Выводы
Казанское месторождение находится на границе Сергиевского и Кинель-Черкасского административных районов Самарской области. Расположено в 100 км на северо-восток от города Самары. [21]
Пласт В1 выделяется в кровле турнейского яруса. Промышленные залежи нефти приурочены к Северному и Западному куполам Казанского поднятия.[15]
Коллекторские свойства пород Северного купола, в том числе емкостные его характеристики, изучались как по керну, так и по ГИС. По результатам комплексного изучения пористость принята равной 13,0 %. По данным ГИС проницаемость равна 50 мД, это значение принято для проектирования. Средняя величина нефтенасыщенности по керну равна 0,786, по ГИС – 0,88. Для проектирования принято значение 0,88. [20]
В пределах Западного купола по керну средняя пористость равна 11,3 %, по ГИС – 12,5 %. Для проектирования принято значение пористости равное 12,0 %. Проницаемость определенная по керну составляет 5,7 мД, по ГИС - 30 мД. На базе этих данных для проектирования принято значение 30 мД. Начальная нефтенасыщенность для проектирования принята равной 0,81.
Воды пласта В1 характеризуются плотностью 1155 – 1161 кг/см3, минерализацией порядка 259,6 г/л. Содержание кальция составляет 6,0 – 7,8 г/л, магния 1,4 – 2,4 г/л, сульфатов 0,73 – 1,1 г/л. Первая соленость характеризуется значениями 86,85 – 90,04 %-экв. Концентрации брома и йода в водах турнейского яруса составляют 245 и 5 мг/л, соответственно. Газонасыщенность пластовых вод равна 0,229 м3/т.
Согласно расчету балансовых и извлекаемых запасов нефти объемным методом начальные балансовые запасы нефти составляют 3620,7 тыс.т, остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.2016г. составляют 2181,8 тыс.т., начальные извлекаемые запасы нефти составляют 1548,1 тыс.т., остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.2016г. составляют 109,2 тыс.т.
2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1Основные решения проектных документов
Казанское месторождение открыто в 1966г., введено в разработку в 1978г.
За весь период изучения и разработки месторождения было выполнено восемь проектно-технологических документов.
Первым проектным документом была «Технологическая схема разработки Казанского месторождения» составленная институтом «Гипровостокнефть» в 1982 году на базе утвержденных запасов нефти по продуктивным пластам Казанского поднятия (СI, СIа, СII, ВI) и Кабановского поднятия (пласт СII).
В 1986 г. было выполнено «Дополнение к технологической схеме разработки Казанского месторождения».
В 1988 г. ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть» выполнен «Проект разработки и детализации геологического строения продуктивных пластов Казанского месторождения».
В 1992 г. институтом «Гипровостокнефть» выполнена работа «Оптимизация плотности сетки скважин в целях увеличения нефтеотдачи по пласту СI (северный участок) Казанского месторождения».
В 1993 г. выполнена работа «Уточнение проектных показателей разработки продуктивных пластов Казанского месторождения», вследствие расширения контуров по материалам новых (более 70 единиц) скважин в восточном и юго-западном направлении структуры пласта СI. [15]
В 1999 году институтом «Гипровостокнефть выполнен: «Анализ разработки месторождений ОАО «Самаранефтегаз» с уточнением технологических показателей на период действия лицензии НГДУ «Жигулевскнефть», где был дан анализ эксплуатации месторождений, разрабатываемых ОАО «Самаранефтегаз», в том числе Казанскому.
В 2002 году лабораторией по учету запасов нефти и газа ООО «СамараНИПИнефть» составлен «Проект доразведки Южно-Казанского участка Казанского месторождения нефти».
В 2003 году был произведен очередной пересчет запасов. Были приняты на баланс запасы вновь открытых залежей (пласты В1, CI) в районе скв. № 200 в количестве (геологические /извлекаемые): категории С1 – 281/120 тыс.т, категории С2 – 95/25 тыс.т соответственно.
В 2005 г. с учетом изменений в структуре запасов месторождения ОАО «Тандем» составлен «Авторский надзор за разработкой Казанского месторождения ОАО «Самаранефтегаз».
В 2008 г. ОАО «Тандем» был составлен новый проектный документ – «Проект разработки Казанского месторождения».[21]
В 2010 г. был выполнен оперативный пересчет запасов по залежи пласта В1 Западного купола Казанского поднятия, по результатам которого запасы нефти были увеличены на 75/39 тыс.т (геологические / извлекаемые) и поставлены на баланс. Увеличение запасов нефти произошло за счет площади и нефтенасыщенного объема залежи по средствам переинтерпретации материалов ГИС. По данным переинтерпретации материалов ГИС авторами выделены дополнительные маломощные пропластки, в результате чего увеличена нефтенасыщенная толщина пласта (с 14,9 до 17,0 м) и понизился уровень ВНК до а.о. – 1759,6 м.
Действующим проектным документом на разработку месторождения является «Дополнение к проекту разработки Казанского нефтяного месторождения Самарской области», выполненный ЗАО «ТюменьНИИпроект» в 2014 г.[20]
Рекомендуемый второй вариант характеризуется следующими основными положениями по объекту В1:
Северный купол
В отличие от варианта 1 бурение БС заменено на переводы скважин с других объектов, скорректирована программа ГТМ:
- общий фонд – 42 скважины, в том числе: 37 добывающих, нагнетательных – 5;
- ОПЗ в одной добывающей скважине - № 117 в 2014 г.;
- перевод в добывающие с другого объекта двух скважин - №№ 111, 216 с пласта С-I в 2020 г.;
- перевод под закачку двух скважин – одной пьезометрической - № 155 и одной из добывающего фонда - № 132 в 2020 г.;
- ввод в добычу девяти пьезометрических скважин с проведением РИР – № 159 в 2014 г., № 158, 154 в 2015 г., № 45 в 2016 г., №№ 163, 132 в 2017 г., №№ 47, 48 в 2020 г., № 30 в 2021 г.;
- перевод в пьезометрические четырех скважин - №№ 24, 108, 116, 172 в 2014 г;
- накопленная добыча нефти – 1451 тыс.т;
- достижение КИН – 0,429 (утвержденный – 0,429), Кохв – 0,751, Квыт – 0,571;
- плотность сетки – 9,7 га/скв.
Западный купол
Предусматривает реализацию решений действующего проектного документа – продолжение разработки существующей скважиной - № 200:
- общий фонд скважин – одна добывающая;
- накопленная добыча нефти – 159,4 тыс.т;
- достижение КИН – 0,406 (утвержденный – 0,406), Кохв – 0,846, Квыт – 0,520;
- плотность сетки – 30,9 га/скв [20].
|
