Геология и геохимия нефти и газа

В качестве структурной основы при построении модели залежи пласта Ю3 использована структурная карта по отражающему горизонту ТЮ3, полученная в результате интерпретации сейсмических данных 3Д в 2014 году, обработка данных проведена в специализированном обрабатывающем центре ХХХ, интерпретация – XXX. Также для структурных построений использовались данные сейсморазведки МОГТ 2D 2009-2012 гг., на сопредельных территориях. Карта эффективных толщин была получена через песчанистость от общих толщин коллектора.
Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности приняты как средневзвешенные по данным ГИС двух скважин и составляют: Кп = 0,15; Кн = 0,50.
При испытании пласта Ю3 глубинные пробы нефти не отбирались, поэтому при подсчете запасов нефти и растворенного газа приняты значения плотности нефти, пересчетного коэффициента и газового фактора по аналогии с пластом Ю2; коэффициент извлечения нефти (КИН) также принят по аналогии с пластом Ю2 и составляет 0,265. По сравнению с ОПЗ 2014 года остались неизменны:  = 0,841 г/см3, b = 0,848 доли ед., газовый фактор (ГФ) = 71 м3/т.
Условный подсчетный уровень (УПУ) принят на а.о. -2731,0 м, что соответствует подошве последнего нефтяного испытанного пропластка по интерпретации материалов ГИС скважины XXX, что на 26 м ниже утвержденного на ОПЗ 2014 года (Табл. 1.3).
Прирост запасов нефти по категории С1 геол./извл. – 1562/414 тыс. т, по категории С2 геол./извл. – 18 442/4 887 тыс. т.