Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1962
Источник информации: ПП_2022г.
Метод открытия:
Площадь: 19.3 км²
Ергачинское газонефтяное месторождение
Ергачинское газонефтяное месторождение расположено в Кунгурском районе Пермского края.
Лицензия на право пользования недрами ПЕМ 02654 НЭ от 01.04.2017 выдана ООО «УралОйл» сроком до 31.12.2039.
В тектоническом отношении месторождение расположено в центральной части Веслянской валообразной зоны, осложняющей Бымско-Кунгурскую моноклиналь.
Ергачинское месторождение открыто в 1962 году по результатам разведочного бурения на Кунгурской площади, в промышленной разработке с 1965 года.
Нефтегазоносность месторождения установлена в отложениях башкирского яруса (пласт Бш1 – одна газовая залежь), тульского горизонта (пласт Тл2-а – две газонефтяные и две нефтяные залежи и пласт Тл2-б – одна газонефтяная и четыре нефтяных залежи), бобриковского (пласт Бб1 – одна нефтяная залежь) и радаевского (пласт Мл2 – одна нефтяная залежь) горизонтов.
Ергачинское газонефтяное месторождение относится к категории разрабатываемых, по величине начальных извлекаемых запасов относится к очень мелким, по сложности строения – к сложным.
Пласт Бш1
В отложениях башкирского яруса в пласте Бш1 выделена одна газовая залежь, частично расположена на территории НФН. Залежь вскрыта двумя скважинами 57 и 111. Газоносность установлена по данным ГИС и испытаний (в скважине 57 получен приток газа дебитом 792 тыс.м3 /сут).
Геологическое строение не изменилось. Суммарные начальные геологические и извлекаемые запасы газа больше числящихся на гос. балансе на 5 млн.м3 в связи с уточнением газонасыщенности. В скважине 114 южнее залежи по испытаниям получен приток нефти. Почему залежь не была выделена? В тексте пояснений нет.
Пласт Тл2-а
Нефтяная залежь в районе скв. 23 вскрыта тремя скважинами, две из них 30 и 37 участвуют в разработке залежи, из них в скважине 37 совместно с нижним пластом Тл2-б. В таблице с накопленной добычей рекомендуется указать, что это добыча растворенного газа. Экспертиза отмечает, что обе добывающие скважины расположены в краевой части залежи практически на внешнем контуре, при этом по данным разработки начальная обводненность продукции составляет менее 5 %, что противоречит принятой геологической модели. Перевод запасов из категории А в категорию В1 в восточной части залежи выполнен обоснованно.
Суммарные запасы залежи стали меньше утвержденных ранее на 52 тыс.т (-27%), что связано с пересмотром подсчетных значений Кп, Кн по каждой залежи отдельно, с чем экспертиза согласна.
Запасы растворенного газа в связи с необеспеченностью пересчитаны через текущий газовый фактор, однако об этом указано вскользь в главе 13 (Сопоставление …), в то время как в главе 11 при обосновании подсчетных параметров об этом ни слова. Авторам необходимо дать более детальное обоснование принятого к подсчету газосодержания.
Нефтяная залежь в районе скв. 32 вскрыта пятью скважинами, три из них 12, 20 и 32 добывающие. Суммарные геол./извлек. запасы нефти изменились незначительно в связи с увеличением среднего значения Кн (+1%). Все запасы оценены по категории А. Однако, надо отметить, что запасы залежи в НФН очень незначительны (НГЗ 2 тыс.т, 0.4 % от суммарных), и по мнению экспертизы имеет смысл скорректировать внешний контур таким образом, чтобы вся залежь была расположена в пределах ЛУ.
Газонефтяную залежь в районе скв. 4 вскрыли девять скважин, пять из них добывающие (нефтяные). Запасы нефти оценены по категории А, пересчитаны в связи с уточнением параметров Кп, Кн. Как и по залежи в районе скв.32, авторам необходимо дать более детальное обоснование принятого к подсчету газосодержания.
Запасы газа ГШ уточнены в результате пересчета Кг с уточненным значением Кно. Также скорректированы поправка на свойства газа и мольная доля «сухого» газа, что возражений не вызывает.
Технические замечания: на подсчетном плане по нефти необходимо привести внешний газовый контур, а на подсчетном плане по газу - контуры нефтяной части залежи. В районе скв.22 запасы газа не обозначены заливкой (тех. ошибка).
Газонефтяная залежь в районе скв. 57-111-28 объединяет три локальных купола в центральной части ЛУ, два из которых в районах скважин 111 и 28 осложнены газовыми шапками. При этом, на подсчетном плане по нефти вообще никак не обозначена ГШ в районе скв. 111. Необходимо нанести все газовые контуры залежи на ПП по нефти, все нефтяные контуры – на ПП по газу.
По нефтяной части уточнены границы категории А, с чем можно согласиться (на карте продуктивных толщин тех.ошибка в заливке). Суммарные НГЗ нефти незначительно уточнились в связи с принятием по всей залежи единых значений Кпер и плотности нефти, что справедливо.
Запасы газа ГШ рассчитаны отдельно по районам скважин 111 и 28, по обоим участкам уточнены значения Кг, поправка на свойства газа и мольная доля «сухого» газа, что возражений не вызывает.
Пласт Тл2-б
Нефтяная залежь в районе скв. 23 вскрыта двумя скважинами, из них одна скв. 37 добывающая совместно с пластом Тл2-а. Так же, как и в вышележащем пласте, экспертиза обращает внимание на тот факт, что скважина расположена в краевой части залежи практически на внешнем контуре, а обводненность продукции составляет менее 5 %, что противоречит принятой геологической модели. Однако, учитывая, что добыча в этих скважинах, по сути, «историческая», и была учтена при построении модели в предыдущих работах, то можно согласиться в рамках данного отчета с представленной геологической модели. С переводом запасов из категории В1 в категорию А в районе добывающей скважины экспертиза согласна.
Суммарные запасы залежи стали больше утвержденных ранее на 18 тыс.т (+21%), что связано с пересмотром подсчетных значений Кп, Кн по каждой залежи отдельно, с чем экспертиза согласна.
Нефтяная залежь в районе скв. 32 вскрыта двумя скважинами, из них одна скв. 32 добывающая совместно с пластом Тл2-а. С переводом запасов из категории В1 в категорию А в полном объеме экспертиза согласна.
Суммарные запасы залежи стали меньше утвержденных ранее на 11 тыс.т (-8%) в связи с пересмотром подсчетных значений Кп, Кн по каждой залежи отдельно, с чем экспертиза согласна.
В скважине 32 на ПП по нефти указаны газонасыщенные толщины вместо нефтенасыщенных. Газонефтяную залежь в районе скв. 4 вскрыли четыре скважины, две из них 3 и 39 добывающие (нефтяные) совместно с вышележащим пластом Тл2-а. Запасы нефти оценены по категории А, пересчитаны в связи с уточнением среднего значения Кн (на подсчетном плане по нефти в таблице сопоставления неверно указано среднее значение Кн на 01.01.2023 (0,74 вместо 0,69). Изменение НГЗ нефти составило -2 тыс.т (-5%).
Запасы газа ГШ не изменились. При этом, в результате пересчета Кг уточнено значение газонасыщенности. Также скорректированы поправка на свойства газа и мольная доля «сухого» газа, что возражений не вызывает. Технические замечания: на подсчетном плане по нефти необходимо привести внешний газовый контур, а на подсчетном плане по газу - контуры нефтяной части залежи Нефтяная залежь в районе скв. 111 вскрыта единственной скважиной.
Продуктивность установлена по данным ГИС. ПЗапасы залежи, как и ранее, оценены по категории В2, с чем экспертиза согласна. Увеличение НГЗ на 17 тыс.т (+15%) связано с уточнением среднего значения Кн по залежи. Нефтяная залежь в районе скв. 28 вскрыта двумя скважинами.
Продуктивность установлена по данным ГИС и испытаний. Запасы залежи, ранее утвержденные по категории В2, переведены в категорию В1 на основании результатов испытаний скважины 114, выполненных в 2006 году, что возражений не вызывает. Акт испытания присутствует в отчете. За отсутствием утвержденных ПП можно только предполагать, что в ОПЗ 2017 эти сведения не были учтены.
Уменьшение НГЗ на 20 тыс.т (-17%) связано с уточнением средних значений Кп, Кн. Непонятно, на каком основании изменился КИН (технологический 0,462 вместо 0,247-0,270). Значения НИЗ и КИН для каждого объекта рассчитываются на ГДМ в рамках ПТД и не могут быть изменены в рамках оперативного подсчета запасов. Необходимо исправить запасы.
В пласте Бб1 выделена единственная нефтяная залежь в районе скв.28 по данным двух скважин 114 и 28. В скважине 114 нефтеносность подтверждена данными эксплуатации. Подсчетные параметры и запасы не изменились. Часть запасов в районе скважины 114 переведены из категории В1 в категорию А, что возражений не вызывает.
В пласте Мл2 также выделена единственная залежь нефти по данным двух скважин 4 и 39. Из них скважина 39 является добывающей. Подсчетные параметры и запасы залежи не изменились (в том числе категорийность - все запасы, как и ранее, оценены по категории А). Поэтому непонятно, зачем авторы представили данную залежь на экспертизу.
Источник: Протокол № 03-18/461-пр от 19.08.2022г. совещания при нач. Управления геологии нефти и газа, подземных вод и сооружений. Рассмотрение ЭЗ № 82-22 оп от 15.08.2022 по залежам пластов Бш1 башкирского (C2b) яруса Тл2-а, Тл2-б тульского (C1t1), Бб1 бобриковского (C1bb) и Мл2 радаевского (C1rd) горизонта Ергачинского м-ния ООО "УралОйл"., 0 г.
Следующее Месторождение: Искринское