Общие сведения о месторождении.

Общие сведения о месторождении.

Загорское месторождение нефти расположено на территории Сорочинского и Новосергиевского районов Оренбургской области, в 21,5 км западнее п.г.т. Новосергиевка, в 40 км к юго-востоку от г.Сорочинска. Нефтегазоносная провинция: Волго – Уральская. Координаты: 52.116667, 53.216667. (Загорское месторождение | Нефтяники.РФ/http://www.nftn.ru/oilfields/russian_oilfields/orenburgskaja_oblast/zagorskoe/24-1-0-1063)

Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются Лебяжинское, Лапасское, Землянское, Капитоновское и Рыбкинское. Загорское месторождение связано нефтепроводом с нефтесборным узлом, расположенным в 17 км к востоку, в поселке городского типа Новосергиевка.

В непосредственной близости от площади месторождения расположены населенные пункты - деревни Старая Белогорка, Матвеевка, Миролюбовка, а в - 2,5 км западнее от границы участка месторождения – Ново-Белогорка и в 3 км восточнее юго-восточного угла участка месторождения – Филипповка. Показано на рисунке 1.1. Деревни Старая Белогорка и Филипповка связаны между собой и райцентром Новосергиевка улучшенной грунтовой дорогой.

В 15 км к востоку от участка месторождения проходит железная дорога Оренбург– Самара, на которой находится станция Новосергиевка. Параллельно проходит асфальтовая дорога того же направления.

Рисунок 1.1. Загорское месторождение на карте.

 

Орогидрогрaфия.

Участок месторождения расположен на левобережье р. Самары (протекает в 20 км восточнее границы участка месторождения), в верховьях речек Волчевка, Воробьевка, Ветлянка, Лебяжка, впадающих в р. Самару; и Иртек, Контузлы, питающие р. Урал. Речки эти маловодные и в жаркое засушливое время пересыхают. Постоянный водоток они имеют уже за пределами площади месторождения. Замерзают реки в конце ноября, вскрываются в начале апреля. Весеннее половодье длится 8-10 дней, высота подъема уровня до 2 м. Межень - с июня по сентябрь.

В орографическом отношении месторождение приурочено к южному склону Общего Сырта. Центральная часть участка месторождения имеет относительно ровную поверхность с абсолютными отметками +282,1-297,3 м, полого понижающуюся к северу, югу, востоку и западу. Эта поверхность на севере и востоке участка месторождения расчленена овражно-балочной системой. На севере находится овраг Бикулкин Яр, переходящий в речку Воробьевка. В северо-восточном углу участка месторождения расположены овраги Хритошкин Дол, Мокрая Ветлянка, урочище Сухая Ветлянка, которые при слиянии образуют речку Ветлянка, а также овраги Козючий, Барабановский, впадающие в речку Ветлянка справа.

Климат района месторождения резко континентальный. Зима (середина ноября – март) холодная, снежная, с устойчивыми морозами (-15-20^оС до -40^оС). Оттепели редки и сопровождаются гололедом. Снежный покров устанавливается в середине ноября и держится до половины апреля. Грунты промерзают на глубину - 1,6-1,8 м. Весна (апрель-май) теплая, с ясной солнечной погодой. Днем в апреле температура воздуха +7-9^оС, в мае +18-20^оС, ночью до начала мая возможны заморозки. Снежный покров сходит в середине апреля, а к концу месяца просыхают грунты. Лето (июнь-середина сентября) жаркое, сухое, нередко засушливое, с ясной солнечной погодой. Температура воздуха днем +23-28^оС (максимальная +40^оС). Дожди преимущественно ливневые, часты грозы. Осень (середина сентября – середина ноября) теплая ясная в первой половине, прохладная и пасмурная, с затяжными моросящими дождями – во второй. В начале ноября начинаются снегопады. Среднее годовое количество осадков равно 350-400 мм.

Ветры наблюдаются в течение всего года преимущественно западные и юго-западные.

Ландшафт территории степной. Здесь произрастают ковыльно-типчаковые травы. Залесенные участки широко развиты в западной, центральной и юго-восточной части участка месторождения. Это урочища Студеный (на западе), Сидоров Пчельник (на юго-востоке) и безымянные лесные массивы. Леса преимущественно лиственные (дуб, ольха, осина). Кроме естественных, на площади месторождения имеются лесопосадки – полезащитные полосы шириной до 20 м. В них произрастают дуб, клен, акация. Грунты глинистые, суглинистые, в меньшей мере супесчаные. Значительная часть площади месторождения занята пашнями, по долинам речек и оврагам – пастбищные угодья.

Население занимается преимущественно сельским хозяйством: земледелием и животноводством.

Кроме нефтяных, в описываемом районе имеется несколько месторождений строительных материалов.

Кувайское месторождение эоловых песков расположено в 4 км северо-восточнее пос. Новосергиевка.

Черепановское месторождение керамзитовых глин расположено в 10,5 км к югу от пос. Новосергиевка.

Черепановское месторождение мела и глин – расположено в 16 км западнее железнодорожной станции Платовка. 

Мустаевское месторождение глин  расположено в 1 км западнее с. Мустаево и в 45 км юго-западнее пос. Новосергиевка.

Новосергиевское месторождение песчано-гравийных смесей и природных песков – расположено в 10 км к юго-юго-востоку от пос. Новосергиевка.

Платовское месторождение глин расположено в 4,5 км юго-восточнее с. Покровка.

Погромненское месторождение строительных песков расположено в 3 км юго-западнее с. Покровка.

Кроме вышеуказанных месторождений, непосредственно на площади или вблизи месторождения находятся неразведанные запасы мела (район села Старая Белогорка, верхнемеловые отложения), песков (село Миролюбовка, овраг Козючий, триасовые отложения; в районе населенных пунктов Варшавка, Контузлы, Верхнегорный, отложения батского яруса юры), акчагыльских глин (район села Миролюбовка, к северо-западу от станции Новосергиевка). Потребность в других стройматериалах может быть обеспечена за счет завоза их из других районов.

 

Стрaтигрaфия.

 

В 2007 г. ОАО «ОренбургНИПИнефть» на основе сейсморазведки 3Д и новых данных по 35 скважинам (из них шесть – поисковых, семь – разведочных, 22 – эксплуатационных) выполнен пересчет запасов и ТЭО коэффициентов извлечения нефти по продуктивным пластам Дфр_2-1; Дфр_2-2; Дфр₃; Д_I; Д_III; Д_IV; Д_5-1 и Д_5-2.среднего и верхнего девона (протокол ГКЗ №1511 от 30.11.2007 г.).

Месторождение введено в разработку в 1995 г.

Разработка месторождения осуществляется ОАО «Оренбургнефть» на основании лицензии ОРБ № 01187 НЭ от 28.04.2001 г. и Дополнительного соглашения от 25.06.2009 г.

Действующим проектным документом на разработку месторождения является «Дополнение к технологической схеме разработки Загорского нефтяного месторождения Оренбургской области», выполненный в 2011 г. ООО «Тандем» (протокол ЦКР № 1356 от 15.12.2011 г.).

На Загорском месторождении глубокими скважинами вскрыты породы кристаллического фундамента, осадочные образования леонидовской свиты среднерифейского (бавлинская серия), девонского, каменноугольного, пермского, мезазойского и четвертичного возрастов. В самой глубокой поисковой скв. 37 геологический разрез изучен до глубины 4565 м.

Стратиграфическое разделение вскрытого геологического разреза отложений приводится в соответствии с "Решением Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы", 2002, 2005 гг. Использовались результаты фаунистического определения возраста пород в скв. 40, 41- Веселовских (С.П. Макарова, 1993). Кроме того, при характеристике отложений верхнепермского и мезозойского возраста, использованы материалы структурного бурения на Тульской (М.С. Дзюба, 1968), Миролюбовской (Е.Д. Норинский, 1969), Верхнегорной (Е.Д. Норинский, 1970), Лебяжинской (А.А. Губайдуллин, 1972) и Новосергиевской (М.П. Церетели, 1976) площадях.

С 1945 по 1962 гг. В.В. Буцура, О.Д.Бобрышева, К.В.Кручинин, Д.И. Ерохин, А.П. Букреев провели геологическую съемка масштабами: 1:50000, 1:200000. Охарактеризованы отложения самой верхней части разреза перми, триаса, юрской и меловой систем. Установлено юго-западное моноклинальное погружение этих отложений, на фоне которого выделяются Самаркинская, Лебяжинская и Кувайская дислокации, установлены нарушения типа грабенов: Старобелогорский, Новогеоргиевский, Лапасский, Черепановский, выполненных юрскими и меловыми отложениями. В пределах западного купола Загорского поднятия пробурены скважины 41, 40, 42-Веселовские. Скважины нефтенасыщенных пластов не вскрыли и были ликвидированы по геологическим причинам.

С 1983 по 1991 гг. Сорочинское УБР объединения «Оренбургнефть» провело глубоко-разведочное бурение.Пробурена скв.43, где при испытании в эксплуатационной колонне отложений пашийского горизонта и верхнефранского подъяруса были получены притоки нефти. Пробуренными скв. 45, 47, 49-Веселовскими установлена нефтеносность в отложениях воробьевского горизонта и афонинского надгоризонта (пласты Д₄, Д_5-1, Д_5-2).

С 1999 по 2013 гг. Сорочинское УБР объединения «Оренбургнефть» провело эксплуатационное бурение. Пробурено 48 эксплуатационных скважин (в том числе 13 боковых стволов), уточнено геологическое строение месторождения.

Тектоникa.

В региональном тектоническом плане площадь месторождения расположена в районе Южного погружения Бузулукской впадины вблизи границы ее с Восточно-Оренбургским сводовым поднятием (Рис.2.1).

В тектоническом строении площади, определяющую роль сыграл Акъярский региональный разлом, по которому породы фундамента и эмско-верхнефранской толщи девона оказались разбитыми на блоки и смещены в вертикальном направлении на десятки метров.

Акъярский разлом входит в единую систему разломов субширотного направления, простирающихся от западных границ области до Восточно-Оренбургского сводового поднятия. Характерной особенностью разлома является погружение северных блоков, т.е. блоков, расположенных в направлении общего регионального подъема. Северные кромки южных блоков оказываются высоко поднятыми, нависающими над погруженными блоками. Они и сформировали в терригенно-карбонатной толще девона цепь ловушек приразломного типа, содержащих залежи нефти.

Акъярский региональный разлом и цепочка приразломных ловушек, осложняющих краевую зону приподнятого южного блока, сформировались в среднефранско-мендымскую фазу тектогенеза. Возрастание мощности среднефранско-мендымских карбонатных отложений к северу от Акъярского разлома характеризует компенсационный тип осадконакопления в пределах погружающегося блока. Среднефранско-мендымским этапом тектогенеза были сформированы положительные приразломные ловушки и приуроченные к ним залежи нефти в разрезе нижнего терригенно-карбонатного комплекса. Все они относятся к погребенному типу. Иначе говоря, в вышележащих отложениях ни сам разлом, ни приразломные структуры не проявляются.

Исключение составляют верхнефранские отложения, образующие вдоль Акъярского разлома рифогенную зону увеличенной мощности, генетически связанную с разломом. Конседиментационное погружение (проседание) одного блока при относительно стабильном положении смежного было причиной рифообразования в зонах, лежащих вдоль формирующихся уступов. Поэтому все рифы средне-верхнефранского возраста обнаруживаются в приразломных зонах, где они, как правило, надстраивают структурно-дизъюнктивные ловушки, образованные в терригенной толще девона.

Рис.2.1. Фрагмент схемы тектонического районирования Оренбургской области

Типичным представителем высокопродуктивных залежей нефти в рифах средне-верхнефранского возраста как раз и является Загорское нефтяное месторождение. Такие ловушки напрямую или со смещением сводов наследуют структурные осложнения, возникшие в терригенно-карбонатном нижне-среднедевонском этаже. Как любые рифовые сооружения, они могут сопровождаться структурами их облекания в вышележащих отложениях фаменско-турнейского и бобриковского возрастов.

На структурных картах девонских поверхностей, главенствующая роль в структурообразовании принадлежит Акъярскому разлому, отделяющему южный приподнятый блок от северного опущенного.

Детальное строение девонского структурного этажа характеризуют структурные карты по основным отражающим горизонтам, сопоставляемым с кровлями афонинского надгоризонта, ардатовского и доманикового горизонтов. В общих чертах, строение Загорского месторождения по вышеупомянутым горизонтам имеет унаследованный характер.

Описание тектонического строения площади месторождения дается по результатам интерпретации и обработки материалов сейсморазведочных работ МОГТ ЗД (2004 г.), а также данных бурения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.

На структурных построениях по основным отражающим горизонтам выделяются 2 основных поднятия – Загорское (район скв. 45) и Волчевское (район скв. 37).

На структурной карте по кровле койвенского горизонта (Граф. 12, папка 1) в центре изучаемой территории наблюдается вытянутая линейная складка (Загорскок поднятие). По изогипсе -4170 м поднятие имеет размеры 14,0 × 3,5-5,3 км.

В районе Волчевского поднятия по замыкающей изогипсе -4200 м выделяется поднятие неправильной формы амплитудой более 20 м.

На структурной поверхности отражающего горизонта «Daf» (Граф. 11, папка 1) по изогипсе -3960 м выделяется линейная узкая протяженная складка размером 13,9 × 2,3-5,1 км (Загорское поднятие). На юго-западе от скв. 3606 поднятие осложнено небольшим куполом размером 2,25 × 1,65 км (по изогисе -3950), имеющим амплитуду порядка 10 м. Данный купол прослеживается по всем девонским поверхностям, начиная с ОГ «Daf».

На северо-западе территории в районе скв. 37 расположена Волчевская структура, амплитуда которой по кровле афонинского надгоризонта составляет порядка 20 м. По замыкающей изогипсе -3990 м структура имеет размеры 3,0 × 1,3 км.

На структурной карте по кровле ардатовского горизонта «Dard» (Граф. 10, папка 1) Загорское поднятие прослеживается в виде линейной вытянутой складки по изогипсе    -3880 м. Размеры структуры составляют 12,5 × 2,0-5,1 км.

В районе скв. 37 прослеживается структура субширотного простирания. По замкнутой изогипсе -3910 м данное поднятие имеет размеры 2,8 × 1,3 км, амплитуду около 20 м.

На структурной карте по отражающему горизонту «Dfr2» (Граф.9, папка 1), отождествляемой с кровлей доманикового горизонта, сохраняется унаследованность структурных форм, о чем свидетельствует синхронность местоположения, формы, размера и амплитуды основных структурных элементов. Загорское поднятие по изогипсе -3740 м и имеет размеры 14,3 × 1,5-3,5 км.

Волчевское поднятие в районе скв.37 по изогипсе -3790 м распадается на два купола размерами 1,5 × 0,8 км и 1,0 × 0,8 км, характеризуется амплитудой не более 10 м.

На структурной поверхности отражающего горизонта «Dfr1» (Граф.8, папка 1), также прослеживаются обе структуры. В центре выделяется линейная вытянутая складка (Загорская стуктура), амплитуда которой не превышает 50 м.

На северо-западе Волчевская структура распадается на два отдельных купола изометричной формы, амплитуда которых порядка 10 м.

Геоморфологические показатели поднятий, контролирующих залежи нефти представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Геоморфологические показатели структур.

Отражающий горизонт	Местопо-ложение, район скважин	Абсолютная отметка замыкающей изогипсы, м	Размер структуры, км.		Ампли- туда, м	Угол падения, град.
			длина	ширина
ОГ «Dkv»	скв.45	-4170	14,0	3,5-5,3	100	1о12’-2о04’
	скв.37	-4200	3,0	2,8	20	1о52’-2о06’
ОГ «Daf»	скв.45	-3960	13,9	2,3-5,1	60	1о08’-2о44’
	скв.37	-3990	3,0	1,3	20	0о45’-1о38’
ОГ «Dard»	скв.45	-3880	12,5	2,0-5,1	40	1о40’-3о30’
	скв.37	-3910	2,8	1,3	20	0о30’-1о08’
ОГ «Dfr2»	скв.45	-3740	14,3	1,5-3,5	50	1о30’-2о48’
	скв.37	-3790	1,5	0,8	10	1о25’-1о44’
			1,0	0,8
ОГ «Dfr1»	скв.45	-3710	14,3	2,0	50	1о06’-2о20’
	скв.37	-3760	2,1	0,9	10	0о45’-1о54’
			1,6	1,25

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%.

 

Дфр2-1