На Южно-Солнечном месторождении в эксплуатации находится пласт А4, который приурочен к кровле башкирского яруса и литологически представлен известняками неоднородными по коллекторским свойствам. Залежь неполнопластового типа. Глубина залегания пласта – 1364 м. Коллектор трещиновато-поровый. Коэффициент песчанистости составляет 0,856, расчлененность 5,17. Средневзвешенная по площади залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,4 м. Средняя проницаемость 455мкм2.
По состоянию на 01.01.2023 г. на месторождении пробурено четыре скважины (поисковая № 1, разведочная № 2 и эксплуатационные № 3 и № 4) и три боковых ствола (один боковой ствол из скважины № 1 и два боковых ствола из скважины № 4).
Поисковая скважина № 1 была пробурена в 2010г. В 2012 г. в соответствии с проектом недропользователем была построена скважина № 2, в период 2012-2013 г. была пробурена эксплуатационная скважина № 3, а также произведено опережающее бурение проектного бокового ствола 1_bs северо-западного направления из добывающей скважины № 1. В 2014 г. согласно действующему проектному документу «Технологическая схема разработки», была пробурена эксплуатационная скважина № 4 и два боковых ствола – 4_2bs, 4_3bs.
По состоянию на 1.01.2023 г. в действующем добывающем фонде пребывают три скважины: № 1bs (боковой ствол скважины № 1), 2, 3. Скважины эксплуатируются глубинно-насосным способом (ЭЦН). Скважина №4 и два боковых ствола – 4_2bs, 4_3bs ликвидированы.
Промышленная нефтеносность на Южно-Солнечном нефтяном месторождении установлена в залежи пласта А4 башкирского яруса по результатам испытания пласта (ИПТ) и опробования в эксплуатационной колонне в поисковой скважине № 1.
Южно-Солнечное месторождение разрабатывается с 2010 г. Действующим проектным документом является «Технологическая схема разработки Южно-Солнечного месторождения» (протокол Приволжской нефтяной секции ЦКР Роснедр по УВС № 1104 от 19.12.2014 г.), в котором единственная залежь нефти пласта А4 естественно рассматривается в качестве самостоятельного объекта разработки.
В 2015 г. в оперативном порядке выполнен подсчет запасов УВС (протокол № 03-18/507 – пр. от 14.09.2015 г.). Новые залежи углеводородов по итогам уточнения геологического строения месторождения не выявлены – свод объектов разработки в настоящем документе не претерпевает изменений.
Карта текущих нефтенасыщенных толщин представлена на рисунке 1.
Рис. 1. Карта текущих эффективных нефтенасыщенных толщин пласта А4 Южно-Солнечного месторождения
Для проведения прогнозных технологических расчетов, на базе трехмерной геологической модели создана гидродинамическая модель. При построении геолого-гидродинамической модели Южно-Солнечного месторождения применялись программные комплексы Petrel и Eclipse компании Shlumberger.
Проектирование осуществлялось на базе анализа текущего состояния разработки эксплуатационного объекта и объектов-аналогов соседних месторождений.
При выборе вариантов разработки учитывались: геологическая характеристика продуктивного пласта, размеры залежи, величины геологических и извлекаемых запасов, результаты опробования залежи и экономическая целесообразность рекомендуемой системы.
Учитывая геолого-физические условия залежи, принимая во внимание невысокую вязкость нефти (2,76 мПа‧с) и незначительные размеры (1,5 × 1,6км), применение крупномасштабных методов повышения нефтеотдачи, нецелесообразно [1, с. 19-21].
Поэтому разработка пласта А4 башкирского яруса осуществляется на естественном упруговодонапорном режиме без поддержания пластового давления. Кроме того, гидродинамические исследования подтвердили хорошую гидродинамическую связь залежи с законтурной областью. При высоких темпах разработки и накопленном отборе 549,6 тыс. т. жидкости (по состоянию на 01.01.2023 г.) пластовое давление сохраняется близким начальному, что позволяет осуществлять дальнейшую разработку залежи на естественном упруговодонапорном режиме, без воздействия какими-либо агентами.
В настоящем проектном документе в целом по месторождению представлено два варианта разработки, в концепцию формирования которых заложены следующие принципы:
- разработка залежи на естественном режиме;
- система размещения скважин – избирательная;
- добыча механизированным способом.
Вариант базовый предусматривает дальнейшую разработку залежей существующим фондом, без каких-либо геолого-технических мероприятий.
Вариант 1. Реализация решений действующего проектного документа «Технологическая схема разработки Южно-Солнечного нефтяного месторождения» (протокол Приволжской нефтяной секции ЦКР Роснедр по УВС № 1104 от 19.12.2014 г.) предусматривает разработку объекта на естественном упруговодонапорном режиме, а также бурение одной добывающей скважины № 4 и двух боковых стволов в 2014 г. Фонд скважин за весь срок разработки – четыре скважины и три боковых ствола.
Необходимо отметить, что бурение проектной эксплуатационной скважины № 4 и двух боковых стволов (4_2bs, 4_3bs) выполнено недропользователем в первом квартале 2014 г. Ввиду того, что результаты бурения скважины № 3 в 2013 г. не подтвердили структурную поверхность проницаемой части пласта А4 (абс. отм. оказалась выше предполагаемой на 11 м) недропользователь с определенной долей риска сместил местоположение скважины № 4 к юго-восточной границе залежи с целью доразведки пласта. Ожидаемые нефтенасыщенные толщины пласта А4 не подтвердились. Скважина № 4 вскрыла 1,2 м нефтенасыщенной толщины с крайне низкой пористостью – 0,09 д. ед. и насыщенностью – 0.6 д. ед. Испытание и опробование в скважине и боковых стволах не проводилось. Цементирование колонны не проводилось. В эксплуатацию скважина не вступила.
В этой связи вариант 1 совпадает с Базовым вариантом и представляет собой текущую тенденцию разработки объекта А4 Южно-Солнечного месторождения, собственным фондом скважин. Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 1 представлена на карте текущих нефтенасыщенных толщин (рис. 2).
Фонд скважин за весь срок разработки – четыре скважины и три боковых ствола, из них действующие – две скважины и один боковой ствол (№ 1_bs, 2, 3).
При реализации данного варианта представляется возможным извлечь 556 тыс. т. нефти, в том числе за проектный период – 201 тыс. т., при этом будет достигнут коэффициент нефтеизвлечения 0,518 д. ед., (утвержденный КИН 0,515). Коэффициент охвата составит 0,891 д. ед. Плотность сетки скважин – 19,9 га.
Карта остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин пласта А4 Южно-Солнечного месторождения на последний год разработки представлена на рисунке 3.
Рис. 2. Южно-Солнечное месторождение. Объект А4. Схема размещения проектного фонда скважин на карте текущих нефтенасыщенных толщин. Вариант 1
Рис. 3. Южно-Солнечное месторождение. Объект А4. Карта остаточных нефтенасыщенных толщин на последний год разработки. Вариант 1
Вариант 2 направлен на оценку перспектив увеличения охвата на объекте. Предполагает дополнительно к мероприятиям первого варианта строительство нового бокового горизонтального ствола из скважины 3 в область локализации остаточных подвижных запасов.
Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 2 представлена на карте текущих нефтенасыщенных толщин (рис. 4).
Фонд скважин за весь срок разработки – четыре скважины и три боковых ствола, из них действующие – две скважины и два боковых ствола (№ 1_bs, 2, 3, 3_bs).
При реализации данного варианта представляется возможным извлечь 581,0 тыс. т. нефти, в том числе за проектный период – 238,0 тыс. т, при этом будет достигнут коэффициент нефтеизвлечения 0,565 д. ед., (утвержденный КИН 0,515). Коэффициент охвата составит 0,922 д. ед. Плотность сетки скважин – 17,2 га.
Карта остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин пласта А4 Южно-Солнечного месторождения на последний год разработки по варианту 2 представлена на рисунок 5.
Рис. 4. Южно-Солнечное месторождение. Объект А4. Схема размещения проектного фонда скважин. Вариант 2
Карта остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин пласта А4 Южно-Солнечного месторождения на последний год разработки по варианту 2 представлена на рисунок 4.
Рис. 5. Южно-Солнечное месторождение. Объект А4. Карта остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин на последний год разработки. Вариант 2
С позиции достижения наибольшего КИН в первом варианте характеризуется достижением КИН 0,518, а во втором 0,565, при Кохв – 0,891 и 0,922 д. ед., что превышает утвержденное значение КИН (0,515).
Реализация данных вариантов позволяет извлечь до 238 тыс. т. нефти, по первому варианту за 9 лет, по второму за 8 лет.
Проведенная оценка экономической эффективности рассмотренных вариантов, свидетельствует, что разработка Южно-Солнечного месторождения при условиях, принятых в расчете экономически эффективна по обоим вариантам, но максимальным чистым дисконтированным доходом характеризуется второй вариант [2].
Динамика основных технологических показателей по рекомендуемому 2 варианту разработки представлена на рисунок 6.
Рис. 6. Динамика основных технологических показателей разработки
Вариант 2 (рекомендуемый).
Выводы: По проектированию разработки пласта А4 Южно-Солнечного месторождения можно сделать следующие выводы:
- обоснование вариантов разработки и прогноз технологических показателей выполнены на основе трехмерной геолого-гидродинамической модели объекта А4 Южно-Солнечного месторождения;
- по месторождению рассмотрено два варианта, в основу которых заложены следующие принципы:
- выделен один эксплуатационный объект – пласт А4;
- разработка залежи на естественном режиме;
- добыча механизированным способом.
Вариант 1 предусматривает реализацию решений действующего проектного документа «Технологическая схема разработки Южно-Солнечного нефтяного месторождения» (протокол Приволжской нефтяной секции ЦКР Роснедр по УВС
№ 1104 от 19.12.2014 г.) и представляет собой текущую тенденцию разработки объекта А4 Южно-Солнечного месторождения собственным фондом скважин.
Вариант 2 предусматривает дальнейшее уплотнение сетки скважин, для этих целей планируется пробурить боковой ствол из скважины 3 в 2020 г.
По расчетам на ГДМ модели по вариантам 1 и 2 достигаемых КИН – 0,518 и 0,565 больше утвержденного (0,515). Реализация данных вариантов позволит извлечь до 238 тыс. т. нефти по первому варианту за 9 лет, по второму за 8 лет.
Проведенная оценка экономической эффективности рассмотренных вариантов, свидетельствует, что разработка Южно-Солнечного месторождения при условиях, принятых в расчете экономически эффективна по обоим вариантам, но максимальным чистым дисконтированным доходом характеризуется второй вариант, который и рекомендуется к утверждению [3].
