USD 71.3409

+0.84

EUR 80.5581

+1.34

BRENT 42.65

-0.42

AИ-92 43.12

+0.01

AИ-95 47.19

+0.02

AИ-98 52.83

0

ДТ 47.63

-0.01

2195

Капитоновское месторождение

Капитоновское месторождение расположено в Оренбургской области

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 газа (категория АВС12).

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 тонн, извлекаемые - 2 108 тыс тонн;

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

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.

В соответствии с проектным технологическим документом на месторождении выделено 4 самостоятельных эксплуатационных объекта - пласты Д5-6, ДIII, ДI и Дфр.
Основные запасы нефти сосредоточены в пласте Д5-6 и составляют 79 % от начальных геологических запасов по месторождению.
Проектным документом предусмотрены следующие сроки ввода эксплуатационных объектов в опытно-промышленную разработку:
• пласт Д5-6 с 2006 г, опытное заводнение - с 2008 г;
• пласт Дфр с 2008 г без ППД;
• пласт Д1 с 2008 г без ППД;
• пласт ДIII с 2009 г без ППД.
За 2006 г при проектной добыче по пласту Д5-6 118,4 тыс тонн фактическая добыча нефти составила 130,2 тыс тонн (+ 10%) при допустимом отклонении от проекта + 20%.
Добыча растворенного газа составила 78,6 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

-по категории АВС1 геологические запасы - 3 594 тыс т, извлекаемые - 1 652 тыс тонн;
-по категории С2 геологические запасы - 4 154 тыс тонн, извлекаемые - 1 682 тыс тонн.
Остаточные извлекаемые запасы растворенного газа составляют по категориям АВС1С2 - 1550 млн м3, в том числе по категориям
  • АВС1 - 792 млн м3
  • С2 - 758 млн м3.





Система Orphus