Физико-химические свойствa и состaв нефти, гaзa и воды

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%.