Покровского месторождения Оренбургской области

27

Залежи нефти выявлены в отложениях каширского (пласт А0), верейского (пласты А1-3) горизонтов и башкирского яруса (пласты А4, А5) среднего карбона, визейского (пласты О2, О3, О5в, О6, Б2) и турнейского ярусов (пласт Т1) нижнего карбона.

Пласт А4 сложен карбонатными породами, выявлено семь залежей нефти. Все залежи неполнопластового типа,

приурочены к Покровскому поднятию (Центральный и Южный купол), Восточно-Покровскому поднятию (Северный,

Ценртальный и Южный купол), Западно-Покровскому поднятию (Юго-Западный купол), и Кызымбайскому поднятию.

Залежь центрального купола Покровского поднятия размеры 8,9 х 6,3 км, высота – 25 м.

Залежь южного купола Покровского поднятия размеры 1,7 х 0,7 км, высота – 6 м.

Залежь района скв. 287 размеры 1,7 х 0,8 км, высота – 12,5 м.

Залежь центрального купола Восточно-Покровского поднятия размеры 3,1 х 1,4 км, высота – 17,5 м.

Залежь северного купола Восточно-Покровского поднятия размеры 1,3 х 0,9 км, высота – 6,1 м.

Залежь южного купола Восточно-Покровского поднятия размеры 2,1 х 0,5 км, высота – 12 м.

Залежь Западно-Покровского поднятия размеры 1,6 х 1,1 км, высота 2 м.

Залежь Кызымбайского поднятия размеры 3,1 х 2,8 км, высота 6 м.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по керну: пористость – 344 определения в 31 скважине,

проницаемость – 220 определений в 24 скважинах. По данным ГИС пористость и проницаемость – 2461 определение в

262 скважинах, коэффициент нефтенасыщенности – 1006 определений в 234 скважинах. По данным ГДИ проницаемость

– 114 определений в 79 скважинах.

Консорциум « Н е д р а »

28

Для проектирования параметры приняты по ГИС. Проницаемость определена по петрофизической зависимости

проницаемости от пористости.

Лабораторное определение коэффициента вытеснения нефти не проводилось. В качестве аналогии использована зависимость коэффициента вытеснения нефти от проницаемости пласта А4 Герасимовского месторождения Оренбургской области, полученная на основании лабораторных определений керна.

В качестве аналога для принятия кривых относительных фазовых проницаемостей использованы данные

исследования керна пласта-аналога Герасимовского месторождения.

Отобрано шесть глубинных проб нефти из пяти скважин и 22 поверхностные пробы нефти из 14 скважин.

Нефть легкая, маловязкая, сернистая, смолистая, высокопарафинистая.

Запасы нефти пласта А-4 Покровского месторождения, подсчитанные объемным методом, составляют:

2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1.Основные решения проектных документов

Всего за период разработки составлены следующие проектные документы на разработку месторождения.

1. «Технологическая схема разработки бобриковской залежи Покровского месторождения», выполненная в 1964 г.

Консорциум « Н е д р а »

29

2.«Уточненная схема разработки пласта Б2 бобриковского горизонта» и «Технологическая схема разработки нефтяных залежей пластов А1-3 верейского горизонта, башкирского яруса, турнейского яруса», выполненная «Гипровостокнефть» (протокол ЦКР № 425 от 15.10.1966 г.).

3.«Проект разработки нефтяной залежи пласта Б2 и уточненная технологическая схема разработки нефтяных залежей пластов А1-3, А4 и Т1 Покровского нефтяного месторождения» составлены институтом «Гипровостокнефть» (протокол ЦКР № 577 от 24.04.1969 г.).

4.«Уточненный проект разработки по Покровскому нефтяному месторождению» Оренбургской области (протокол ЦКР № 677 от 25.05.1978 г).

5.«Проект разработки Покровского нефтяного месторождения Оренбургской области» составлен институтом «Гипровостокнефть» (протокол ЦКР № 1129 от 05.12.1984 г.).

6.«Дополнительная записка к проекту разработки Покровского месторождения» составлена институтом «Гипровостокнефть» (протокол ЦКР №1158 от 18.09.1985 г.).

7.«Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождениям ОАО «Оренбургнефть» на период действия лицензионных соглашений» составлен институтом «ОренбургНИПИнефть» (протокол ЦКР №2430 от 07.10.1999 г.).

8.«Авторский надзор за разработкой Покровского месторождения» составлен ООО «СибНИИГР» (протокол ЦКР

№3707 от 30.06.2006 г.).

9.«Авторский надзор за реализацией «Дополнения к проекту разработки Покровского месторождения»» составлен ООО «Наука» (протокол ТО ЦКР по РТ № 684 от 29.11.2007 г.).

Консорциум « Н е д р а »

30

10.«Дополнение к проекту разработки Покровского газонефтяного месторождения» выполнено ООО «ТННЦ» и

ООО«СибНИИГР» (протокол ТО ЦКР Роснедра по УР № 305 от 23.10.2008 г.).

11.«Дополнение к проекту разработки Покровского газонефтяного месторождения», выполнено ОАО «Тандем» (протокол ЦКР Роснедра № 4767 от 10.12.2010 г).

12.Действующим технологическим документом на разработку месторождения является «Дополнение к проекту разработки Покровского газонефтяного месторождения», выполнено ООО «ТННЦ» (протокол ЦКР Роснедра № 740 от

16.11.2013 г).

Основные положения:

- выделение 11 объектов разработки, в том числе девяти нефтяных (пласты А0, А1-3, А4, А5, О2, О3, О6, Б2, Т1)

одного газового – (пласт У1) и одного – газонефтяного (пласт Арт1)

- системы размещения скважин по объекту А4 – площадная с размещением скважин по сетке 500х500 м с уплотнением за счет бурения БС, система заводнения – блоковая в сочетании с очаговым и приконтурным заводнением. Плотность сетки для объекта А4– 17,1 га/скв.;

2.2. Анализ истории разработки по стадиям

Объект А4 введен в разработку в 1965 году, система поддержания пластового давления начала формироваться в 1970 году.

Наиболее крупной является разрабатываемая залежь Центрального купола Покровского поднятия.

Весь процесс разработки с начала эксплуатации и до момента вывода его из эксплуатации условно можно разделить на 4 стадии.

1-ая стадия – ввод месторождения в эксплуатацию

Консорциум « Н е д р а »

31

2-ая стадия называется стабилизацией добычи нефти

3-ая стадия – падающей добычи нефти

4-ая завершающая, конечная стадия разработки.

1-ая стадия (1965-1973 гг.)

Стадия характеризуется ростом добычи нефти, которая за 9 лет увеличилась с 5,8 тыс.т. до 598,1 тыс.т. Фонд скважин увеличился с 1 до 38 единиц. На конец первой стадии накопленная добыча нефти составила – 1528,6 тыс.т., при степени выработки от НИЗ 7,9%. Обводненность на конец стадии составила 6%. На данном периоде начинается организация закачки – в 1971 под закачку введена одна скважина. К 1973 годовые уровни закачки составляли 901,5

тыс.м3. Степень выработки составила 7,9%, КИН достиг значения 0,046.

2-ая стадия (1974-1982 гг.)

Стадия характеризуется стабилизацией добычи нефти на уровне 649,0-897,6 тыс.т при уровнях добычи жидкости

785,1-1325,7 тыс.т. Фонд скважин увеличился до 44-59 единиц.

Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1975 году (897,6 тыс.т или 4,7% НИЗ) при отборе жидкости

962,9 тыс.т и обводненности продукции 6,8%. Степень выработки составила 44,2%, КИН достиг значения 0,254.

За период 1974-1982 гг. из залежи извлечено 6971,1 тыс.т нефти, накопленная добыча составила 8499,7 тыс.т.

Накопленная закачка составила 14468,8 тыс.м3. 3-я стадия (1983-2004 гг.)

Характеризуется падением добычи нефти с 550 5ыс.т (1983 г.) до 150 5ыс.т. (2004 г.). Обводненность на конец третей стадии достигла81,9%, фонд скважин снизился с 53 до 40 единиц. Темпы отборов снизились с 2,9% до 1,1% к

Консорциум « Н е д р а »

32

1990 г., в период 1991-2004 гг. находились на уровне 0,9-0,6%.

Степень выработки составила 66,6%, КИН достиг значения 0,383.

Фонд нагнетательных скважин так же снизился с 26 до 19 единиц, что повлекло за собой снижение и уровней закачки. За период годовые уровни закачки составляли 716,1-2610,6 тыс.м3 при годовой компенсации 97,6-283,6%.

2005 г. – наше время можно характеризовать как повторную стадию роста добычи нефти.

С 2005 г. начинается рост фонда скважин за счет перевода скважин с нижележащих горизонтов. К 2012 г. фонд увеличился до своего максимального значения за весь период разработки – 78 скважин. За счет увеличения действующего фонда увеличились годовые отборы. За период 2005-2015 гг. уровни отборов были на уровнях 159,9-379,8

тыс.т, это составляет 0,8-2,0% НИЗ.

По состоянию на 1.01.2016 г. накопленная добыча нефти составила 15934,0 тыс. т, достигнутый коэффициент нефтеизвлечения – 0,476. Жидкости с начала разработки отобрано 40050,0 тыс.т. Степень выраблтки 82,8% при обводненности 77,5%.

Накопленная закачка по пласту 62296,6 тыс.м3 при накопленной компенсации 137,7%.

Карты текущих и накопленных отборов пласта А4 представлены в приложениях 4П и 5П.

Динамика основных показателей разработки пласта А4 Покровского месторождения приведены на рисунке 2.1 и в таблице 2.1.

График разработки объекта А4 Покровского месторождения

Консорциум « Н е д р а »

33

Рис 2.1

Консорциум « Н е д р а »

Консорциум « Н е д р а »