USD 71.2298

0

EUR 80.2689

0

BRENT 43.27

0

AИ-92 43.27

+0.01

AИ-95 47.35

+0.02

AИ-98 52.87

-0.01

ДТ 47.8

0

880

Дачно-Репинское месторождение

Дачно-Репинское месторождение открыто в 1984 г, введено в пробную эксплуатацию в 1992 г. Впервые запасы нефти были утверждены ГКЗ в 1995 г, на их о

В 2002-2004 г на всей площади месторождения выполнены разведочные работы методом объемной сейсморазведки 3Д, 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 (в том числе за счет перевода части запасов в более высокую промышленную категорию)- на 50 %).

Начальные запасы нефти на дату подсчета составляли:

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

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

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

Следует отметить, что часть указанных запасов находится за пределами лицензионного участка, в т. ч.:

нефти

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

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

извлекаемых запасов 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 тонн и действующем фонде 34 скважины фактически обеспечена добыча нефти 136,6 тыс тонн 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 тонн) на начало 2006 г на уровне 40% (170 тыс тонн) 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 тонн нефти, в т. ч. по переходящему фонду 133,9 тыс тонн, по новым скважинам - 11,0 тыс. тонн.

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

По состоянию на 01 января 2007 г с начала разработки на Дачно-Репинском месторождении добыто 814 тыс тонн 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 тонн, 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 тонн 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 нефти по состоянию на 1 января 2007 г по месторождению составляют:

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

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

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





Система Orphus