1.2 Запасы нефти и газа, кин

Ко времени пересчета запасов (2015г.) существенно возросла геолого-геофизическая изученность месторождений за счет полного эксплуатационного разбуривания. С учетом дополнительной информации существенно уточнена и детализирована геологическая модель месторождений.

Быгинское месторождение нефти.

Утвержденные начальные геологические/извлекаемые запасы нефти и растворенного газа отражены в таб. 2.

Таблица 2

Запасы нефти и газа, КИН Быгинского нефтяного месторождения

Продуктивный пласт	КИН			Нефть, тыс.т			Растворенный газ, млн.м3
	В	С1	С2	В	С1	С2	В	С1	С2
В целом по месторождению	0,419	0,380	0,315	5152/2159	6903/2622	1787/563	74/31	85/29	21/6

В соответствии с действующей классификацией основная часть запасов месторождения по степени геологической изученности отнесена к промышленным категориям В и С₁ и незначительная часть к категории С_2.

Доля запасов нефти по категории С₂ в целом по месторождению составляет 13 %.

По состоянию на 01.01.2013 г. на месторождении пробурено 82 скважины, из них в действующем добывающем фонде числится 62 скважины, нагнетательных – 10, в специальном фонде – две поглощающие, ликвидированных – восемь.

На месторождении выделено четыре объекта разработки: верейско-башкирский, визейский, турнейский и каширский. Все объекты, за исключением каширских залежей, находятся в промышленной эксплуатации.

Накопленная добыча нефти по верейско-башкирскому объекту составляет 1135,4 тыс.т или 43,3 % от утвержденных НИЗ. Текущий КИН составил 0,170 д.ед., среднегодовая обводненность продукции 60,7 %. Накопленная добыча жидкости – 1705,7 тыс.т., закачка – 1801,0 тыс.м³. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой – 75,4 %.

Накопленная добыча нефти по визейскому объекту составляет 871,6 тыс.т или 44,6 % от утвержденных НИЗ. Текущий КИН составил 0,184 д.ед., среднегодовая обводненность продукции 92,6 %. Накопленная добыча жидкости – 4276,4 тыс.т.

Накопленная добыча нефти по турнейскому объекту составляет 11,7 тыс.т или 6,8 % от утвержденных НИЗ. Текущий КИН составил 0,023 д.ед., среднегодовая обводненность продукции 82,8 %. Накопленная добыча жидкости – 52,6 тыс.т.

В целом по месторождению накопленная добыча нефти составляет 2018,6 тыс.т или 42,2 % от утвержденных НИЗ, растворенного газа – 26 млн.м³ Текущий КИН составил – 0,167, среднегодовая обводненность продукции 87,0 %. Накопленная добыча жидкости – 6034,6 тыс.т, закачка – 1801,0 тыс. м³. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой – 28,5%.

Погребняковское месторождение нефти.

На 01.01.2013 г. на Государственном балансе в целом по месторождению числятся начальные геологические/извлекаемые запасы нефти по категории С₁ – 1656 / 589 тыс.т, в том числе:

– по верейским залежам по категории С₁ – 236 / 95 тыс.т;

– по башкирским залежам по категории С₁ – 684 / 205 тыс.т;

– по визейским залежам по категории С₁ – 677 / 271 тыс.т;

– по турнейским залежам по категории С₁ – 59 / 18 тыс.т.

Запасы растворенного в нефти газа в виду высокого содержания азота и незначительной их величины не утверждались и на Госбалансе на 01.01.2013 г. не числятся.

Утвержденные начальные геологические/извлекаемые запасы нефти и растворенного газа отражены в таб. 3.

Таблица 3

Запасы нефти и газа, КИН Погребняковского нефтяного месторождения

Продуктивный пласт	Текущий КИН	Нефть, тыс.т
	С2	Геологические А + В + С1	Извлекаемые А + В + С1
В целом по месторождению	0,167	1379	312

Сосновское месторождение нефти.

С начала разработки добыто 1601 тыс.т нефти, что составляет 46 % начальных извлекаемых запасов. Проектный фонд реализован на 82 %, система разработки объекта формируется в соответствии с утвержденными проектными решениями.

Темпы разбуривания месторождения и уровни добычи ниже, чем предусматривалось проектными документами: действующий фонд в 2012 году меньше проектного (добывающий на 8 скважин, нагнетательный на 7), добыча нефти – на 29 %. Текущее состояние разработки предопределяет необходимость корректировки показателей на ближайшую перспективу.

По состоянию на 01.01.2013 г. на государственном балансе по Сосновскому месторождению числятся начальные запасы нефти (геологические/ извлекаемые) в следующих количествах:

по распределенному фонду: по категориям В+С1 -9535 / 3480 тыс.т;

по категории С2 -596 / 202 тыс.т, в том числе: по Киенгопской зоне: по категории С1 – 711 / 260 тыс.т; по категории С2 – 361 / 132 тыс.т; по Центральной зоне: по категориям В+С1 – 5781 / 2110 тыс.т; по Восточной зоне: по категориям В+С1 – 2763 / 1021 тыс.т; по категории С2 – 235 / 70 тыс.т. по нераспределенному фонду (северная и южная части Восточной зоны): по категории С1 – 505 / 184 тыс.т; по категории С2 – 171 / 56 тыс.т.

В таб. 4 отражены запасы нефти (геологические/ извлекаемые) в целом по месторождению.

Таблица 4

Запасы нефти и газа, КИН Сосновского нефтяного месторождения

Продуктивный пласт	Текущий КИН	Нефть, тыс.т
		Геологические В + С1	Геологические С2	Извлекаемые В + С1	Извлекаемые С2
В целом по месторождению	0,159	8439	767	2063	258

Центральное месторождение нефти.

Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях башкирского яруса среднего карбона (пласты А_4-1, А_4-2), верейского горизонта московского яруса среднего карбона (пласты B-II и B-IIIа), турнейского яруса нижнего карбона (пласты Tr-I, Tr-II' и Tr-II); в терригенных отложениях тульского горизонта визейского яруса нижнего карбона (пласты Tl-IIa, Tl-IIb) и турнейского яруса (пласт Tr-I').

Первый оперативный подсчет запасов в рамках формы 4-ГР выполнен в 1986 г. ОАО «Удмуртгеология» в процессе проведения разведочных работ.

После завершения разведочных работ на месторождении в 1990 году выполнен подсчет запасов по пластам верейского горизонта (В-II), башкирского яруса (пласты А_4-1, А_4-2), среднего карбона, тульского горизонта (Tl-II) и турнейского яруса (Tr-I, Tr-II) нижнего карбона и утвержден ЦКЗ МПР РФ в 1995 г. (протокол №97 от 26.12.95 г.). На тот период на месторождении было пробурено 56 структурных и 14 глубоких скважин.

Следующий подсчет запасов нефти и растворенного газа выполнен в 2010 г. по продуктивным пластам среднего карбона: верейский горизонт – В-II, В-IIIа, башкирский ярус - А_4-1, А_4-2; нижнего карбона: тульский горизонт - Tl-IIa, Tl-IIb и турнейский ярус - Tr-I, Tr-II (протокол ГКЗ № 2257-дсп от 21.07.2010 г.). Часть запасов была подсчитана в границах лицензионных участков, а часть отнесена к нераспределенному фонду.

Утвержденные начальные геологические/извлекаемые запасы нефти в целом составляют по категориям В+С₁ – 9844/ 3755 тыс.т, по категории С₂ – 1192/ 381 тыс.т; из них: по верейским отложениям по категориям В+С₁ – 3175/1328 тыс.т, по категории С₂ – 113/ 29 тыс.т; по башкирским отложениям по категориям В+С₁ – 2557/856 тыс.т; по категории С₂ – 744/ 277 тыс.т; по тульским отложениям по категории С₁ – 1920/780 тыс.т, по турнейским отложениям по категории С₁ – 1509/508 тыс.т, по категории С₂ – 335/ 7 тыс.т.

В таб. 5 отражены запасы нефти (геологические/ извлекаемые) в целом по месторождению.

Таблица 5

Запасы нефти и газа, КИН Центрального нефтяного месторождения

Продуктивный пласт	КИН			Нефть, тыс.т			Растворенный газ, млн.м3
	В	С1	С2	В	С1	С2	В	С1	С2
В целом по месторождению	0,379	0,380	0,309	719	3051	435	10	30	7

По состоянию на 01.01.2015 г. общий фонд месторождения составил 47 скважин, из них действующих добывающих – 31, в бездействии пребывают три скважины, в контрольном фонде - одна скважина, в консервации две скважины. Поглощающий фонд составляют три скважины. В нагнетательном фонде пребывают семь скважин. В 10 добывающих скважин внедрено оборудование для одновременно-раздельной добычи (ОРД) на два объекта: в восьми – для верейско-башкирского и визейского объектов и в двух – для верейско-башкирского и турнейского объектов.

В 2014 г. добыча нефти из месторождения составила 129,172 тыс. т, жидкости – 1427,127 тыс. т при средних дебитах добывающих скважин по нефти – 11,2 т/сут, по жидкости – 124,2 т/сут. По состоянию на 01.01.2015 г. отобрано нефти по месторождению 1144,862 тыс. т. Текущий КИН (от запасов кат.ВС1 в границах лицензионного участка) – 0,100.

Черновское месторождение нефти.

На 01.01.2014 г. на балансе по Черновскому месторождению числятся начальные запасы нефти в количестве: по категории В+С₁: геологические - 14837 тыс. т, извлекаемые - 2819 тыс. т; по категории С₂: геологические - 641 тыс. т, извлекаемые - 134 тыс. т. Накопленная добыча – 4408 тыс. т.

Утвержденные начальные геологические/извлекаемые запасы нефти в целом по месторождению отражены в таб. 6 и составили - по категориям В+С₁- 19245 тыс.т / 7227 тыс.т, по категории С₂ – 641тыс.т / 134 тыс.т

Таблица 6

Запасы нефти и газа, КИН Черновского нефтяного месторождения

Продуктивный пласт	КИН		Нефть, тыс.т
	В + С1	С2	В + С1	С2
В целом по месторождению	0,376	0,209	719	3051

Всего по месторождению по состоянию 01.01.2016 г. отобрано 4830 тыс. т нефти. Отбор от НИЗ составил 66,8 % при обводненности – 86,5 %, текущий КИН – 0,251 (при утвержденном по кат. А+В₁ – 0,376).

Добыча нефти осуществляется из всех объектов за исключением каширского.

В 2015 г. фактические уровни добычи нефти соответствуют проектным значениям (проект 194,3 тыс. т, факт 194,0 тыс.т).

Южно-Лиственское месторождение нефти.

Южно-Лиственское месторождение по величине начальных извлекаемых запасов нефти к категории мелких (менее 10 млн т).

В таб. 7 отражены запасы нефти в целом по месторождению.

Таблица 7

Запасы нефти и газа, КИН Южно-Лиственского нефтяного месторождения

Продуктивный пласт	КИН		Нефть, тыс.т
	А + В + С1	С2	А + В + С1	С2
В целом по месторождению	0,418	0,299	1921	26

На месторождении в разработке находятся четыре объекта: верейский, башкирский, визейский, турнейский. Каширский объект в разработку не введён.

Накопленная добыча нефти по верейскому объекту составляет 281,4 тыс.т или 69,8 % от утвержденных НИЗ. Текущий КИН составил 0,317 д.ед., среднегодовая обводнённость продукции 66,3 %. Накопленная добыча жидкости – 437,6 тыс.т., закачка – 697,6 тыс.м³. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой – 149 %.

Накопленная добыча нефти по башкирскому объекту составляет 463,6 тыс.т или 62,8 % от утвержденных НИЗ. Текущий КИН составил 0,258 д.ед., среднегодовая обводнённость продукции 67,0 %. Накопленная добыча жидкости – 767,2 тыс.т., закачка – 1383,9 тыс.м³. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой – 175,2 %.

Накопленная добыча нефти по визейскому объекту составляет564,6 тыс.т или 90,8 % от утвержденных НИЗ. Текущий КИН составил 0,396 д.ед., среднегодовая обводненность продукции 90,8 %. Накопленная добыча жидкости – 1563,6 тыс.т.

Накопленная добыча нефти по турнейскому объекту составляет 27,4 тыс.т или 17,3 % от утвержденных НИЗ. Текущий КИН составил 0,055 д.ед., среднегодовая обводненность продукции 89,5 %. Накопленная добыча жидкости – 133,3 тыс.т.

В целом по месторождению накопленная добыча нефти составляет 1336,9 тыс.т или 69,6 % от утвержденных НИЗ. Текущий КИН составил – 0,291, среднегодовая обводненность продукции 78,2 %. Накопленная добыча жидкости – 2901,7 тыс.т, закачка – 2081,5 тыс.м³. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой – 72,4 %.

Динамика основных показателей разработки месторождений показана в таб. 8.

Таблица 8

Динамика основных показателей разработки месторождений

Месторождение	Годы	Годовая добыча нефти, тыс.т	Годовая добыча жидкости, тыс.т	Годовая закачка, тыс.м3	Обводненность, %	Текущий КИН, д.ед.
Быгинское	2003	32,4	38,7	50	16,2	-
	2013	65	141	234,7	54	-
	2023	70	356	347	87	-
Месторождение	Годы	Годовая добыча нефти, тыс.т	Годовая добыча жидкости, тыс.т	Годовая закачка, тыс.м3	Обводненность, %	Текущий КИН, д.ед.
Погреняковское	2003	11,8	17,4	-	31,8	-
	2013	28,9	238,2	-	87,9	-
	2023	30,3	436,7	-	95	-
Сосновское	2003	70,5	77	-	8,9	0,018
	2013	104,4	246	-	57,6	0,168
	2023	101,2	436	-	82,3	0,254
Центральное	2003	-	-	-	-	-
	2013	257,2	1231	144	-	0,156
	2023	353,7	1637	567	-	0,236
Черновское	2003	274,9	321,8	218,0	14,6	0,063
	2013	264,4	723,3	576,2	63,4	0,203
	2023	235,6	956,7	782,3	84,%	0,3
Южно-Лиственское	2003	73,060	137,384	105,404	46,8	0,155
	2013	86,602	396,527	220,969	78,2	0,291
	2023	80,230	435,608	302,598	90,1	0,320