Программа применения методов на проектный период

Исходя из фактического состояния разработки Загорского месторождения с учетом коллекторских свойств пластов и строения залежей нефти предусматривается применение следующих геолого-технических мероприятий и методов увеличения нефтеотдачи пластов:

¾ Гидроразрыв пластов;

¾ Бурение боковых стволов;

¾ Обработки призабойной зоны;

¾ Ремонтно-изоляционные работы;

¾ Перфорационные методы;

¾ Потокоотклоняющие технологии;

¾ Оптимизация режима насосного оборудования.

После утверждения запасов в ГКЗ Роснедра (2007 г.) на Загорском месторождении пробурены 13 эксплуатационных скважин и 13 боковых стволов, что позволило уточнить геологическое строение и подсчетные параметры выявленных залежей. 

Подсчет начальных запасов нефти производился объемным методом по формуле [3]:

Q_и = S · h · K_п · K_н · q · g · b                              (10.1)

 где, Q_и – извлекаемые запасы нефти (тыс,т),

        S – площадь нефтеносности (тыс, м²),

        h – cредневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина (м),

        K_п - коэффициент открытой пористости (доли единицы),

        K_н – коэффициент нефтенасыщенности (доли единицы),

        q – пересчетный коэффициент (доли единицы),

        g – плотность дегазированной нефти (г/см³),

        b – коэффициент извлечения нефти (доли единицы).

По результатам исследований глубинных проб пластовой нефти установлено, что пластовое давление превышает давление насыщения, поэтому геологические (Vг) и извлекаемые (Vи) запасы растворенного в нефти газа определялись соответственно по формулам:  

                        V_г=Q_г · r_о                                                   (10.2)

                          V_и=Q_и· r_о                                                                              (10.3)

 где, Q_г, Q_и – геологические и извлекаемые запасы нефти (тыс.т),

 r_о – начальная газонасыщенность нефти в пластовых условиях, определенная по глубинным пробам (м³/т).

Сведения о принятых подсчетных параметрах, начальных геологических и извлекаемых запасах нефти и растворенного в нефти газа и попутной серы по пластам приведены в таблице 10.5.

Сопоставление запасов, полученных традиционным способом (определение подсчетных параметров по картам 2D и результатам интерпретации скважин) и с трехмерной геологической модели, представлено в Разделе 12.

В составе запасов растворенного газа подсчитаны геологические и извлекаемые запасы этана, пропана, бутанов и гелия (Табл.10.6).

Небольшие части основной залежи пластов Дфр_2-1, Д₁, Д₃, Д₄, а также участки залежей в районе скв.50 пластов Д₃, Д_5-1, в районе скв.37 пластов Д₃ и Д_5-1 выходят за пределы границ лицензионного участка ОРБ № 01187. Запасы этих участков залежей отнесены к нераcпределенному фонду недр, за исключением участков залежей пластов Д₃ и Д_5-1 в районе скв.37, которые находятся в пределах лицензии ОРБ 01952 НР Веселовской площади, выданной ООО «Веселовское».

В подсчете учтено наличие водоохранных зон рек Контузла, Иртек (ВОЗ, 200 м), Воробъевка, Волчевка, Ветлянка (ВОЗ, 100 м) и их притоков (ВОЗ, 50 м). На подсчетные планы продуктивных пластов вынесены границы ВОЗ и выделены по ним запасы.