,
где 
- значение ГК, соответствующее изучаемому пласту;
- значение ГК, соответствующее глинам верейского, тульского,
бобриковского, кыновского горизонтов;
- значение ГК, соответствующее известнякам башкирского, турнейского или фаменского ярусов.
По промыслово-геофизическим данным средневзвешенное по эффективной нефтенасыщенной толщине значение пористости для отложений тульского горизонта равно 21,0% (2 определения по 2 скважинам).
Пористость по керну не определялась, поэтому величина пористости принята по результатам определения значений пористости по ГИС.
Для подсчёта запасов нефти в отложениях тульского горизонта рекомендуется принять коэффициент пористости равный 0,21, определённый по материалам ГИС в скв.№293 /6,7/.
2.4.5 Определение коэффициента нефтенасыщенности
Коэффициент нефтенасыщенности (Кн) коллекторов определяется по известной формуле:
, где
a, b, m, n- коэффициенты, определенные по данным исследования керна в лабораториях ТатНИПИнефть;
Rп и Rв - УЭС (омм) соответственно для исследуемого пласта и пластовой воды;
Определение УЭС нефтенасыщенных прослоев проводилось с использованием данных БКЗ, ПК - БК. УЭС пластовой воды принималось для продуктивных отложений для турнейских и бобриковских отложений - 0,045 омм. Коэффициенты обобщенных зависимостей для определения Кн тульского горизонта:
Нефтенасыщенность прослоев в отложениях тульского горизонта по геофизическим данным изменяется от 74,7% до 79,7%. Средневзвешенное значение ее по толщине составляет 77,8%.
Нефтенасыщенность по керну не определялась, поэтому величина нефтенасыщенности принята по результатам определений характера насыщения по ГИС.
Для подсчёта запасов нефти в отложениях тульского горизонта рекомендуется принять коэффициент нефтенасыщенности, определённый по ГИС по скв. №293, равный 0,78 /6,7/.
2.5 Нефтеносность месторождения
Нефтеносность Залесного месторождения связана с отложениями тульского горизонта нижнего карбона. Материалами для исследований послужили диаграммы проведенных ГИС в скважинах №№№20005,286,293 и результаты опробования.
Залежь в отложениях тульского горизонта контролируется замкнутой изогипсой -1100 м, определяющая размеры Северного и Южного поднятия по отражающему горизонту "У".
Представленные к рассмотрению залежи относятся к пласту индексируемому как пласт Стл-3.
Залежь 1 пласта Стл-3 Южного поднятия.
В скважине №20005 пласт состоит из одного пористо-проницаемого прослоя. Общая и эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 1,4 м. Пласт залегает на глубине -1107,5 м- -1108,9 (в абс. отм.) и является полностью нефтенасыщенным.
В скважине №286 пласт состоит также из одного пористо-проницаемого прослоя толщиной 1,2 м, залегающего на глубине -1106,7- -1107,9 м (в абс. отм.). Залежь пластовая сводовая, имеет размеры 4,0 х 1,3 км. Условный уровень подсчёта запасов принят по данным ГИС результатам опробования в скважине №20005 на абс. отм.-1108,9 (рис. 2.6.)/7/.
Залежь 2 пласта Стл-3 Северного поднятия.
В скважине №293 пласт состоит из двух неоднородных пористо-проницаемых прослоев толщиной 1,0 м и 0,6 м. Пласт залегает на глубине 1262,4 м-1264,6 м (-1101,3 м - -1103,5 м в абс. отм.). Общая толщина пласта составляет 2,2 м, эффективная нефтенасыщенная - 1,6 м. Пористо-проницаемые прослои разделяет заглинизированные породы толщиной 0,6 м. Залежь пластовая сводовая, имеет размеры 1,7 х 1,6 км. Условный уровень подсчёта запасов принят по данным ГИС и результатам опробования в скважине №293 на абс. отм. -1103,5 м. Запасы нефти оценивались по категориям С1 (рис. 2.7.) /6/.
2.6 Физико-химическая характеристика нефти
Для определения основных физико-химических свойств нефти использовались данные 2 сепарированных и 4 глубинных проб нефти, отобранных из скв.№№20005,286 Залесного месторождения. Глубинные пробы нефти (ГГШ) отбирались пробоотборниками ПД-ЗМ и ВПП-300. Пробы исследовались на установках УШЖ-2М и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость определялась вискозиметром ВВДУ, плотность сепарированной нефти - пикнометрическим способом, а также дегазированной нефти исследовались на хроматографах типа ХЛ-3, ХЛ-4, УХ-2 и ХРОМ-57. Поверхностные нефти исследовались по действующим ГОСТам: плотность -ГОСТ 3900-47, содержание серы - ГОСТ 2177-66, содержание парафина - по методике ВВПИПИНП.
Значение основных параметров нефти по 4 глубинным и 2 сепарированным пробам следующее: давление насыщения - 2,9 Мпа, газосодержание – 4,9 м3/т, объёмный коэффициент - 1,0279, динамическая вязкость пластовой нефти - 57,35 мПас, плотность пластовой нефти - 901,2 кг/м3, плотность сепарированной - 906,0 кг/м3, содержание серы - 2,61%.
Для подсчёта запасов нефти тульской залежи Северного поднятия рекомендовались следующие значения: плотность сепарированной нефти - 0,906 г/ м3, коэффициент перевода - 0,973 /6,7/.
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
| Горизонт, пласт, залежь | Категория | Зона | №№ расчетных полей | Площадь, тыс.м2 | Средняя эффективная толщина, м | Объем, тыс.м3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| Тульский Стл-3, залежь 1, Южное поднятие | кат.В | нефтяная | I | 186,31 | 1,2 | 223,58 |
| водонефтяная | II | 31,42 | 1,2 | 37,7 | ||
| III | 27,41 | 0,5 | 13,7 | |||
| Итого НЗ+ВНЗ | 245,14 | 1,12 | 274,98 | |||
| кат.С1 | нефтяная | IV | 553,51 | 1,2 | 664,28 | |
| водонефтяная | V | 105,3 | 1,2 | 126,36 | ||
| VI | 79,42 | 0,5 | 39,7 | |||
| Итого НЗ+ВНЗ | 738,23 | 1,12 | 830,34 | |||
| кат.С2 | нефтяная | VII | 404,21 | 1,2 | 485,05 | |
| водонефтяная | VII | 122,58 | 1,2 | 147,09 | ||
| IХ | 1813,92 | 0,5 | 906,96 | |||
| Итого НЗ+ВНЗ | 2340,71 | 0,66 | 1539,1 | |||
| Всего | В+С1 | 983,37 | 1,12 | 1105,32 | ||
| Всего | С2 | 2340,71 | 0,66 | 1539,1 | ||
| Всего | В+С1+С2 | 3324,08 | 0,8 | 2644,42 | ||
Тульский Стл-3, залежь 2, Северное поднятие |
кат.В | нефтяная | I | 62,37 | 1,3 | 81,55 |
| водонефтяная | II | 87,9 | 1,3 | 114,27 | ||
| III | 9,18 | 0,5 | 4,59 | |||
| Итого НЗ+ВНЗ | 159,45 | 1,26 | 200,41 | |||
| кат.С1 | нефтяная | IV | 218,37 | 1,3 | 283,88 | |
| водонефтяная | V | 190,3 | 0,5 | 95,15 | ||
| VI | 240,57 | 1,3 | 312,75 | |||
| Итого НЗ+ВНЗ | 649,24 | 1,06 | 691,78 | |||
| кат.С2 | нефтяная | VII | 24,5 | 1,3 | 31,86 | |
| водонефтяная | VIII | 186,32 | 1,2 | 223,59 | ||
| IХ | 31,43 | 1,2 | 37,8 | |||
| Итого НЗ+ВНЗ | 27,42 | 0,6 | 13,8 | |||
| Всего | В+С1 | 245,15 | 1,12 | 274,99 | ||
| Всего | С2 | 553,52 | 1,2 | 664,29 | ||
| Всего | В+С1+С2 | 105,4 | 1,2 | 126,37 | ||
3.2 Обоснование выделения категорий запасов и подсчет запасов в соответствии с новой классификацией 2005 года
Объектом переоценки категорий являются числящиеся на Государственном балансе запасы залежи нефти Залесного месторождения.
Переоценка категорий и выделенных групп запасов проведена согласно "Методическим рекомендациям по проведению переоценки категорий …" /3/.
Информационной базой для данной работы являются материалы проведенного ранее оперативного подсчета запасов, прошедшего рассмотрение органами государственной экспертизы /6,7/. Переоценка категорий запасов производилась согласно структурным построениям и утвержденным подсчетным параметрам данного оперативного подсчета.
Переоценка категорий и выделенных групп запасов была проведена в три этапа:
I этап - подготовка исходных данных, которая включает сканирование, привязку и оцифровку графических материалов (подсчетных планов и карт нефтенасыщенных толщин);
II этап - заполнение необходимой атрибутивной информации, метаданных (внешний и внутренний контур нефтеносности, подсчетные параметры, эффективные нефтенасыщенные толщины, КИН, техническое состояние скважин, принятая схема разработки);
III этап – непосредственно переоценка запасов, при которой в специально разработанном в ТГРУ ОАО Татнефть программном модуле "Переоценка", рассчитываются площади, объемы и запасы нефти с учетом исходных данных, атрибутивной информации, метаданных.
Результаты расчетов площадей и объемов объектов переоценки приведены в таблице 3.1, подсчетных параметров и запасов нефти – в таблице 3.2.
Подсчет запасов нефти проводился объемным методом по формуле:
Qи = S · h · Kп · Kн · q · g · b
где , Qи - извлекаемые запасы нефти (тыс.т),
S - площадь нефтеносности (тыс. м2),
h - cредневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина (м),
Kп - коэффициент открытой пористости (доли единицы),
Kн - коэффициент нефтенасыщенности (доли единицы),
q - пересчетный коэффициент (доли единицы),
g - плотность дегазированной нефти (г/см),
b - коэффициент извлечения нефти (доли единицы).
Согласно "Методическим рекомендациям по проведению переоценки категорий …" /3/ выделение категорий запасов нефти и газа производится раздельно по залежам:
К категории В (установленные) относятся разбуренные, неразрабатываемые, промышленно значимые извлекаемые запасы подготовленной к разработке части залежи или разведываемой залежи, которые ожидается извлечь из пластов, вскрытых скважинами, давшими промышленные притоки нефти и газа в результате испытания или пробной эксплуатации отдельных скважин;
Таблица 3.2 Таблица подсчетных параметров и запасов нефти Залесного месторождения
| Залежь | Категория | Зона | Площадь нефтеносности, тыс, м2 | Ср. эфф. Неф. толщина, м | Объем нефтенас. пород, тыс. м3 | Коэффициенты, доли единицы | Плотность нефти, г/см3 | Коэффиц. извлечения нефти, д.е. | Начальные геолог. запасы нефти, тыс.т | Начальные извлек .запасы нефти, тыс.т | ||
| открытой пористости, д.е. | нефтенасыщенности, д.е. | пересчетный, д.е. | ||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 15 |
| Залежь 1 Тульский Стл-3 Южное поднятие | В | НЗ | 186,31 | 1,2 | 223,58 | 0,21 | 0,66 | 0,973 | 0,906 | 0,361 | 27 | 10 |
| ВНЗ | 58,83 | 0,9 | 51,4 | 0,21 | 0,66 | 0,973 | 0,906 | 0,361 | 7 | 3 | ||
| С1 | НЗ | 553,51 | 1,2 | 664,28 | 0,21 | 0,66 | 0,973 | 0,906 | 0,361 | 81 | 29 | |
| ВНЗ | 184,72 | 0,9 | 166,06 | 0,21 | 0,66 | 0,973 | 0,906 | 0,361 | 20 | 7 | ||
| С2 | НЗ | 404,21 | 1,2 | 485,05 | 0,21 | 0,66 | 0,973 | 0,906 | 0,361 | 59 | 21 | |
| ВНЗ | 1936,5 | 0,5 | 1054,05 | 0,21 | 0,66 | 0,973 | 0,906 | 0,361 | 129 | 46 | ||
| Итого по залежи | В+С1 | 983 | 1,1 | 1105 | 0,21 | 0,66 | 0,973 | 0,906 | 0,361 | 135 | 49 | |
| С2 | 2341 | 0,7 | 1539 | 0,21 | 0,66 | 0,973 | 0,906 | 0,361 | 188 | 68 | ||
| B+C1+C2 | 3324 | 0,8 | 2644 | 0,21 | 0,66 | 0,973 | 0,906 | 0,361 | 323 | 117 | ||
| Залежь 2 Тульский Стл-3 Северное поднятие | В | НЗ | 62,37 | 1,3 | 81,55 | 0,21 | 0,78 | 0,973 | 0,906 | 0,361 | 12 | 4,3 |
| ВНЗ | 97,08 | 1,2 | 118,86 | 0,21 | 0,78 | 0,973 | 0,906 | 0,361 | 17 | 6,2 | ||
| С1 | НЗ | 218,37 | 1,3 | 283,88 | 0,21 | 0,78 | 0,973 | 0,906 | 0,361 | 41 | 14,8 | |
| ВНЗ | 430,87 | 0,9 | 407,9 | 0,21 | 0,78 | 0,973 | 0,906 | 0,361 | 59 | 21,3 | ||
| С2 | НЗ | 24,5 | 1,3 | 31,86 | 0,21 | 0,78 | 0,973 | 0,906 | 0,361 | 5 | 1,7 | |
| ВНЗ | 591,37 | 0,8 | 459,31 | 0,21 | 0,78 | 0,973 | 0,906 | 0,361 | 66 | 23,9 | ||
| Итого по залежи | В+С1 | 809 | 1,1 | 892 | 0,21 | 0,78 | 0,973 | 0,906 | 0,361 | 129 | 46 | |
| С2 | 616 | 0,8 | 491 | 0,21 | 0,78 | 0,973 | 0,906 | 0,361 | 71 | 26 | ||
| B+C1+C2 | 1425 | 1,0 | 1383 | 0,21 | 0,78 | 0,973 | 0,906 | 0,361 | 200 | 72 | ||
| Итого по тульскому горизонту | В+С1 | 1792 | 1,1 | 1998 | 0,21 | 0,78 | 0,973 | 0,906 | 0,361 | 265 | 96 | |
| С2 | 2957 | 0,7 | 2030 | 0,21 | 0,78 | 0,973 | 0,906 | 0,361 | 259 | 93 | ||
| В+С1 +С2 | 4749 | 0,9 | 4028 | 0,21 | 0,78 | 0,973 | 0,906 | 0,361 | 523 | 189 | ||
К категории С1 (оцененные) относятся неразбуренные, промышленно значимые извлекаемые запасы частей залежи, примыкающих к запасам более высоких категорий (А, В), и в районе скважин с положительной характеристикой по ГИС, но не опробованных в колонне, при условии подтверждения выдержанности пласта в исследуемой части залежи;
К категории С2 ( предполагаемые) относятся предполагаемые неразбуренные, экономически эффективные извлекаемые запасы выделяемые между границей запасов категории С1 и границей залежи, а также в пластах с недоказанной продуктивностью, но изученных по материалам геофизических исследований в транзитных эксплуатационных скважинах и в неразбуренных тектонических блоках на залежах с установленной продуктивностью.
Продуктивными на Залесном месторождении являются отложения тульского горизонта нижнего карбона. В пределах месторождения выделены две залежи пласта Стл-3.
В рамках оперативного подсчета запасов /6,7/ не рассмотрено вариантов разработки залежей тульского горизонта. Хотя на месторождении ведется добыча нефти, каких либо данных о вариантах разработки Залесного месторождения нет. Для выбора технологических показателей разработки залежей тульского горизонта рассмотрено соседнее месторождение - Чудное /8/. По аналогии принят вариант, который предусматривает разбуривание залежей вертикальными скважинами с расстоянием между скважинами 400 м. Шаг сетки разбуривания скважин принят 400х400 метров, коэффициент извлечения нефти – 0.361. Согласно инструкции /3/ для переоценки категорий на залежи был принят элементарный участок – квадрат со стороной 400 метров, ориентированный по линии север-юг. Совокупность смежных квадратов определяет границы участков запасов разных категорий. На Залесном месторождении выделены запасы категорий В (установленные), С1 (оцененные) и С2 (предполагаемые).
Залежь 1 пласта Стл-3 (Южное поднятие).
Залежь вскрыта двумя скважинами №20005 и №286.
Согласно подсчету запасов 2008 года /4,6 / запасы залежи по степени геологической изученности отнесены к категории С1 и С2, и ограничены внешним контуром нефтеносности.
Шаг сетки разбуривания скважины принят 400х400 метров, коэффициент извлечения нефти – 0.361. Согласно инструкции /3/ для переоценки категорий на залежи был принят элементарный участок – квадрат со стороной 400 метров, ориентированный по линии север-юг. Совокупность смежных квадратов определяет границы участков запасов разных категорий.
На данной залежи выделены запасы категорий В (установленные), С1 (оцененные) и С2 (предполагаемые) (рис. 3.1.).
Запасы категории В в пределах залежи выделены вокруг скважин № 20005 и № 286, граница проведена по квадратному элементу со стороной 400 метров (рис.). Основанием для выделения запасов категории В является наличие промышленного притока нефти при опробовании в колонне. При опробовании в колонне скважины № 20005 из пласта Стл-3 получен промышленный приток безводной нефти дебитом 2,7 м/сут. Скважина № 286 при опробовании в колонне также дала промышленный приток нефти с дебитом 2,2 м/сут. На юге граница категории ограничена внешним контуром нефтеносности. Запасы категории В приурочены к чистонефтяной и водонефтяной зонам. Суммарные запасы категории В составляют 34 тыс.т – балансовые и 12 тыс.т – извлекаемые. В том числе в чистонефтяной зоне запасы категории В составляют 27 тыс.т – геологические и 10 тыс.т – извлекаемые.
Запасы категории С1 выделены вокруг квадрата категории В в районе скважин № 20005 и № 286 по периметру шириной 400 м (рис.). Граница категории С1 ограничена контуром залежи на юге и севере. Запасы категории С1 находятся на неразбуренной части залежи, но непосредственно примыкают к участкам запасов высшей категории (В) и геолого-геофизическая информация доказывает непрерывность пласта в сторону выделяемой зоны. Это является основанием для выделения категории С1.
Запасы категории С1 приурочены к чистонефтяной и водонефтяной зонам. Суммарные запасы составляют 101 тыс.т. – балансовые и 36 тыс.т. – извлекаемые. В том числе в чистонефтяной зоне запасы категории С1 составляют 81 тыс.т – геологические и 29 тыс.т – извлекаемые.
Граница запасов категории С2 выделена на неразбуренном участке залежи между контуром залежи и границей участков более высокой категории (С1). Запасы категори С2 приурочены к чистонефтяной и водонефтяной зонам (рис.). Запасы нефти этой категории на залежи составляют 188 тыс.т– балансовые, 68 тыс.т – извлекаемые. В том числе в чистонефтяной зоне запасы категории С1 составляют 59 тыс.т – геологические и 21тыс.т – извлекаемые.
Залежь 2 пласта Стл-3 (Северное поднятие)
Залежь 2 в пласте Стл-3 вскрыта одной скважиной №293.
Согласно подсчету запасов 2008 года /4,6 / запасы залежи по степени геологической изученности отнесены к категории С1 и ограничены внешним контуром нефтеносности.
Шаг сетки разбуривания скважины принят 400х400 метров, коэффициент извлечения нефти – 0.361. Согласно инструкции /1/ для переоценки категорий на залежи был принят элементарный участок – квадрат со стороной 400 метров, ориентированный по линии север-юг. Совокупность смежных квадратов определяет границы участков запасов разных категорий.
На данной залежи выделены запасы категорий В (установленные), С1 (оцененные) и С2 (предполагаемые) (рис. 3.2.).
Запасы категории В в пределах залежи выделены вокруг скважины № 293, граница проведена по квадратному элементу со стороной 400 метров (рис.). Основанием для выделения запасов категории В является наличие промышленного притока нефти при опробовании в колонне. При опробовании в колонне скважины №293 из пласта Стл-3 получен промышленный приток безводной нефти дебитом 8,51 м3/сут. Запасы категории В приурочены к чистонефтяной и водонефтяной зонам. Суммарные запасы категории В составляют 29 тыс.т – балансовые и 10 тыс.т – извлекаемые. В том числе в чистонефтяной зоне запасы категории В составляют 12 тыс.т – геологические и 4 тыс.т – извлекаемые.
Запасы категории С1 выделены вокруг квадрата категории В в районе скважины № 293 по периметру шириной 400 м (рис.). Граница категории С1 ограничена контуром залежи на востоке. Запасы категории С1 находятся на неразбуренной части залежи, но непосредственно примыкают к участкам запасов высшей категории (В) и геолого-геофизическая информация доказывает непрерывность пласта в сторону выделяемой зоны. Это является основанием для выделения категории С1.
Запасы категории С1 приурочены к чистонефтяной и водонефтяной зонам. Суммарные запасы составляют 100 тыс.т. – балансовые и 36 тыс.т. – извлекаемые. В том числе в чистонефтяной зоне запасы категории С1 составляют 41 тыс.т – геологические и 15 тыс.т – извлекаемые.
Граница запасов категории С2 выделена на неразбуренном участке залежи между контуром залежи и границей участков более высокой категории (С1). Запасы категори С2 приурочены к чистонефтяной и водонефтяной зонам (рис.). Запасы нефти этой категории на залежи составляют 71 тыс.т– балансовые, 26 тыс.т – извлекаемые. В том числе в чистонефтяной зоне запасы категории С2 составляют 5 тыс.т – геологические и 2 тыс.т – извлекаемые.
4. Сопоставление переоцененных запасов с числящимися на Государственном балансе запасов полезных ископаемых
Запасы нефти Залесного месторождения были учтены Государственным балансом Республики Татарстан на 01.01.2009 года /15, 20, 21/.
По степени изученности запасы Залесного месторождения были отнесены к категории С1 и С2 , и составляли:
-по категории С1 – геологические - 416 тыс.т, извлекаемые - 150 тыс.т;
-по категории С2 – геологические –107 тыс.т, извлекаемые - 39 тыс.т.
В рамках оперативного подсчета /15/ запасы нефти считались отдельно по чистонефтяной и водонефтяной зоне. В чистонефтяной зоне запасы категории С1 составляют 253 тыс.т – геологические и 91 тыс.т – извлекаемые. В водонефтяной зоне запасы категории С1 составляют 253 тыс.т – геологические и 91 тыс.т – извлекаемые. Запасы категории С2 в чистонефтяной и водонефтяной зоне отсутсвуют.
В результате переоценки категорий запасов 2008 года запасы нефти Залесного месторождения отнесены к категориям В (установленные), С1 (оцененные) и С2 (предполагаемые) и составили:
-по категории В – геологические - 63 тыс.т, извлекаемые - 22 тыс.т;
-по категории С1 – геологические - 201 тыс.т, извлекаемые - 73 тыс.т;
-по категории С2 – геологические –259 тыс.т, извлекаемые - 94 тыс.т.
Запасы категорий приурочены к чистонефтяной и водонефтяной зонам. В чистонефтяной зоне запасы категорий Залесного месторождения составили:
-по категории
29-04-2015, 00:38