Электронный каталог геологических документов
Электронный каталог геологических документов - Российский Федеральный Геологический Фонд

№ п/п Место хранения документа (геолфонд), название хранилища Вид документа Инвентарный номер Конфиден-циальность Название документа Организация-исполнитель Авторы Год составления Место составления Объем документа Предметно-систематический классификатор Полезные ископаемые Изучаемая территория
Источники финансирования Наличие в электронном виде
РазделПодраздел
1 по Ханты-Мансийскому АО, Территориальный уровень 

*подробнее
Геологический отчет  24911    Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа Кочевского месторождения.  ООО КогалымНИПИнефть  Дручин В.С. и Аржиловская Н.Г.  2018  Тюмень  204л., 32р., 65/66гр., 1кн., 1п., 1м.н.    Подсчет запасов  горючий газ растворенный, нефть  Кочевское, Западная Сибирь, Сургутский, Ханты-Мансийский автономный округ - Югра
P-43 
средства предприятия  электронная версия в составе единиц хранения 
 
Ссылки на другие источники
   Объект учёта РГИ         

   Дополнительная информация   
Связанные документы
Тип документа Номер документа Расположение Содержание
Протокол ТСов, по Ханты-Мансийскому АО  24910  Кочевское, Западная Сибирь, Сургутский, Ханты-Мансийский автономный округ - Югра  "Протокол № 03-18/821-пр от 21.11.2018. Рассмотрение экспертного заключения ЭЗ № 576-18 оп-пд от 10.10.2018 г. по Кочевскому месторождению ООО "Лукойл-Западная Сибирь"."
Дополнительные сведения : ; , Подсчет запасов; горючий газ растворенный, нефть 
Лицензия  ХМН12589НЭ  Кочевский участок, Ханты-Мансийский автономный округ, Сургутский район  Дата выдачи: 18.08.2004; Цели: добыча нефти и газа; Недропользователь: ООО ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь; 
Лицензия  ХМН00504НЭ  участок Северо-Кочевский, Ханты-Мансийский автономный округ, Сургутский район  Дата выдачи: 22.04.1997; Цели: разведка и добыча полезных ископаемых; Недропользователь: ООО ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь; 
Лицензия  ХМН00564НЭ  Конитлорский участок, Ханты-Мансийский автономный округ, Сургутский р-н  Дата выдачи: 29.05.1997; Цели: разведка и добыча полезных ископаемых; Недропользователь: ОАО Сургутнефтегаз; 
Другие сведения по документу
Для обоснования изменения запасов по объектам подсчёта Кочевского месторождения в работе использована новая геолого-геофизическая и геолого-промысловая информация новых разведочной 85Р и 22 эксплуатационных скважин (в том числе 2-х углублённых и 6-ти горизонтальных стволов).Бурение новых эксплуатационных скважин велось с кустовых площадок №№ 25, 38.Структурные построения выполнены по результатам интерпретации материалов сейсморазведки 3D, с учётом бурения скважин. Эффективные толщины выделены по качественным петрофизическим признакам порового терригенного пространства, распределение запасов по категориям выполнено в соответствии с требованиями действующей классификации с учётом достигнутой степени изученности продуктивных пластов.
По состоянию изученности Кочевского месторождения на 01.01.2018 г. по данным геологических, геофизических и промысловых работ получены следующие результаты: 1. Относительно оперативного подсчёта запасов 2017 года новых скважин в пределах залежей пласта БС103(1) не пробурено, геологическая модель не изменилась. 2. Относительно оперативного подсчёта запасов 2017 года новых скважин в пределах залежи пласта БС104 не пробурено, геологическая модель не изменилась. 3. В контуре залежи пласта БС105(3) района скв. 14Р пробурено 9 новых эксплуатационных скважин, 6 из которых подтвердили зону замещения. Скважины 9537 и 9455 вскрыли водонефтяную зону залежи, нефтенасыщенные толщины в них выделены по данным ГИС. Скважина 9434 вскрыла пласт за контуром нефтеносности. В результате скорректирован структурный план залежи и карта эффективных нефтенасыщенных толщин. 4. Относительно оперативного подсчёта запасов 2017 года в контуре Основной залежи пласт БС105-6 пробурено 5 новых эксплуатационных скважин 7036, 7022Е, 7025, 9523, 9434, нефтенасыщенные толщины в них выделены по данным интерпретации ГИС. В результате скорректирован структурный план залежи и карта эффективных нефтенасыщенных толщин. 5. Относительно оперативного подсчёта запасов 2017 года новых скважин в пределах пласта Ач8 не пробурено, геологическая модель не изменилась. В районе скважины 70Р запасы переведены в категорию А. 6. Относительно оперативного подсчёта запасов 2015 года новых скважин в пределах пласта Ач90 не пробурено, геологическая модель не изменилась. В районе работающих скважин запасы переведены в категорию А. 7. Относительно оперативного подсчёта запасов 2017 года модель пласта Ач9 актуализирована по результатам бурения 4-х новых эксплуатационных скважин 7038, 7036, 7022Е, 7025 в контуре залежи района скважины 62Р. Относительно утверждённой модели скорректирована граница зоны замещения коллектора, контур нефтеносности залежи расширился в восточном направлении. В границах залежей районов скважин 314Р и 12Р новых скважин не пробурено, геологическая модель не изменилась. В районе работающих скважин запасы переведены по категорию А. Границы категории В1 скорректированы в соответствии с правилом проведения границы В1 относительно категории А. 8. По пластам Ач91, Ач92, Ач101, Ач102 геологические модели не изменились. 9. По пласту Ач10 учтены данные по 13 новым эксплуатационным скважинам. Уточнена геологическая модель пласта Ач10, увеличилась площадь нефтеносности залежи района скв. 2010, скорректирован структурный план и нефтенасыщенные толщины залежей. В районе работающих скважин запасы переведены по категорию А. Границы категории В1 скорректированы в соответствии с правилом проведения границы В1 относительно категории А. 10. Актуализирована геологическая модель пласта Ач11 с учётом данных по 17 новым скважинам, пробуренным после ОПЗ 2017 г. В результате скорректирован структурный план залежи и карта эффективных нефтенасыщенных толщин. В июле-сентябре 2017 г. по результатам отработки ГНО в скважине 2010 в интервале глубин 2813,0-2832,0 м получен приток нефти с водой, нефти дебитом 14,0 м3/сут, воды - 21,0 м3/сут. В результате получения промышленного притока часть запасов категории В2 переведены в категорию В1. В районе работающих скважин запасы переведены в категорию А. Границы категории В1 скорректированы в соответствии с правилом проведения границы В1 относительно категории А. 11. Относительно ОПЗ 2017 г. в контуре залежи пласта Ач12 1-2 пробурены 4 новые эксплуатационные скважины 7038, 7036, 7022Е, 7025, нефтенасыщенные толщины в которых выделены по данным интерпретации ГИС. В результате скорректирован структурный план залежи и карта эффективных нефтенасыщенных толщин. 12. По Основной залежи пласта ЮС11 повышена категорийность запасов в районах бурения на основании результатов опробования скважины 85Р и начальной эксплуатации скважин кустовых площадок №№ 15, 25. При опробовании скважины 85Р в интервале перфорации 3112,5-3124,0 м (а.о. -2816,4-2827,9 м), после ГРП, с Ндин=744 м получен безводный приток нефти дебитом 47,2 м3/сут. Введены в эксплуатацию как добывающие 21 эксплуатационная скважина, одна (скв. 9573) - в систему ППД. Все скважины введены в разработку после выполнения ГРП. Начальные дебиты нефти наклонно-направленных скважин изменяются в диапазоне от 5,4 (скв. 7446Н) до 20,2 (скв. 7025) т/сут, при обводнённости от 2,4 (скв. 1687) до 56,5 (скв. 9523) %. Начальные дебиты горизонтально-направленных скважин изменяются в диапазоне от 11,39 (скв. 9453Г) до 55,23 (скв. 9508Г) т/сут, при обводнённости от 6,08 (скв. 9508Г) до 69,34 (скв. 9453Г) %. 13. По пробуренному фонду скважин выполнена единая для площади детальная корреляция продуктивных пластов с уточнением границ объектов подсчёта запасов, детализации их строения. Выделение коллекторов, оценка характера насыщения, определение пористости, нефтенасыщенности при обработке материалов ГИС пробуренного фонда скважин, выполнено по методикам и алгоритмам, утвержденным при подсчёте запасов. 14. Коэффициенты извлечения нефти по всем пластам Кочевского месторождения соответствуют принятым в Дополнении к технологической схеме разработки Кочевского месторождения. 15. По залежам пластов БС103(1), БС104, БС105(3), БС105-6, Ач8, Ач90, Ач9, Ач91, Ач92, Ач10, Ач101, Ач102, Ач11, Ач121-2, ЮС11 выполнен пересчёт запасов нефти и растворённого газа объёмным методом по категориям А, В1 и В2. 16. В результате пересчёта изменилась структура запасов, по сравнению с запасами, утвержденными ГКЗ РФ, за счёт изменения нефтенасыщенных толщин, перевода части запасов в категорию А и В1. 17. Запасы УВС пласта ЮС11 следует отнести к категории трудноизвлекаемых по проницаемости (менее 2 мД). 18. Подсчитанные начальные геологические/извлекаемые запасы нефти промышленных категорий А+В1 по Кочевскому месторождению увеличились на +8944/+2701 тыс. т, по категории В2 запасы уменьшились на -7222/-2133 тыс. т. Суммарно запасы увеличились на +1722/+568 тыс. т. 19. Относительно числящихся на Государственном балансе на 01.01.2018 г. (с учётом передачи запасов залежей районов скважин 5041Р и 5020Р, практически полностью расположенных на территории Конитлорского лицензионного участка, на баланс Конитлорского месторождения, протокол ГКЗ Роснедра № 03-18/176-пр от 28.04.2018 г.), суммарные начальные геологические/извлекаемые запасы нефти Кочевского месторождения уменьшились на -1649/-589 тыс. т (-0,97/-1,1 %), в том числе по промышленным категориям увеличение составило +5817/+1635 тыс. т (+5,0/+4,4 %) тыс. т, по категории В2 запасы уменьшились на -7466/-2224 тыс. т (-13,9/14,11 %).

Адрес этой страницы является постоянным и служит ссылкой на выбранный документ
Ожидание данных...