃ пласта, 2 и 3 блоков XX₂ пласта в эксплуатации не участвуют.

10. Расчётные параметры

Подсчёт запасов нефти и газа месторождения произведён объёмным методом, который является оптимальным для данного типа строения залежей и степени их изученности. Подсчёт запасов основан на данных сейсморазведки 3D, результатах бурения и испытания 21 скважины, интерпретации комплекса ГИС, результатах исследования керна и флюидов. В основе определения порового насыщенного объёма залежей лежат созданные структурная и литологическая модели месторождения, модель распределения свойств коллектора и насыщения её флюидами.

10.1 Методика определения порового насыщенного объёма залежи

По XXI₂ пласту в качестве базиса расчёта построены подсчётные планы (структурные карты по кровле коллектора). Геометрия залежей основана на сейсморазведке 3D, отбивках кровли и подошвы коллекторов в пробуренных скважинах, границах насыщения коллектора, обоснованных по результатам опробования скважин. Для контроля построения структурных карт, карт эффективных и насыщенных толщин использованы скважинные данные. Отметки кровли и подошвы коллектора базируются на корреляции кривых ГИС по скважинам. Исходя из сказанного выше, в качестве метода подсчёта использована объёмная формула, где под интегральной функцией выступает только карта эффективных насыщенных толщин, остальные параметры использованы как средние величины (константы):

,

где Q – начальные геологические запасы нефти, тыс. тонн;

 – эффективная нефтенасыщенная толщина в ячейке модели (средневзвешенные в ячейке послойной модели), м;

 – средневзвешенный на  коэффициент пористости коллектора, доли ед.;

 – средневзвешенный на  коэффициент нефтенасыщенности коллектора, доли ед.;

S – площадь ячейки, м²;

 – плотность нефти в стандартных условиях, т/м³;

q – пересчётный коэффициент, учитывающий усадку нефти при переводе её из пластовых условий в поверхностные (, где b – объёмный коэффициент пластовой нефти);

n – число ячеек по оси Х;

m – число ячеек по оси Y.

Подсчёт запасов для каждого объекта проводился раздельно по зонам (нефтяной, газонефтяной и водонефтяной) с учётом полигонов категорий запасов. По каждому полигону рассчитывалась площадь полигона S, объём коллектора , объём порового пространства коллектора , объём порового пространства нефтенасыщенного (газонасыщенного) коллектора  ().

Определение объёма коллектора  проводилось по картам эффективных нефтенасыщенных толщин путём суммирования значений  в ячейках карты в пределах полигонов:

.

Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в пределах каждого полигона рассчитывалось по формуле:

.

Средние значения  по группе полигонов рассчитывались после суммирования объёмов коллектора и площадей в соответствующих полигонах.

Определение порового объёма коллектора  проводилось путём умножения  в соответствующих полигонах на :

.

Определение объёма порового пространства нефтенасыщенного коллектора  проводилось путём перемножения  в соответствующих полигонах карт:

.

Запасы растворённого газа подсчитаны путём умножения начальных балансовых запасов нефти на газонасыщенность пластовой нефти, определённую по глубинным пробам по формуле:

,

где  – балансовые запасы растворённого в нефти газа, млн. м³;

 – балансовые запасы нефти, тыс. тонн;

 – газонасыщенность пластовой нефти, определённая по глубинным пробам, м³/т (для начального пластового давления).

Запасы свободного газа подсчитаны перемножением объёма газа в порах газовой части пласта на пересчётный коэффициент с учётом поправки на отклонение углеводородного газа от закона Бойля-Мариотта и температурной поправки по формуле:

,

где  – объём газонасыщенных пород, млн. м³;

 – начальное пластовое давление на середине глубины залежи, МПа;

 – конечное пластовое давление, равное 0,1 МПа;

f – поправка на температуру, равная  (Т = 273 °С,  = + 20 °С;

 – средняя пластовая температура в залежи;  и  – поправка на сжимаемость углеводородных газов, равная  для начального и конечного пластовых давлений;

Z – коэффициент сжимаемости пластового газа;

9,87 – коэффициент пересчёта технических единиц в физические.

Расчёт объёма свободного газа в пластовых условиях  и средних подсчётных параметров газовой залежи проводился аналогичным способом по аналогичным формулам с использованием карт эффективных газонасыщенных толщин, средней пористости коллектора по газовой части залежи и среднего коэффициента газонасыщенности:

.

Запасы конденсата подсчитаны по формуле:

,

где G – балансовые запасы конденсата, тыс. тонн;

 – начальные балансовые запасы газа газовых шапок, млн. м³;

П – потенциальное содержание пентанов и вышекипящих в пластовом газе, г/м³.

Таким образом, на основе построенной цифровой геологической модели с учётом скважинных данных и результатов исследования флюидов подсчитаны начальные балансовые запасы нефти, газа и конденсата.

10.2. Определение площадей нефтегазоносности

Площади нефтегазоносности для каждой залежи определялись, исходя из принятых отметок ГНК и ВНК на подсчётных планах, совмещённых со структурными картами по кровле коллекторов соответствующих пластов. Достоверность определения площади нефтегазоносности определяется достоверностью структурных карт, точностью определения положения ГНК, ГВК, ВНК. Структурные карты по кровле и подошве коллекторов по пласту XXI₂ построены в масштабе 1:25 000. В качестве структурной основы для построения карт по кровлям и подошвам коллекторов использованы структурные карты по стратиграфическим поверхностям продуктивных пластов, построенные по данным сейсморазведки 3D и ГИС.

Зона замещения коллектора на картах проведена по границе сейсмоамплитудной аномалии, маркирующей границу (бровку) шельфа как предел накопления пород-коллекторов. Тектонические нарушения установлены по сейсмоматериалам 3D. Площади полигонов S, объёмы коллектора , объём порового пространства коллектора , объём порового пространства нефтенасыщенного коллектора  рассчитывались для каждого объекта раздельно по зонам с учётом полигонов категорий запасов. Площадь определялась как сумма площадей ячеек сетки 2D, входящих в подсчётный участок. Результаты расчёта объёмов и площадей залежей по зонам приведены в таблице 2.

Таблица 2 – Результаты расчёта объёмов и площадей зон нефтегазонасыщения

10.3. Расчёт средневзвешенных эффективных насыщенных толщин

Карты эффективных насыщенных толщин коллектора построены по скважинным данным. Средняя эффективная толщина коллектора в каждом полигоне рассчитывалась по формуле:

.

Эффективные толщины пластов-коллекторов в скважинах определены как сумма толщин проницаемых прослоев коллектора в каждой скважине с учётом поправки на кривизну вручную и с применением программ интерпретации каротажа.

10.4. Принятые подсчётные параметры

Для определения параметров пористости и насыщенности использованы созданные в модели кубы свойств коллектора. Таким образом, средневзвешенные значения:

· коэффициентов пористости и нефтегазонасыщенности приняты как средневзвешенные по объёму залежи и приведены в таблице 3.

• средние значения плотности сепарированной нефти, объёмного коэффициента и газонасыщенности, принятые при подсчёте запасов, приведены в таблице 4.

Таблица 3 – Коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности

Таблица 4 – Средние значения плотности сепарированной нефти, объёмного коэффициента и газонасыщенности, принятые при подсчёте запасов

10.5. Подсчёт запасов нефти и растворённого газа

Запасы нефти и газа подсчитаны по категориям С₁ и С₂. К категории С₁ отнесены запасы залежей, где проведена перфорация интервалов пласта и получены притоки нефти или газа. К категории С₂ отнесены запасы залежей (XX₃) или их части (XX₂, I блок, газовая шапка II блока XXI₂ пласта), где не проведено опробования, пласт продуктивен по данным комплекса ГИС. С учётом параметров, обоснованных выше, произведён подсчёт геологических запасов нефти и растворённого газа по пластам, блокам и зонам.

10.6. Подсчёт запасов свободного газа и конденсата

Запасы газа газовых шапок подсчитаны по XX₂, XXI₁ и XXI₂ пластам в млн. м³. Расчёт начального пластового давления в газовых шапках произведён, исходя из замеров давления в скважинах и отметок ГНК при условии равенства пластового давления условному гидростатическому. Средняя пластовая температура в залежи определена расчётным путём с учётом фактических замеров температуры в скважинах при исследовании объектов. Коэффициент сжимаемости газа Z рассчитан, исходя из компонентного состава газа, пластовой температуры и давления. Расчётным путём определены потенциальное содержание С₅₊ (40 г/м³), коэффициент конденсатоотдачи (0,92), мольная доля сухого газа (0,991). Параметры соответствуют утверждённым ГКЗ.

1. Areshev E.G., Lavrennikov V.A., Alekseev S.B. Tekhniko-ehkonomicheskoe obosnovanie ko-ehfficienta nefteizvlecheniya po mestorozhdeniyu Odoptu-more. – YUzhno-Sahalinsk, 1984. – 55 s.
2. Igumnov V.I. Tekhnologicheskaya skhema razrabotki mestorozhdeniya Odoptu-more. – YUzhno-Sahalinsk: fondy «SahalinNIPImorneft'», 2006. – 85 s.
3. Koblov EH.G., Stycenko T.L. Analiz rezul'tatov, obosnovanie i planirovanie geologoraz-vedochnyh rabot po OAO «NK «Rosneft'» - Sahalinmorneftegaz». – YUzhno-Sahalinsk: «Sa-halinNIPImorneft'», 2004. – 201 s.
4. Otchyotnyj balans zapasov nefti, goryuchih gazov i kondensata za 2008 god. – YUzhno-Sahalinsk: OOO «RN - SahalinNIPImorneft'», 2009. – 112 s.
5. Otchyoty o razrabotke neftyanyh i gazovyh mestorozhdenij NGDU «Ohaneftegaz» za 1997-2005 gg. – YUzhno-Sahalinsk: Fondy SahalinNIPImorneft'. – 126 c.
6. Stycenko T.L., Igumnov V.I. Pereschyot zapasov nefti i gaza mestorozhdeniya Odoptu-more (Severnyj kupol) (po sostoyaniyu na 01.01.2006 g.). – YUzhno-Sahalinsk: OOO «RN-SahalinNIPImorneft'», 2006. – 96 s.
7. Podschyot zapasov mestorozhdeniya Odoptu-more (Severnyj kupol) [EHlektronnyj resurs]. Rez-him dostupa: http://knowledge.allbest.ru/geology/3c0a65635a2bc78a5c43b89421206d37_0.html 
8. Antoniadi D.G., Savenok O.V., SHostak N.A. Teoreticheskie osnovy razrabotki neftyanyh i ga-zovyh mestorozhdenij: uchebnoe posobie. – Krasnodar: OOO «Prosveshchenie-YUg», 2011. – 203 s.
9. Bulatov A.I., Voloshchenko E.YU., Kusov G.V., Savenok O.V. EHkologiya pri stroitel'stve nef-tyanyh i gazovyh skvazhin: uchebnoe posobie dlya studentov vuzov. – Krasnodar: OOO «Prosvesh-chenie-YUg», 2011. – 603 s.
10. Bulatov A.I., Savenok O.V., YAremijchuk R.S. Nauchnye osnovy i praktika osvoeniya nef-tyanyh i gazovyh skvazhin. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2016. – 576 s.
11. Bulatov A.I., Kachmar YU.D., Savenok O.V., YAremijchuk R.S. Osvoєnnya naftovih і gazovih sverdlovin. Nauka і praktika: monografіya. – L'vіv: Spolom, 2018. – 476 s.
12. ZHdanov M.A. Neftepromyslovaya geologiya i podschyot zapasov nefti i gaza. – M.: Izda-tel'stvo «Nedra», 1970. – 488 s.
13. Klimov V.V., Savenok O.V., Leshkovich N.M. Osnovy geofizicheskih issledovanij pri stroi-tel'stve i ehkspluatacii skvazhin na neftegazovyh mestorozhdeniyah. – Krasnodar: OOO «Izda-tel'skij Dom – YUg», 2016. – 274 s.
14. Popov V.V., Bogush I.A., Tret'yak A.YA., Savenok O.V., Lavrent'ev A.V. Poiski, razvedka i ehkspluataciya mestorozhdenij nefti i gaza: uchebnoe posobie. – Novocherkassk: YURGPU (NPI), 2015. – 322 s.
15. Popov V.V., Tret'yak A.YA., Savenok O.V., Kusov G.V., SHvec V.V. Geofizicheskie issledo-vaniya i raboty v skvazhinah: uchebnoe posobie. – Novocherkassk: Lik, 2017. – 326 s.
16. Savenok O.V., Arutyunyan A.S., SHal'skaya S.V. Interpretaciya rezul'tatov gidrodinami-cheskih issledovanij: uchebnoe posobie. – Krasnodar: Izd. FGBOU VO «KubGTU», 2017. – 203 s.
17. Savenok O.V., Leshkovich N.M., Mazhnik V.I. Analiz obvodnyonnosti i metody ograniche-niya vodopritokov v neftegazodobyvayushchih skvazhinah mestorozhdenij ostrova Sahalin // Bulatovskie chteniya: materialy I Mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii (31 marta 2017 goda): v 5 tomah: sbornik statej [pod obshch. red. d-ra tekhn. nauk, prof. O.V. Save-nok]. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2017. – T. 2: Razrabotka neftyanyh i gazovyh mestorozhdenij. – S. 255-260 Rezhim dostupa: http://id-yug.com/images/id-yug/Bulatov/2017/2/PDF/2017-V2-255-260.pdf
18. Lapotnikov A.G., Kotel'nikov A.S., Appo Jao Kossonu. Geologicheskoe stroenie, perspektivy neftegazonosnosti i proekt razvedochnogo bureniya na mestorozhdenii Pil'tun-Astohskoe // Bulatovskie chteniya: materialy II Mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii (31 marta 2018 goda): v 7 tomah: sbornik statej / Pod obshch. red. d-ra tekhn. nauk, prof. O.V. Savenok. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2018. – T. 3: Burenie neftyanyh i gazovyh skvazhin. – S. 153-165 Rezhim dostupa: http://id-yug.com/images/id-yug/Bulatov/2018/3/PDF/V3-153-165.pdf
19. Lapotnikov A.G. Analiz regulirovaniya processa razrabotki XIII plasta neftyanogo mestorozhdeniya EHkhabi // Vestnik studencheskoj nauki kafedry informacionnyh sistem i programmirovaniya. – 2017. – № 03; URL: vsn.esrae.ru/4-20 Rezhim dostupa: http://vsn.esrae.ru/pdf/2018/01/20.pdf
20. Lapotnikov A.G., Savenok O.V. Geologicheskoe stroenie, neftegazonosnost' i analiz razrabotki gazokondensatnoneftyanogo mestorozhdeniya Odoptu-more (Severnyj kupol) XXI plasta // Nauchnyj zhurnal NAUKA. TEKHNIKA. TEKHNOLOGII (politekhnicheskij vest-nik). – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2018. – № 1. – S. 101-123.

Lapotnikov Andrey Gennadievich GEOLOGICAL CHARACTERISTICS AND RESERVE CALCULATION OF THE ODOPTU-MORE FIELD (NORTHERN DOME) // Вестник студенческой науки кафедры информационных систем и программирования. – 2018. – № 02;
URL: vsn.esrae.ru/en/5-25 (Date Access: 01.07.2025).

Today: 2516 | Week: 2516 | Total: 3021

Comments (0)