Нефтяное месторождение расположено на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 100 км к востоку от г. Нижневартовск. Ближайшие месторождения, находящиеся в промышленном освоении: Ининское, Аригольское, Вахское.
Месторождение открыто в 1992 году, введено в пробную эксплуатацию в 1992 г., в промышленную разработку – в 2004 г. На 1.01.2017 г. промышленная нефтеносность месторождения установлена в верхнеюрских терригенных отложениях васюганской свиты (пласт Ю11) [1-5]. Пласт содержит одну залежь нефти.
По состоянию на 1.01.2017 г. в разработке находится один объект Ю11.
Накопленная добыча жидкости по месторождению составляет 3630 тыс.т, добыча нефти – 516 тыс.т, накопленный ВНФ – 6,0 д.ед. Текущий КИН – 0,344 при числящемся на гос.балансе 0,369 д.ед.
В период 1992-1996 гг. разработка месторождения велась периодически одной скважиной (№351р). Отборы нефти в данный период не превышали 25 тыс.т, продукция скважины была практически безводная (обводненность менее 30%), дебиты скважины по нефти составляли в среднем 52,2 т/сут, по жидкости – 56,7 т/сут.
В 1997-2003 гг. разработка месторождения не велась по причине смены недропользователя, скважина №351р находилась в консервации.
На стадии роста добычи нефти месторождение находилось в период 2004 – 2006 гг. (за счет активного разбуривания). Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 2006 году (130,6 тыс.т) при обводненности продукции 45,7% и действующем добывающем фонде 6 скважин. Среднегодовые дебиты скважин по нефти в данный период составляли 66-161 т/сут, по жидкости – 122-337 т/сут.
Период 2007 – 2016 гг. характеризуется снижением годовых отборов нефти и увеличением доли воды в продукции скважин. Это связано с приостановкой бурения новых скважин, снижением дебитов скважин по нефти в результате постепенной выработки запасов в разбуренной зоне объекта, вводом в эксплуатацию нагнетательной скважины №602 (через год после начала закачки воды обводненность увеличилась с 45,7 до 80,8%). Максимальный уровень добычи жидкости (436,5 тыс.т) приходится на 2012 год. Снижение уровней добычи жидкости отмечается с 2013 г. в связи с выбытием из эксплуатации высокообводненных скважин и ограничением объемов закачиваемой воды.
Динамика основных технологических показателей разработки месторождения представлена на рисунке 1.
Годовая добыча нефти за 2016 год составляет 13,3 тыс.т (ниже максимального уровня в 9,8 раз) годовая добыча жидкости – 181,0 тыс.т, среднегодовая обводненность – 92,7%. Средний дебит скважин по нефти – 18,2 т/сут, по жидкости – 248,1 т/сут.
Всего на месторождении в добыче пребывали семь скважин. Накопленная добыча нефти в среднем на одну скважину составляет 73,8 тыс.т, жидкости – 518,6 тыс.т.
Рисунок 1 - Динамика основных показателей разработки месторождения. Объект Ю11
Накопленный отбор нефти от 10 до 20 тыс.т получен по двум скважинам (28,6% фонда) (№№ 601, 602). От 20 до 50 тыс.т нефти добыто из одной скважины (14,3%) (№605), от 50 до 100 тыс.т – из двух скважин (28,6% фонда) (№№ 600, 603), добыча нефти от 100 до 200 тыс.т нефти оценивается также по двум скважинам (№№ 351р, 604).
Причина низкой накопленной добычи нефти по скважине №602 – перевод под закачку, скв. 601 – небольшой срок эксплуатации (менее четырех лет).
Попутную воду отобрали все скважины, пребывавшие в работе. Водонефтяной фактор свыше 5 д.ед. получен в пяти скважинах (скв. №№600, 601, 603, 604, 351р) (рисунок 2). По скважине №604 ВНФ составил 4,4 д.ед., по скв. №602 (переведена в ППД) – 0,08 д.ед. Как уже отмечено, причинами обводнения скважин на месторождении являются пластовые и закачиваемые воды.
Рисунок 2 - Распределение накопленного ВНФ по скважинам месторождения. Объект Ю11.
Закачка воды на месторождении осуществляется с 2006 года (рисунок 3). В нагнетательном фонде числится одна скважина № 602. Максимальный объем закачки приходится на 2012 год (343,6 тыс.т). Снижение уровней закачки в 2014-2016 гг. вызвано уменьшением приемистости скважины с 967,2 до 176,6 м3/сут. Ограничение приемистости по скважине связано с сокращением действующего добывающего фонда и необходимостью стабилизации обводненности.
Рисунок 3 - Динамика закачки воды на месторождении. Объект Ю11
Закачка воды за 2016 год составляет 22,4 тыс.м3, текущая компенсация отборов – 12,2%. С начала разработки в продуктивный пласт Ю11 закачано 2026 млн.м3 воды, что позволило компенсировать отбор жидкости закачкой на 53%.
Анализ выработки запасов нефти месторождения проведен по состоянию на 01.01.2017 г. на запасы углеводородов категории В1, числящиеся на государственном балансе полезных ископаемых.
Геологические запасы нефти по категории В1 составляют 1500 тыс. т, извлекаемые – 554 тыс. т. Коэффициент извлечения нефти – 0,369 д.ед.
По состоянию на 01.01.2017 г. месторождение характеризуется высокой степенью выработки запасов, отбор от НИЗ составляет 93,2% при обводненности 92,7%. Зависимость отбора нефти от НИЗ и обводненности представлена на рисунке 4.
За 2016 г. отобрано 516 тыс. т нефти при темпе отбора от НИЗ – 2,4%, от ТИЗ – 26,1%. Максимальный темп отбора приходится на 2011 год – 23,6% (рисунок 5).
Текущий коэффициент извлечения нефти в целом по месторождению – 0,344 д.ед. По состоянию на 01.01.2017 г. остаточные извлекаемые запасы нефти по категории В1 составляют 38 тыс. т (12,7 тыс. т на одну действующую добывающую скважину). Кратность выработки запасов – 3 года. Остаточные запасы нефти сосредоточены, в основном, в краевых северной и восточной зонах объекта Ю11.
Рисунок 4 - Зависимость отборов от НИЗ от обводненност
Рисунок 5 - Основные показатели выработки запасов нефт
За весь период разработки месторождения добыча нефти велась из семи скважин, по состоянию на 1.01.2017 г. в действующем фонде числится три добывающие скважины. Накопленный водонефтяной фактор – 6,0 доли ед. (рисунок 6). Одна скважина находится в нагнетательном фонде. Соотношение добывающих и нагнетательных скв. – 3:1.
Рисунок 6 - Зависимость накопленных отборов нефти от накопленных отборов воды
Основной объем накопленной добычи нефти приходится на скважины №№351Р, 604 (63,6% от добычи в целом по месторождению или 328,3 тыс. т). Каждая из этих скважин отобрала свыше 100 тыс. т нефти. От 50 до 100 тыс. т получено по двум скважинам (№№600, 603). Суммарная накопленная добыча по этим скважинам составляет 119,1 тыс. т (23,1% от накопленной добычи по месторождению). Менее 50 тыс. т нефти получено по скважинам №№601, 602, 605. Суммарная накопленная добыча по этим скважинам составляет 69,1 тыс. т (13,3% от накопленной добычи по месторождению). Распределение накопленной добычи нефти по скважинам представлено на рисунке 7.
Рисунок 16 - Распределение накопленной добычи нефти по скважинам
В среднем на одну добывающую скважину, пребывавшую в эксплуатации, накопленная добыча нефти составляет 73,8 тыс.т.
Таким образом, месторождение введено в пробную эксплуатацию в 1992 году, в промышленную разработку – в 2004 году. По состоянию на 1.01.2017 г. добыча нефти ведется из объекта Ю11. Максимальный уровень добычи нефти (130,6 тыс.т) достигнут в 2006 году. С 2007 года на месторождении отмечается снижение годовых отборов нефти, что связано с уменьшением объемов эксплуатационного бурения и ростом обводненности продукции переходящего фонда в результате постепенной выработки запасов. Максимальный уровень добычи жидкости приходится на 2012 год (436,5 тыс.т).
Разработка объекта Ю11 осуществляется с поддержанием пластового давления с 2006 года. Отмечается влияние закачки на рост обводненности продукции добывающего фонда. В 2014-2016 гг. с целью стабилизации обводненности уровни закачки воды на объекте ограничены.
Библиографическая ссылка
Ахмадуллин Д.У. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ХМАО // Международный студенческий научный вестник. – 2018. – № 5. ;URL: https://eduherald.ru/ru/article/view?id=18660 (дата обращения: 20.04.2024).