Дачно-Репинское месторождение

Дачно-Репинское нефтяное месторождение открыто в 1984 г.

Введено в пробную эксплуатацию в 1992 г.

Впервые запасы нефти были утверждены ГКЗ в 1995 г.

Месторождение расположено на территории 2^х административных районов Оренбургской области: Оренбургского и Переволоцкого.

В 24 км к югу и в 30 км к востоку от месторождения проходят асфальтовые трассы республиканского значения - Оренбург-Самара и Оренбург-Уфа.

В 2002-2004 гг. на всей площади месторождения методом объемной 3D сейсморазведки выполнены разведочные работы, результаты которых совместно с результатами доразведки в процессе эксплуатационного бурения положены в основу пересчета запасов углеводородов, прошедшего экспертизу ГКЗ Роснедра в 2006 г.

В целом по результатам пересчета запасы нефти по категориям АВС1С2 уменьшились на 45% от первоначально подсчитанных (в том числе по категории АВС1 - на 35%, по категории С2 - на 50%).

Начальные запасы на дату подсчета составляли:

• геологические запасы нефти по категориям АВС1С2 - 14 155 тыс. т, в т. ч. по категориям АВС1 - 8 887 тыс. т, по категории С2 - 5 268 тыс. т;

• извлекаемые запасы нефти по категориям АВС1С2 - 4 609 тыс. т, в т. ч. по категориям АВС1 - 3 385 тыс. т, по категории С2 - 1 224 тыс. т.;

• извлекаемые запасы растворенного газа по категориям АВС1С2 - 453 млн м³, в т. ч. по категориям АВС1 - 337 млн м³, по категории С2 - 116 млн м³.

Часть указанных запасов находится за пределами лицензионного участка, в т. ч.:

• геологические запасы нефти по категориям АВС1С2 - 1 035 тыс. т (7,3%), в т. ч. по категориям АВС1 - 558 тыс. т (6,3%), по категории С2 - 477 тыс. т (9,1%);

• извлекаемые запасы нефти по категориям АВС1С2 - 229 тыс. т (5%), в т. ч. по категориям АВС1 - 144 тыс. т (4,3%), по категории С2 - 85 тыс. т (6,9%).

• извлекаемые запасы растворенного газа по категориям АВС1С2 - 24 млн м³, из них по категориям АВС1 - 16 млн м³ (4,7%), по категории С2 - 8 млн м³ (6,9%).

За 2006 г. фактические показатели разработки месторождения значительно отличаются от проектных показателей, приведенных в технологической схеме разработки 2000 г.

При проектной добыче 235,3 тыс. т и действующем фонде 34 скважины фактически обеспечена добыча нефти 136,6 тыс. т действующим фондом 16 скважин; при среднем проектном дебите одной действующей скважины по нефти 21 т/сут фактический средний дебит составил 36 т/сут; при проектной обводненности 6% фактическая обводненность составила 5%.

Расхождение основных проектных и фактических показателей разработки объясняются несоответствием геологической и фильтрационной моделей, принятых за основу при составлении проектного документа, фактическому строению месторождения.

Так, по отдельным скважинам соотношение план-факт имеет значительное расхождение как в большую, так и в меньшую сторону.

Превышение факта над планом отмечается:

• по скважинам опытного участка ППД, организованного в конце 2005 г. и скорость реакции на заводнение по которому сложно было спрогнозировать;

• по фонду скважин эксплуатационного объекта Дкт в районе скважины № 276, где новой скважиной № 5233 вскрыты нефтенасыщенные мощности, ранее не эксплуатировавшиеся скважиной № 276, что дало возможность сохранить фонтанный способ эксплуатации скважины на протяжении 2006 г. При разработке плановых показателей, с учетом выработки начальных извлекаемых запасов категории С1 (421 тыс. т) на начало 2006 г. на уровне 40% (170 тыс. т) прогнозировалось прекращение фонтанирования и перевод скважины на механизированный способ добычи.

Невыполнение плановых показателей отмечается, в основном, по району скважин №154 и №285, где пробуренные эксплуатационные скважины не подтвердили принятую модель строения месторождения данного района и, соответственно, не были получены прогнозные дебиты.

При согласовании с органами Ростехнадзора годового плана развития горных работ на 2006 г. годовой уровень добычи нефти был скорректирован до 144,9 тыс. т нефти, в т. ч. по переходящему фонду 133,9 тыс. т, по новым скважинам - 11,0 тыс. т.

Фактически за 2006 г. добыто 136,6 тыс. т нефти (94,3% от скорректированного уровня и 58% от проектного), в т. ч. по переходящему фонду 129,4 тыс. т, по новым скважинам - 7,2 тыс. т.

По состоянию на 1 января 2007 г. с начала разработки на Дачно-Репинском месторождении добыто 814 тыс. т нефти, отбор от начальных извлекаемых запасов составляет 24%, текущий КИН - 0,092 при утвержденном конечном 0,381.

Накопленная добыча жидкости по месторождению составила 832 тыс. т, накопленная добыча растворенного газа - 76,0 млн м³.

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 4%.

Закачка воды с целью поддержания пластового давления по семиточечному элементу основного эксплуата-ционного объекта составила 69,0 тыс. м³, компенсация отборов закачкой составила 103%.

Эффект от внедрения системы ППД за 2006 г. составил 11,9 тыс. т нефти.

Добыча растворенного газа за год составила 12,4 млн м³.

Значительное изменение ресурсной базы потребовало корректировки проектного документа на разработку месторождения.

Уточненная технологическая схема разработки Дачно-Репинского месторождения составлена и направлена на экспертизу ЦКР Роснедра.

Остаточные запасы по состоянию на 1 января 2007 г. по месторождению составляют:

• геологические запасы нефти по категориям АВС1С2 - 13 341 тыс. т, в т. ч. по категориям АВС1 - 8 073 тыс. т, по категории С2 - 5 268 тыс. т;

• извлекаемые запасы нефти по категориям АВС1С2 - 3 795 тыс. т, в т. ч. по категориям АВС1 - 2 581 тыс. т, по категории С2 - 1 224 тыс. т.;

• извлекаемые запасы растворенного газа по категориям АВС1С2 - 377 млн м³, в т. ч. по категориям АВС1 - 261 млн м³, по категории С2 - 116 млн м³.