SCI Библиотека

Целью данной работы является анализ и прогноз показателей разработки Асельской залежи Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Для выполнения этой задачи необходим большой объем данных, который был получен в ходе проекта технологической разработки. Расчет производится с помощью программы, написанной на языке программирования Python. Приведены переменные для уравнения материального баланса, некоторые из них рассчитываются по промежуточным формулам. В качестве оптимизируемых параметров были выбраны средние значения параметров за последние 15 лет разработки, поскольку малые объемы накопленной добычи в первые годы разработки могут привести к существенной ошибке в расчете уравнения материального баланса. Также было проведено сравнение расчетного прогноза разработки месторождения Асель с прогнозом по госплану, представленным в проекте разработки месторождения. Сравнение проводилось по основным параметрам: накопленной добыче нефти, годовой добыче нефти, коэффициенту извлечения нефти и обводненности. Для наглядного сравнения расчетных параметров представлены графики зависимостей, отражающие прогноз, выполненный методом материального баланса, а также прогноз, основанный на данных государственного плана. Разницу в поведении кривых, показанных на графиках, можно объяснить неточностью параметров, описывающих пласт, а также неточностью определения начальных извлекаемых запасов. На это влияет также разница в депрессиях пласта по нагнетательным и добывающим скважинам, предложенная в государственном плане и в прогнозе. Конечно, влияет и неточность коэффициентов приемистости и продуктивности скважин, которые были выбраны исходя из расчетных объемов закачки воды и добычи нефти. На основании проведенного расчета можно сделать вывод о целесообразности дальнейшей эксплуатации Ассельской площади Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения с внедрением системы поддержания пластового давления до 2079 года. По прогнозам обводненность равна 96 % будет достигнуто в 2079 году, а коэффициент нефтеотдачи составит 0,427.

Рассмотрены результаты геохимического анализа органического вещества и нефтей протерозоя (RF-V комплекс) и палеозоя (продуктивные интервалы D2, D3, C1-2) восточной части Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна.

Полученные данные подкреплены результатами 2D-бассейнового моделирования по четырем региональным профилям, два из которых расположены в Камской и два в Бельской частях Камско-Бельского авлакогена.

Скорректированы ранее полученные данные о степени катагенетической преобразованности нефтегазоматеринских толщ рифей-вендского нефтегазоносного комплекса, построены карты катагенеза.

При-водятся новые доказательства наличия докембрийских нефтей в продуктивных комплексах палеозоя.

Изучаемые нефти являются смешанными – образованными за счет продуктов генерации нефтегазоматеринских толщ рифея, венда и палеозоя (девонского и раннекаменноугольного возраста).

По результатам моделирования вы-явлено, что основными нефтегазоматеринскими толщами в RF-V комплексе Камской части Камско-Бельского авлакогена являются отложения калтасинской свиты нижнего рифея и верещагинской свиты верхнего венда, в Бельской – толщи калтасинской, кабаковской, ольховской, приютовской, шиханской и леузинской свит рифея и старопетровские отложения в венде.

Установлено, что увеличение интервала главной зоны нефтеобразования и газообразования происходит в юго-восточном направлении.

В обеих впадинах Камско-Бельского авлакогена выделяется единая нефтяная система, функционирующая в отложениях стратиграфического интервала от рифея до нижнего карбона.

В ее составе в качестве основных нефтегазоматеринских толщ рассматриваются толщи рифея-венда, коллектора приурочены к карбонатному комплексу рифея, терригенным отложениям верх-него венда и среднего девона, а покрышкой служат породы верхнего девона-турне.

Отложения доманиковой формации являются сложным объектом для прогноза и оценки перспектив нефтегазоносности и его освоения, ввиду отсутствия устойчивых критериев перспектив нефтегазоносности, и нецелесообразности применения традиционных технологий разработки месторождений.

Разработка подобных коллекторов требует новых подходов к их изучению и планированию освоения.

Для определения нефтегазоносного потенциала и разработки технологических решений успешной добычи из нетрадиционного коллектора крайне важно выявить наиболее перспективные интервалы и оценить количество подвижных запасов и ресурсов, подобрать и внедрить эффективный комплекс технологий нефтеизвлечения непосредственно до начала разработки.

Представлены разработанные поисковые критерии, критерии приточности нетрадиционных коллекторов, а также изложен опыт их практического применения на примере результатов изучения и освоения трудноизвлекаемых запасов нефти нетрадиционных пород-коллекторов I-III пачек межсолевых отложений Речицкого нефтяного месторождения Припятского прогиба.

Подведены итоги лицензирования недр на территории Красноярского края Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции по состоянию на 2024 г. В настоящее время в распределенном фонде недр находятся 72 участка и зарегистрирована 21 компания. Наибольшее количество лицензий имеют крупные головные компании ООО «ИНК», ООО «КНК», ПАО «Газпром», ПАО НК «Роснефть».

В динамике наиболее активного лицензирования новых участков отмечаются два периода – 2002-2008 гг. и 2018-2023 гг. Максимальное количество участков распределенного фонда недр (25) сосредоточено на территории Байкитской нефтегазоносной области, которые по площади занимают 70% ее территории.

В период с 2004 по 2017 гг. недропользователями открыто 10 месторождений нефти и газа. Наиболее интенсивно открытие новых месторождений происходило в период 2008-2014 гг.

Нефтяная залежь осинского горизонта относится к литологически экранированному типу, осложнённому системой тектонических нарушений субмеридионального простирания.

Использование геолого-промысловой информации позволило оконтурить зону увеличенной продуктивности, представляющую зону деструкции пород горизонта.
Подтверждением гидродинамической сообщаемости между скважинами в разрезе горизонта послужили результаты гидродинамического прослушивания.

Наилучшими коллекторскими свойствами обладают биогермные известняки и доломиты
разнокристаллические.

Доминирующую роль в типизации пород «коллектор- неколлектор» играют
растворимые минералы, количество которых определяет коллекторские свойства.

Пустотное пространство в тих породах представлено остаточными пустотами и пустотами выщелачивания.

Используя представление о качестве, типизации и распределении коллекторов, построены карты нефтенасыщенных эффективных толщин и подсчитаны запасы углеводородов.