Строение, условия формирования и нефтегазоносность Северо-Кожвинского месторождения

     Разгазированная нефть является легкой, с повышенной вязкостью 6,49 мПа´с. Температура застывания нефти равна минус 21 ^оС. По компонентному составу характеризуется как смолистая, парафиновая, сернистая. Выход фракций (ДР) выкипающих от н.к. до 100 ^оС – 6,0% мол.; до 200 ^оС – 32,8% мол. и до 300 ^оС – 57% мол.

     Растворенный  газ азотно-углеводородного типа, «жирный». Концентрация гелия (0,03 % мол.) ниже кондиционного значения. Сероводород отсутствует, концентрация углекислого газа – 0,26% мол. Содержание азота составляет 22,19% мол.  
 
 
 
 
 
 

7 ЗАПАСЫ НЕФТИ, ГАЗА 

По состоянию  на 01.01.06 г на Государственном балансе  запасов полезных ископаемых числятся запасы по двум залежам, приуроченным к нижнефаменским карбонатным отложениям, - пластам Ф₀ и Ф₂.

Запасы  по пласту Ф_о утверждены ЦКЗ Роскомнедра в 1996 г. Начальные геологические запасы нефти составляют 1993 тыс. т, извлекаемые – 777 тыс.т. На 01.01.06 г. остаточные геологические запасы составили – 1580 тыс.т, извлекаемые – 364 тыс.т. Начальные геологические запасы растворенного в нефти газа составляют 54 млн. м³, извлекаемые – 21 млн. м³. На 01.01.06 г. остаточные геологические запасы газа составили – 42 млн. м³, извлекаемые – 9 млн. м³.

      По  пласту Ф₂ на Госбалансе числятся оперативно подсчитанные в 1991 г. запасы по категории С₁ в количестве: начальные геологические – 5123 тыс. т., извлекаемые – 1844 тыс. т.  На 01.01.06 г. остаточные геологические запасы составили – 5103 тыс.т, извлекаемые – 1824 тыс.т. Начальные геологические запасы растворенного в нефти газа составляют 118 млн. м³, извлекаемые – 43 млн. м³. На 01.01.06 г. остаточные геологические запасы газа составили – 118 млн. м³, извлекаемые – 43 млн. м³.

В целом  по месторождению на Государственном балансе числятся начальные геологические /извлекаемые запасы нефти в количестве 7116 / 2621 тыс.т., растворенного газа  -/ 64 млн.м³. Все запасы углеводородного сырья отнесены к категории С₁. Начальные геологические запасы газа, растворенного в нефти, составили 172 млн. м³, извлекаемые – 64 млн. м³. Остаточные геологические /извлекаемые запасы нефти по категории С₁ по месторождению составляют геологические 6683 / 2188 тыс.т., растворенного газа  -/ 64 млн.м³.

     В процессе разбуривания месторождения  установлен факт снижения площади нефтеносности пласта Д₂ примерно на 12% и уменьшение средней нефтенасыщенной толщины более чем на 30%.

      В 2005 г. на месторождении были проведены  детализационные сейсморазведочные работы МОГТ 3D. По результатам обработки и интерпретации сейсмогеологических материалов подготовлены структурные основы для картирования залежей. В настоящее время ведутся работы по подсчету запасов месторождения и составлению технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

       ЗАКЛЮЧЕНИЕ 

       Северо- Кожвинское  месторождение открыто в 1977 году, по величине запасов нефти относится к категории мелких, характеризуется трудно извлекаемыми запасами из-за наличия в продуктивном разрезе низкопроницаемых коллекторов. Промышленная нефтеносность месторождения связана с верхнедевонскими карбонатными отложениями афонинского,старооскольского и пашорского горизонтов.

       Разработка  месторождения начата в 1983 году. Извлекаемые запасы составляют: нефть – 12547тыс.т, газ – 1325 млн.м3. Первоочередным обьектом разработки следует считать залежь в песчаниках старооскольского горизонтакак наиболее крупную по запасам.Эта залежь характеризуеться большой нефтенасыщенной мощностью(до 79.9м.) и высокой концентрацией запасов по площади(36.7тыс.т/га.)Поинтервальным испытанием доказана характерная для коллекторов подобного типа продуктивность отдельных частей разреза,весьма благоприятными для эксплуатации являются вязкостная характеристика нефти в пластовых условиях и гидродинамические параметры пластов.

       Разбуривание  данной залежи целесообразно начинать от района скважины 46,последовательно удаляясь от свода в периферии с тем,чтобы избежать появления заведомо пустых скважин в процессе промышленного освоения. Подобным образом следует разбуривать и пашийскую залежь – от скважины 44.

       Для уточнения геологического строения песчаников,вскрытых скважиной 47 ,рекомендуется пробурить в 1 км. К северу от нее одну разведочную скважину.

       Несмотря  на то, что продуктивный разрез залежей  вскрыт одиночными скважинами, имеющихся данных вполне достаточно для отнесения запасов к категории С₁ и составления проектов опятно-промышленной эксплуатации.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Геологическое строение и оценка запасов углеводородов Аресской группы месторождений по состоянию на 01.06.90. Отчет / ПГО "Ухтанефтегазгеология". – Руководители работы Н. Я. Персова, Е. Г. Коваленко. – Ухта, 1990.
2. Уточнение геологического строения и подсчет начальных балансовых запасов нефти и растворенного газа Аресского, Северо-Аресского, Западно-Аресского, Нерцовского и Турушевского месторождений: Отчет/Печорнипинефть. – Руководители работы А. В. Поле, А. П. Носов и др. –Ухта, 1991.
3. Составление проекта пробной эксплуатации месторождений Аресской группы (Аресского, Северо-Аресского, Западно-Аресского):  Отчет о НИР / Печорнипинефть. - Руководитель работы М. З. Ханипова. – Ухта, 1989.
4. Подсчет запасов нефти и попутного газа Северо-Аресского месторождения (пласт Ф₀ задонского горизонта верхнего девона): Отчет / Коми Региональное отделение Академии наук. – Руководитель работы В. Н. Макаревич. – Ухта, 1996.
5. Государственный баланс запасов полезных ископаемых РФ (нефть, газ) за 2005 г. Роснедра. – Москва, 2006 г. – 121 с.
6. Проект разработки Северо-Аресского нефтяного месторождения. Отчет / ООО НТП “Прогресс-5”. – Ухта, 2001.