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.