Физико-химические свойства нефти и растворенного газа Загорского месторождения изучены по результатам исследования глубинных и поверхностных проб нефти, отобранных в процессе испытания и пробной эксплуатации скважин и проанализированных в лабораторных условиях.
Методика отбора и анализ проб. Пробы нефти отбирались пробоотборниками типа ПГ-1000 из сепараторов при исследованиях, с помощью желонки из нефонтанирующих скважин, из бурильных труб при испытании с помощью ИПТ, а также на устье скважины при работе на штуцерах или из отводов (поверхностные пробы). В 2010 г. промысловые работы проводились бригадой института «Гипровостокнефть» совместно с представителями ОАО «Оренбургнефть». Отбор проб пластовой нефти осуществлялся глубинными пробоотборниками собственной конструкции в антикоррозийном исполнении. Пробоотборники проточного типа с механическим закрытием клапанов. Отбор проб нефти для приготовления рекомбинированных проб осуществлялся на устье скважины. Пробы отбирались в транспортные контейнеры КЖ-3, предварительно опрессованные и заполненные водным раствором глицерина.
|
|
Поверхностные пробы нефти отбирались непосредственно исполнителями, проводившими испытания скважин, а глубинные – специальным отрядом, занимающимся исследованием скважин, а также сотрудниками института «Гипровостокнефть», ЮУФ ВНИГНИ, НПУ ОАО «Оренбургнефть».
Физико-химические свойства нефти изучались в лабораториях ЮУФ ВНИГНИ (ныне ОАО «ОренбургНИПИнефть»), институтов «Гипровостокнефть», БашНИИНП, в ЦНИЛах ПО «Оренбургнефть» и «Куйбышевнефть».
Составы пластовых флюидов определялись путем изучения их при промысловой сепарации (рабочие условия) по данным лабораторной дегазации и дебутанизации.
Параметры нефти определялись при однократном и многоступенчатом разгазировании. Компонентный состав определялся расчетным путем по методу материального баланса. Содержание углекислого газа и сероводорода определялось газохроматическим, а гелия – газоадсорбционным методами.
Результаты исследований приведены в таблице
В настоящем подсчете (2013г.) характеристика нефти месторождения представлена в пластовых условиях по результатам исследований 25 глубинных проб нефти из 14 скважин (из них, учтенных 11 из шести скважин). В поверхностных условиях проанализировано 27 поверхностных проб из восьми скважин (из них, учтенных 25 из восьми скважин) и 24 разгазированных глубинных проб из 14 скважин (из них, учтенных 21 из 12 скважин).
Таблица
КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ РАСТВОРЕННОГО В НЕФТИ ГАЗА | |||||||||
Компоненты | Пласт Дфр2-1 | Пласт Дфр2-1+Дфр2-2
| |||||||
основная залежь (скв. 43) | |||||||||
1988 г. | 1988 г. | ||||||||
стандартное разгазирование | стандартное разгазирование |
| |||||||
выделив-шийся газ | разгази-рован-ная нефть | пласто-вая нефть | выделив-шийся газ | разгази-рован-ная нефть | пласто-вая нефть | пере-счет на дифф. разгаз. | |||
(мольное содержание,%) | |||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ||
Сероводород | 0,55 | следы | 0,12 | 1,73 | 0,04 | 0,4 |
| ||
Углекислый газ | 1,35 | 0,01 | 0,29 | 1,37 | 0,01 | 0,28 |
| ||
Азот+редкие | 11,78 | - | 2,5 | 11,45 | - | 2,34 |
| ||
в том числе гелий | 0,041 | - | 0,0087 | 0,046 | - | 0,0094 | 0,0522 | ||
Метан | 16,87 | 0,11 | 3,69 | 16,01 | 0,08 | 3,36 |
| ||
Этан | 17,02 | 0,59 | 4,0 | 16,38 | 0,53 | 3,77 | 20,64 | ||
Пропан | 29,8 | 3,83 | 9,47 | 29,69 | 3,29 | 8,76 | 23,42 | ||
Изобутан | 5,46 | 2,11 | 2,85 | 6,02 | 1,53 | 2,47 | 9,27 | ||
Бутан | 11,27 | 6,37 | 7,47 | 11,12 | 5,35 | 6,58 | |||
Изопентан | 2,78 | 4,52 | 4,18 | 2,88 | 3,85 | 3,67 |
| ||
Пентан | 1,92 | 5,06 | 4,4 | 2,16 | 4,35 | 3,92 |
| ||
Циклопентан | 0,02 | 0,48 | 0,39 | 0,02 | 0,41 | 0,33 |
| ||
2,3 Диметилбутан | 0,4 | 2,65 | 2,16 | 0,39 | 2,29 | 1,89 |
| ||
3 Метилпентан | 0,18 | 1,51 | 1,22 | 0,18 | 1,33 | 1,08 |
| ||
Гексан | 0,29 | 3,39 | 2,72 | 0,27 | 2,91 | 2,37 |
| ||
Метилциклопентан | 0,09 | 1,64 | 1,31 | 0,08 | 1,41 | 1,14 |
| ||
2,2 ДМП | 0 | 0,02 | 0,01 | 0 | 0,04 | 0,03 |
| ||
Циклогексан | 0,06 | 1,88 | 1,48 | 0,07 | 1,61 | 1,29 |
| ||
Изогептан | 0,09 | 3,8 | 3,0 | 0,1 | 3,21 | 2,56 |
| ||
Гептан | 0,03 | 2,36 | 1,86 | 0,03 | 2,01 | 1,59 |
| ||
Метилциклогексан | 0,02 | 3,3 | 2,59 | 0,03 | 2,83 | 2,26 |
| ||
Изооктаны | 0,02 | 4,02 | 3,15 | 0,02 | 3,49 | 2,78 |
| ||
Октаны | следы | 2,05 | 1,6 | сл. | 1,74 | 1,38 |
| ||
Остаток | 0 | 50,3 | 39,43 | 0 | 57,69 | 45,75 |
| ||
Всего | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 |
| ||
Плотность газа, кг/м3 |
| ||||||||
Плотность газа (относительная) по воздуху | 1,380 | 1,395 |
| ||||||
Мол. масса, г/моль | 173 | 44 | 170 | 143 |
|
Продолжение приложения 13 | ||||||||||
Компоненты | Пласт Д1 | |||||||||
основная залежь | ||||||||||
скв.43 | скв.45 | |||||||||
1988 г. | 1991г. | |||||||||
стандартное разгазирование | пересчет на дифф. разгази-рование | стандартное разгазирование | дифферен. разгазирование | |||||||
выде-лив-шийся газ | разгази-рован-ная нефть | пласто-вая нефть | выде-лив-шийся газ | разгази-рован-ная нефть | пласто-вая нефть | выде-лив-шийся газ | разгази-рован-ная нефть | пласто-вая нефть | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| (мольное содержание,%) | |||||||||
Сероводород | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Углекислый газ | 1,64 | 0,01 | 1,23 | 0,98 | 0,01 | 0,72 | 1,41 | 0,97 | ||
Азот+редкие | 2,58 | 1,93 | 2,36 | 1,72 | 1,97 | 1,38 | ||||
в том числе гелий | 0,057 |
| 0,0431 | 0,0557 | 0,0374 | 0,0271 | 0,046 | 0,0325 | ||
Метан | 52,85 | 0,35 | 39,75 | 55,81 | 0,21 | 40,76 | 62,28 | 41,38 | ||
Этан | 21,52 | 0,67 | 16,4 | 21,33 | 18,01 | 0,5 | 13,31 | 19,85 | 13,77 | |
Пропан | 11,93 | 1,59 | 9,47 | 9,36 | 12,89 | 1,26 | 9,87 | 9,94 | 6,97 | |
Изобутан | 1,51 | 0,64 | 1,33 | 3,4 | 1,99 | 0,5 | 1,62 | 1,16 | 0,08 | 1,09 |
Бутан | 3,37 | 2,33 | 3,33 | 4,34 | 1,83 | 3,74 | 2,05 | 0,6 | 2,33 | |
Изопентан | 1,59 | 2,15 | 1,79 | 1,53 | 1,71 | 1,63 | 0,36 | 1,4 | 0,7 | |
Пентан | 1,41 | 2,71 | 1,79 | 1,22 | 2,13 | 1,51 | 0,28 | 1,72 | 0,74 | |
Циклопентан | 0,01 | 0,38 | 0,1 | 0,12 | 0,29 | 0,08 | 0,01 | 0,02 | 0,01 | |
2,3 Диметилбутан | 0,39 | 2,11 | 0,81 | 0,3 | 1,71 | 0,67 | 0,44 | 1,75 | 0,84 | |
3 Метилпентан | 0,18 | 1,29 | 0,45 | 0,14 | 1,02 | 0,38 | 0,02 | 0,88 | 0,29 | |
Гексан | 0,29 | 2,74 | 0,89 | 0,21 | 2,32 | 0,77 | 0,05 | 1,96 | 0,65 | |
Метилциклопентан | 0,15 | 2,07 | 0,62 | 0,08 | 1,68 | 0,51 | 0,02 | 1,68 | 0,54 | |
2,2 ДМП | 0 | 0,06 | 0,02 | 0 | 0,11 | 0,03 | следы | |||
Циклогексан | 0,06 | 1,07 | 0,30 | 0,02 | 0,91 | 0,26 | 0,02 | 1,7 | 0,54 | |
Изогептан | 0,19 | 5,31 | 1,44 | 0,07 | 4,46 | 1,24 | 0,03 | 3,53 | 1,12 | |
Гептан | 0,04 | 2,29 | 0,59 | 0,02 | 2,13 | 0,58 | 0,01 | 2,24 | 0,75 | |
Метилциклогексан | 0,05 | 4,0 | 1,02 | 0,01 | 3,44 | 0,92 | 0,01 | 2,99 | 0,94 | |
Изооктаны | 0,04 | 5,28 | 1,32 | 0,01 | 4,27 | 1,14 | 0,01 | 3,99 | 1,25 | |
Октаны | следы | 2,42 | 0,6 | следы | 3,48 | 0,93 | 0,01 | 1,67 | 0,53 | |
Остаток | 0 | 60,53 | 14,82 | 66,03 | 17,61 | 73,79 | 23,17 | |||
Всего | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | |
Плотность газа, кг/м3 | ||||||||||
Плотность газа (относительная) по воздуху | 0,980 | 0,965 |
|
| 0,839 | |||||
Мол. масса, г/моль | 172 | 63 | 167 | 65 | 24,3 | 188 | 75,4 | |||
Продолжение приложения 13 | ||||||||||
Компоненты | Пласт Д4 | среднее | ||||||||
основная залежь
| ||||||||||
скв. 46 | скв. 48 | скв. 50 | ||||||||
1993 г. | 1997 г. | 1994 г. | ||||||||
дифференциальное разгазирование | ||||||||||
выде-лив-шийся газ | разгази-рован-ная нефть | пласто-вая нефть | выде-лив-шийся газ | разгази-рован-ная нефть | пласто-вая нефть | выде-лив-шийся газ | разгази-рован-ная нефть | плас-товая нефть | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| (мольное содержание,%) |
| ||||||||
Сероводород | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
Углекислый газ | 1,03 | следы | 0,86 | 0,62 | 0 | 0,52 | 0,95 | - | 1,8 | 0,87 |
Азот+редкие | 1,51 | - | 1,25 | 1,24 | 0 | 1,03 | 1,77 | - | 3,04 | 1,51 |
в том числе гелий | 0,0832 | - | 0,0689 | не опред. | - | - | 0,102 | - | 0,084 | 0,093 |
Метан | 61,52 | 0,29 | 51,29 | 76,8 | 0 | 63,86 | 68,32 | 0,1 | 56,27 | 68,88 |
Этан | 16,66 | 0,57 | 14,04 | 13,64 | 0,35 | 11,38 | 10,13 | 0,26 | 8,63 | 13,48 |
Пропан | 9,57 | 0,98 | 8,24 | 5,51 | 0,5 | 4,64 | 6,72 | 1,56 | 5,94 | 7,27 |
Изобутан | 1,28 | 0,32 | 1,14 | 0,4 | 0,27 | 0,38 | 2,12 | 0,73 | 1,92 | 4,04 |
Бутан | 3,68 | 1,91 | 3,47 | 0,93 | 1,2 | 0,95 | 3,72 | 3,02 | 3,62 | |
Изопентан | 1,29 | 1,16 | 1,32 | 0,18 | 2,13 | 0,48 | 1,65 | 0,21 | 1,43 | 1,04 |
Пентан | 1,78 | 2,44 | 1,95 | 0,26 | 3,43 | 0,73 | 1,97 | 3,99 | 2,28 | 1,34 |
Циклопентан | 0,02 | 0,15 | 0,04 | 0,02 | 0,55 | 0,08 | 0,04 | 0,08 | 0,04 |
|
Диметилбутан | 0,39 | 1,46 | 0,56 | 0,05 | 3,76 | 0,59 | 0,37 | 3,1 | 0,84 |
|
Метилпентан | 0,17 | 0,83 | 0,28 | 0,04 | 1,81 | 0,3 | 0,1 | 0,4 | 0,1 |
|
Гексан | 0,58 | 4,09 | 1,15 | 0,1 | 7,23 | 1,17 | 0,68 | 4,28 | 1,22 |
|
Метилциклопентан | 0,09 | 0,74 | 0,2 | 0,02 | 1,97 | 0,3 | 0,08 | 0,58 | 0,16 |
|
2,2 ДМП | 0 | 0,14 | 0,02 | 0 | 1,37 | 0,24 | - | - | - |
|
Циклогексан | 0,05 | 1,38 | 0,3 | 0,03 | 1,9 | 0,3 | 0,1 | 1,88 | 0,36 |
|
Изогептан | 0,16 | 2,81 | 0,59 | 0,04 | 7,47 | 1,15 | 0,14 | 3,28 | 0,61 |
|
Гептан | 0,1 | 4,08 | 0,74 | 0,02 | 10,5 | 1,59 | 0,06 | 5,67 | 0,91 |
|
Метилциклогексан | 0,04 | 2,61 | 0,46 | 0,03 | 7,16 | 1,09 | 0,04 | 3,53 | 0,57 |
|
Изооктаны | 0,03 | 3,56 | 0,6 | 0,04 | 15,17 | 2,3 | 0,02 | 6,46 | 0,95 |
|
Октаны | 0,01 | 3,86 | 0,63 | 0,02 | 10,87 | 1,63 | 0,02 | 6,56 | 1,01 |
|
Остаток | 0 | 66,61 | 10,87 | 0 | 22,36 | 5,29 | 0 | 54,67 | 8,91 |
|
Всего | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 |
|
Плотность газа, кг/м3 | 1,1743 |
| ||||||||
Плотность газа (относительная) по воздуху | 0,928 | 0,975 | 0,887 | 0,930 | ||||||
Мол. масса, г/моль | 176 | 51 | 28,2 | 129,8 | 51,4 | 28,9 | 151 | 54 |
|
Продолжение приложения 13 | ||||||||||
Компоненты | Пласт Д5-1, основная залежь | |||||||||
скв. 48 | скв.3762 | |||||||||
1995г. | 2003 г. | |||||||||
стандарт.разгазир. | дифференц. разгазир. | стандартное разгазирование
| ||||||||
выде-лив-шийся газ | разгази-рован-ная нефть | пласто-вая нефть | выде-лив-шийся газ | разгази-рован-ная нефть | пласто-вая нефть | выде-лив-шийся газ | разгази-рован-ная нефть | пласто-вая нефть | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | |
| (мольное содержание,%) | |||||||||
Сероводород | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Углекислый газ | 0,71 | следы | 0,49 | 0,77 | 0,01 | 0,49 | 0 | 0 | 0 | |
Азот+редкие | 5,59 | 0 | 3,8 | 6,04 | 0 | 3,8 | 4 | 0 | 0,59 | |
в том числе гелий | 0,1419 | - | 0,0964 | 0,153 | 0 | 0,096 | 35,81 | 0 | 3,02 | |
Метан | 52,51 | 0,27 | 35,92 | 57,05 | 0,15 | 35,92 | 25,48 | 0,02 | 4,03 | |
Этан | 19,82 | 0,71 | 13,8 | 20,9 | 1,79 | 13,8 | 18,68 | 0,16 | 4,36 | |
Пропан | 11,84 | 1,69 | 8,72 | 10,39 | 5,9 | 8,72 | 2,66 | 0,19 | 0,87 | |
Изобутан | 1,45 | 0,63 | 1,22 | 0,97 | 1,65 | 1,22 | 8,25 | 0,81 | 2,15 | |
Бутан | 4,15 | 2,65 | 3,73 | 2,42 | 5,94 | 3,73 | 1,5 | 0,5 | 0,76 | |
Изопентан | 1,23 | 1,91 | 1,49 | 0,43 | 3,29 | 1,49 | 2,16 | 1,2 | 1,27 | |
Пентан | 1,6 | 3,9 | 2,38 | 0,61 | 5,56 | 2,45 | 0,02 | 0 | 0 | |
Циклопентан | 0,01 | 0,18 | 0,07 | 0,52 | 0,48 | 0,45 | ||||
Диметилбутан | 0,28 | 1,64 | 0,71 | 0,28 | 0,51 | 0,36 | ||||
Метилпентан | 0,14 | 0,87 | 0,36 | 0,89 | 2,02 | 1,32 | ||||
Гексан | 0,39 | 4,42 | 1,66 | 0,29 | 8,61 | 3,38 | 0,11 | 1,15 | 0,56 | |
Метилциклопентан | 0,04 | 0,73 | 0,25 | |||||||
2,2 ДМП | 0 | 0,09 | 0,03 | 0,16 | 0,39 | 0,24 | ||||
Циклогексан | 0,05 | 1,19 | 0,4 | 0,16 | 0,97 | 0,6 | ||||
Изогептан | 0,08 | 2,63 | 0,88 | 0,53 | 2,54 | 1,61 | ||||
Гептан | 0,06 | 3,95 | 1,28 | 0,08 | 7,67 | 2,9 |
|
|
| |
Метилциклогексан | 0,02 | 2,21 | 0,71 |
| 0,32 | 1,81 | 1,28 | |||
Изооктаны | 0,02 | 3,09 | 0,99 | 0,25 | 1,7 | 1,17 | ||||
Октаны | 0,01 | 3,45 | 1,09 | 0,02 | 5,56 | 2,08 | 0 | 83,98 | 74,45 | |
Остаток | 0 | 63,79 | 20,02 | 0,02 | 53,86 | 20,02 | 100 | 100 | 100 | |
Всего | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 1,407 | |||
Плотность газа, кг/м3 | 1,047 |
|
|
| ||||||
Плотность газа (относительная) по воздуху | 0,944 |
|
|
|
|
|
| |||
Мол. масса, г/моль | 159 | 69 |
|
|
|
| 158,56 | 141,15 | ||
Составил Г.М.Жулдыбина |
Запасы нефти.
Загорское нефтяное месторождение открыто в 1988 году, промышленная эксплуатация осуществляется с февраля 1995 года.
В соответствии с классификацией запасов нефти месторождение по количеству извлекаемых запасов относится к средним, по геологическому строению к сложным.
Впервые запасы нефти и растворенного газа были посчитаны Оренбургской комплексной лабораторией ВО ИГиРГИ совместно с институтом «Гипровостокнефть» в 1993 году по результатам геолого-промысловых данных 4 поисковых и 4 разведочных скважин и утверждены в ГКЗ РФ (протокол № 251 от 22.06.1994 г.) в количестве:
по категории С1: геологические – 19 083 тыс. т, извлекаемые – 8 407 тыс. т;
по категории С2: геологические – 2 718 тыс. т, извлекаемые – 1 050 тыс. т.
В 2007 году ОАО «ОренбургНИПИнефть» выполнен пересчет запасов нефти и растворенного газа по данным материалов сейсмики 3D, бурения дополнительных 5 поисково-разведочных и 22 эксплуатационных скважин, утвержденный в ГКЗ РФ (протокол № 1511 от 30.11.2007).
В 2013 году ООО «ТННЦ» выполнен пересчет запасов нефти и растворенного газа по данным бурения 13 эксплуатационных скважин и 13 боковых стволов (протокол №3439-дсп от 27.12.2013) [1].
В 2015 году в связи с бурением 3 боковых стволов и опробованием пласта Дфр3 в старых скважинах проведен оперативный подсчет запасов нефти по пласту Дфр3 франского яруса. В результате уточнено геологическое строение основной залежи и осуществлен перевод запасов нефти из категории С2 в С1 (протокол №03-18/621-пр. от 14.10.2015г.) [2].
В 2017 году в связи с бурением 8 эксплуатационных скважин и двух боковых стволов, отбором по одной глубинной пробе из пласта Д5 и Д4 проведен оперативный подсчет запасов нефти по пласту Д5-2 афонинского горизонта эйфельского яруса и пласту Д4 воробьевского горизонта живетского яруса. В результате уточнено геологическое строение основной залежи пласта Д4 и залежей пласта Д5-2 в р-ах скв.50 и 42; осуществлен перевод запасов нефти из категории В1 в А по пласту Д4; прирост запасов категории В1 в р-не скв. 42 и списание запасов категории В1 в р-не скв.50 по пласту Д5-2 (протокол 03-18/137-пр от 15.05.2017 [3]).
В 2017 году выполнена работа по актуализации запасов углеводородов по Загорскому месторождению. По результатам актуализации часть запасов переведена в более высокие категории, изменений в строении залежей, отметках условного подсчетного уровня не произошло.
По состоянию на 01.01.2017 (с учетом ОПЗ и актуализации) на государственном балансе числятся запасы нефти в целом по Загорскому месторождению в количестве:
по категории А+В1: геологические – 45 033 тыс. т, извлекаемые – 23 516 тыс. т;
по категории В2: геологические – 3 301 тыс. т, извлекаемые – 1 620 тыс. т,
в том числе в пределах лицензии №ОРБ 15973 НЭ:
по категории А+В1: геологические – 44 763 тыс. т, извлекаемые – 23 377 тыс. т;
по категории В2: геологические – 1 562 тыс. т, извлекаемые – 730 тыс. т.;
в том числе в пределах лицензии №ОРБ 01952 НЭ
- по категории А+В1: геологические – 58 тыс. т, извлекаемые – 32 тыс. т;
- по категории В2: геологические – 53 тыс. т, извлекаемые – 26 тыс. т.
Начальные извлекаемые запасы растворенного газа составляют:
по категории А+В1: 6191 млн. м3;
по категории В2: 501 млн. м3,
в том числе в пределах лицензии №ОРБ 15973 НЭ:
по категории А+В1: 6132 млн.м3;
по категории В2: 153 млн.м3;
в том числе в пределах лицензии №ОРБ 01952 НЭ
- по категории А+В1: 11 млн.м3;
- по категории В2: 9 млн.м3.
Таблица 2.21 – Сопоставление запасов нефти на 01.01.2017 г. Загорского месторождения
2. Анализ разработки Загорского месторождения.
Загорское нефтяное месторождение открыто в 1988 году. В пробную эксплуатацию введено в 1995 году на основании выполненного институтом «Гипровостокнефть» в 1994 году «Проекта пробной эксплуатации Загорско-Лебяжинского месторождения» (протокол ЦКР МТЭ № 1680 от 20.04.1994). В промышленную эксплуатацию введено в 1998 году.
Впервые запасы нефти по месторождению были оценены в 1994 году институтом «Гипровостокнефть» и приняты ГКЗ РФ (протокол № 251 от 22.06.1994).
В 1997 году институтом «ОренбургНИПИнефть» составлена «Технологическая схема разработки Загорского и Лебяжинского месторождений Оренбургской области» (протокол ЦКР № 2278 от 09.07.1998).
В 1999 году ОАО «Оренбургнефть» выполнен «Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождениям ОАО «Оренбургнефть» на период действия лицензионных соглашений» (протокол ЦКР Роснедра № 2430 от 07.10.1999), в котором предусматривалась в дополнение к положениям действующего проектного документа корректировка программы ГТМ и динамики ввода новых скважин.
В 2006 году ОАО «Тандем» выполнен «Авторский надзор за реализацией технологической схемы…», в котором откорректированы технологические показатели без изменения основных проектных решений. Работа рассмотрена на заседании ЦКР Роснедра (протокол № 3704 от 30.06.06).
В 2007 году выполнены «Пересчет запасов нефти, растворенного газа и компонентов продуктивных пластов Загорского месторождения» и «Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти» (протокол ГКЗ РФ № 1511 от 30.11.2007).
В 2008 году ОАО «Тандем» выполнено «Дополнения к технологической схеме разработки Загорского нефтяного месторождения Оренбургской области» (протокол ЦКР Роснедра № 4347 от 07.08.2008).
В 2009 году ОАО «Тандем» выполнен «Авторский надзор за реализацией проекта «Дополнение к технологической схеме разработки Загорского нефтяного месторождения Оренбургской области» (протокол ТО ЦКР по УР № 436 от 19.10.2009).
В 2011 году специалистами ОАО «Тандем» составлено «Дополнение к технологической схеме разработки Загорского нефтяного месторождения Оренбургской области». Работа рассмотрена на заседании Западно-Сибирской нефтяной секции и утверждена протоколом № 1356 от 15.12.2011 года. К реализации рекомендован второй вариант. Принципиальные положения, утвержденные в предыдущей работе, оставлены без изменения. Корректировке подверглись программа ГТМ и технологические показатели разработки.
К 2013 году назрела необходимость в пересчете запасов, которая была вызвана уточнением геологического строения ранее выявленных залежей на основании новой геолого-геофизической информации, полученной в 2007-2013 годах, в результате вновь пробуренных 13 эксплуатационных скважин и 13 боковых стволов из 10 скважин. А также дополнительного отбора и исследований керна (из пяти скважин) и четырех глубинных и четырех поверхностных проб нефти.
На основе материалов переработки и переинтерпретации материалов сейсморазведочных работ МГОТ 3D 1995-2001, выполненной ОАО «ЦГЭ» в 2004 году, доказано отсутствие разрывного нарушения между скважинами №50 и №40, что позволило уточнить геологическое строение залежей пластов Дфр2-1, Дфр2-2, Дфр3, Д1, Д3, Д4, Д5-1 и Д5-2 в районе скважины 50. С учетом этого уточнились геологическая модель месторождения, подсчетные параметры по залежам, структура запасов по категориям.
Пересчет запасов нефти, растворенного газа, сопутствующих компонентов и ТЭО КИН выполнен по продуктивным пластам Загорского месторождения по состоянию на 01.01.2013 и утвержден протоколом ГКЗ Роснедра № 3439-дсп от 25 декабря 2013 года.
В 2014 году ОАО «Тандем» было выполнено «Дополнение к технологической схеме разработки Загорского месторождения нефти Оренбургской области» (на основе «Пересчета запасов нефти, растворенного газа, сопутствующих компонентов и ТЭО КИН», утвержденного протоколом ГКЗ Роснедра № 6150 от 25 декабря 2014 года). Фактически в этом проектном документе были оптимизированы решения ДТСР 2011 года с учетом изменений о представлении о геологическом строении залежей. Работа утверждена решением ЦНС ЦКР Роснедр по УВС (протокол ЦКР Роснедр по УВС №6150 от 24.12.2014г.) со следующими положениями:
- выделение шести объектов разработки: Дфр2 (пласты Дфр2-1+Дфр2-2), Дфр3, Д1, Д3, Д4 (пласты Д4-0+Д4), Д5 (пласты Д5-1+Д5-2);
- система размещения скважин по объектам: Дфр2, Дфр3 – блочная трехрядная с расстоянием между скважинами 600м; Д1, Д3, Д4, Д5 – обращенная семиточечная с расстоянием между скважинами 600м;
- разработка объектов с организацией системы ППД;
- общий фонд скважин – 259, из них 150 добывающих, 73 нагнетательных, семь ликвидированных и 29 водозаборных;
- фонд скважин для бурения – 181, в т.ч. 124 добывающих и 57 нагнетательных;
- бурение БС – 27 скв./опер.;
- применение оборудования ОРЭ в 58 скважинах;
- перевод в ППД – две добывающие скважины;
-достижение КИН (по категории С1) – 0,525, в том числе по объектам:
- Дфр2: КИН=0,453, Квыт=0,635, Кохв=0,713;
- Дфр3: КИН=0,507, Квыт=0,617, Кохв=0,822;
- Д1: КИН=0,610, Квыт=0,678, Кохв=0,900;
- Д3: КИН=0,489, Квыт=0,537, Кохв=0,911;
- Д4: КИН=0,500, Квыт=0,604, Кохв=0,828;
- Д5: КИН=0,496, Квыт=0,616, Кохв=0,805.
В настоящее время Загорское месторождение разрабатывается согласно решениям, принятым в «Дополнении к технологической схеме разработки Загорского месторождения нефти Оренбургской области» 2014 года c учетом материалов по обоснованию изменений использования и утилизации попутного нефтяного газа согласно протоколу ЦКР Роснедр по УВС №6570 от 12.10.2016 г.
2.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки
Месторождение открыто в 1988 г., разрабатывается с 1995 г.
На текущий момент месторождения в проектных объемах не разбурено. Всего на месторождении пробурено 93 скважины (на балансе ПАО «Оренбургнефть» находятся только 88 скважин, не на балансе – пять водозаборных скважин: 1В, 2В, 36111К, 36112К и 36323К), из них по проекту 51 добывающая, 6 нагнетательных и 36 водозаборных.
По состоянию на 01.01.2017г. числятся 93 скважины (88 на балансе, 5 не на балансе):
в действующем добывающем нефтяном фонде – 22 скважины;
в бездействующем добывающем нефтяном фонде – 1 скважина;
в действующем нагнетательном фонде – 14 скважин;
в действующем водозаборном фонде – 8 скважин;
в бездействующем водозаборном фонде – 10 скважин;
в освоении водозаборные фонде – 5 скважин;
в консервации – 3 скважины;
в наблюдательном фонде – 7 скважин;
ликвидированных – 7 скважин;
пьезометрических – 10 скважин.
Всего в действующем фонде – 44 скважины.
Всего в бездействующем фонде – 11 скважин.
Всего в освоении – 5 скважин.
Добыча нефти ведется механизированным способом.
Рисунок 3.1 - Структура фонда скважин по состоянию на 01.01.2017 года
В промышленной эксплуатации находятся шесть объектов разработки – объект Дфр2, Дфр3, Д1, Д3, Д4, Д5.
По состоянию на 01.01.2017 г. в целом из залежей Загорского месторождения с начала разработки добыто 5402 тыс.т нефти или 23,8% от НИЗ, жидкости – 9184,3 тыс.т. Текущий КИН составил 0,125. В пласты закачено 8880,6 тыс.м3 рабочего агента. Основная накопленная добыча нефти приходится на объект Д1 (75,6%), на объекты Дфр2 – 9,8%, Д3 – 5,4%, Д4 – 5,0%, Д5 – 3,7% и Дфр3 – 0,6. В добыче за всю историю разработки участвовало 44 скважины, средний отбор нефти на одну скважину - 122,8 тыс.т, жидкости – 208,7 тыс.т., закачки – 444,0 тыс.м3.
За 2016 год добыто: 275,4 тыс.т нефти (1,3% от НИЗ), 911,8 тыс.т жидкости, закачано 1254,1 тыс.м3 воды. Средняя обводненность составила 69,7%. Текущая компенсация отборов закачкой составила 113,6%, накопленная – 61,8%. Средний дебит скважин по нефти составил – 40,3 т/сут, по жидкости - 133,1 т/сут. На объект Д1 приходится 70,5% годовой добычи нефти, на объекты Д3 – 19,1%, Дфр2 – 6,9%, Дфр3 – 2,3%, Д5 – 1,2% и Д4 – 0,002%.
Таблица 3.1 - Основные показатели состояния разработки на 01.01.2017 г.
Показатели | Объект Дфр2 | Объект Дфр3 | Объект Д1 | Объект Д3 | Объект Д4 | Объект Д5 | Месторождение в целом |
Накопленная добыча нефти, тыс.т | 527,0 | 31,0 | 4086,0 | 291,0 | 269,0 | 198,0 | 5402,0 |
в % от НИЗ | 6,9 | 8,3 | 37,9 | 14,6 | 23,1 | 31,9 | 23,8 |
Накопленная добыча жидкости, тыс.т | 2923,8 | 68,2 | 5293,3 | 324,5 | 293,9 | 280,6 | 9184,3 |
Обводненность, % | 94,3 | 71,0 | 59,8 | 17,2 | 16,7 | 63,6 | 69,7 |
Среднесуточный дебит 1 скважины, т/сут |
| ||||||
по нефти | 9,6 | 9,0 | 41,6 | 37,0 | 0,04 | 11,0 | 40,3 |
по жидкости | 169,7 | 31,0 | 103,4 | 44,7 | 0,05 | 30,2 | 133,1 |
Рисунок 3.2 - Динамика основных показателей разработки Загорского месторождения в целом
Рисунок 3.3 - Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Загорского месторождения в целом
Таблица 3.2 - Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Загорского месторождения в целом |
Так как на момент создания текущего проектного документа месторождение разработывается в пределах границ одной общей на все объекты разработки лицензии ОРБ № 15973 НЭ (и по действующему ПТД разработка до 2023 года должна осуществляться только в рамках этой лицензии), то анализ, по несоблюдению лицензионных обязательств (лицензионные риски), следует делать только для всего месторождения в целом. Уровень допустимых отклонений по добыче нефти составляет 27%. За все пять лет фактическая добыча нефти не отклонялась от проектных решений более чем на 19%, т.е. не выходила за диапазон допустимого отклонения. В 2016 году фактическая добыча нефти была ниже проектного значения на 18,8%. При этом фактическая добыча жидкости превышает проектный уровень на 14,3%. Обводненность выше проектной на 62,2%.