Капитоновское месторождение

Капитоновское месторождение расположено в Оренбургской области

Открыто в 1994 г, пробная эксплуатация ведется с 1997 г.

Извлекаемые запасы Капитоновского месторождения оцениваются в 5,8 млн тонн нефти и 2,8 млрд м³ природного газа (категория АВС₁+С₂).

Лицензия на разработку Капитоновского месторождения принадлежит Газпром нефти через подконтрольный Южуралнефтегаз, поглощенный в 2011 г.

В период 2002 - 2003 г на месторождении проведены разведочные работы методом объемной сейсморазведки 3Д и пробурена поисково-оценочная скважина № 5313.

Результаты указанных работ положены в основу подсчета запасов углеводородов 2004 г (подсчет прошел апробацию в ЦКЗ Роснедра) и последующего составления технологической схемы опытно-промышленной разработки месторождения, которая утверждена ЦКР Роснедра в 2006 г сроком на 5 лет.

Начальные запасы нефти по месторождению составляли:

• геологические по категориям АВС₁С₂ - 8 204 тыс тонн,
• извлекаемые - 3 790 тыс тонн, в тч:

-по категории АВС₁ геологические запасы - 4 050 тыс т, извлекаемые - 2 108 тыс т;

-по категории С₂ геологические запасы - 4 154 тыс т, извлекаемые - 1 682 тыс т.

Начальные извлекаемые запасы растворенного газа составляли по категориям АВС₁С₂ - 1786 млн м³, в том числе по категориям

• АВС₁ - 1 028 млн м³,
• С₂ - 758 млн м³.

Годовой темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов соответствует проектному и составил 4,4%.

Однако, произошло отставание от проекта по фонду действующих скважин: при проекте 5 фактический фонд составил 4 скважины, что является следствием аварии при строительстве скважины № 5308, повлекшее смещение срока ввода скважины в эксплуатацию с 2006 г на 2007 г.

Исходя из приведенных показателей, средний дебит 1 действующей скважины значительно (на 52 т/сут) превысил проектный и составил 122 т/сут безводной нефти.

Такая значительная разница в среднем дебите вызвана высокой эффективностью ГТМ, выполненных по скважинам № 5313 и № 5307, в результате которых общий прирост составил 153 т/сут, в том числе:

• по скважине № 5307 в результате дострела и соляно-кислотной обработки пласта Д5 дебит увеличился с 62 т/сут до 120 т/сут;

• по скважине № 5313 в результате проведенных ГТМ ( соляно-кислотная обработка по новой технологии) дебит увеличился практически в 3 раза - с 57 т/сут до 152 т/сут.

Следует отметить, что проектные технологические показатели разработки рассчитывались по результатам пробной эксплуатации 2 скважин, пробуренных в центральной части месторождения, при этом средний дебит по скважинам на дату составления проектного документа при оптимальном режиме эксплуатации составлял 74 т/сут.

В течение 2006 г пластовое давление в залежи пласта Д5-6 снизилось с уровня 400 атм до 396 атм при давлении насыщения 275 атм, отбор нефти при снижении пластового давления на 1 атм составил 32,6 тыс тонн, т. е. пласт обладает значительным потенциалом пластовой энергии.

С учетом того, что в период с 1997 по 2003 г по пласту Дфр было добыто 62 тыс тонн нефти, на 1 января 2007 г накопленная добыча нефти по месторождению составила 456 тыс тонн, что составляет 21% от начальных извлекаемых запасов категории С₁, текущий КИН 0,113 при конечном проектном КИН 0,521.

Накопленная добыча растворенного газа по месторождению составляет 236 млн м³.

По состоянию на 1 января 2007 г остаточные запасы нефти по месторождению составляют:

• геологические по категориям АВС₁С₂ - 7748 тыс тонн,
• извлекаемые - 3 334 тыс тонн, в том числе