Нефтегазоконденсатное месторождение [1-5] расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области в 72 км к западу от г. Тарко-Сале.
Месторождение открыто в 1990 году опробованием разведочной скважины № 106. Введено в разработку в 2001 г. на основании «Проекта опытно-промышленной эксплуатации месторождения».
В настоящее время месторождение разрабатывается на основании «Проекта разработки нефтегазоконденсатного месторождения» (протокол ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО № 46-09 от 17.12.2009 г.), в котором предусматривалось выделение 11 эксплуатационных объектов: объект 0 (газоконденсатная залежь Ю11); объект I (нефтегазоконденсатные залежи БТ10, БТ92, БТ91); объект II (газоконденсатные залежи БТ7, БТ62, БТ61); объект III (газоконденсатные залежи БТ52, БТ51, БТ33 и нефтегазоконденсатная залежь БТ4); объект IV (нефтяные залежи БТ32и БТ31); объект V объект (нефтегазоконденсатная залежь БТ11 и нефтяные залежи БТ13, БТ12, АТ10, АТ83); объект VI (газоконденсатные залежи БТ13, АТ112, АТ83, АТ82, АТ81); объект VII (газоконденсатные залежи АТ6-7, ПК211, ПК204, ПК203, ПК202, ПК201); объект VIII (газоконденсатные залежи ПК191, ПК15 и ПК1); объект IX Западно-Кутымское локальное поднятие (газоконденсатные залежи АТ6-7 и ПК212); объект X Северо-Кутымское локальное поднятие (газоконденсатные залежи ПК211, ПК204, ПК203, ПК201).
Для дальнейшего освоения газоконденсатных объектов необходим тщательный анализ геологического строения и состояния разработки месторождения.
Нефтегазоконденсатное месторождение введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 2001 году.
За весь период разработки месторождения добыто 35175 млн.м3 сухого газа, 4830 тыс.т. стабильного конденсата, 219 тыс.т. нефти и 386 тыс.т. воды в целом.
В период опробования скважин в 2001 г. весь газ выпускался в атмосферу, утилизировался лишь стабильный конденсат. С января 2002 года ведется учет газов – добытого (утилизированного) и выпущенного в атмосферу.
Разработка пластов нефтегазоконденсатного месторождения ведется на естественном режиме. Годовая добыча "сухого" газа за 2013 год составила 3351 млн.м3, стабильного конденсата – 244 тыс.т, нефти ? 95 тыс.т. Среднегодовой дебит сухого газа в 2013 году составил 372.7 тыс.м3/сут, конденсата – 27 т/сут, нефти ? 46 т/сут.
В действующем фонде, в течение 2013 г., пребывало 29 скважин на газоконденсатной части и 5 скважин на нефтяной части. Максимальный уровень добычи "сухого" газа достигнут в 2007 году (4328 млн.м3), самый высокий уровень добычи конденсата отмечен ранее (в 2006 году) – 554 тыс.т., максимальный уровень добычи нефти отмечается в 2013 году ? 95 тыс.т.
Максимальные накопленные отборы газа приходятся на первый объект разработки ? 28 % (рисунок 1), при этом максимальные отборы среди пластов приходятся на пласт АТ6-7 седьмого объекта разработки, они составляют 17 % (рисунок 2).
Рисунок 1 – Распределение накопленной добычи газа по объектам разработки месторождения
Рисунок 2 – Распределение накопленной добычи газа по эксплуатационным пластам месторождения
Практически вся накопленная добыча нефти получена из пласта БТ92, так как пласт БТ91 не был в разработке, а накопленный отбор с БТ10, БТ32 и БТ11 составил всего 7.0 тыс.т., 2.0 тыс.т. и 1.5 тыс.т. нефти соответственно (рисунок 3).
Рисунок 3 – Распределение накопленной добычи нефти по эксплуатационным пластам месторождения
Динамика основных показателей разработки по месторождению в целом представлена на рисунках 4-5.
Рисунок 4 – Динамика годовых отборов и обводненности нефтяной части.
Рисунок 5 – Динамика основных показателей разработки газоконденсатной части
Газоконденсатный фактор в 2013 году составил 73 г/м3, за всю историю эксплуатации максимальный ГКФ достигнут в 2002 году, составляя – 519 г/м3. Газоконденсатный фактор в целом имеет общую тенденцию к снижению. Динамика удельного выхода конденсата в целом колебалась в зависимости от вклада в общую добычу различных пластов. В начале 2004 г. наблюдается снижение КГФ, так как в эксплуатацию были введены 4 скважины ( №№ 871, 872, 873, 874), отрабатывающие пласты АТ6-7 и ПК211 VII объекта с низким содержанием конденсата.
Учет добычи воды на месторождении ведется с начала 2003 г.
К концу 2007 года отмечается увеличение месячной добычи воды газоконденсатными скважинами. В соответствии с представленными данными это происходит по причине обводнения практически всех пластов в районе добывающих скважин. Особенно это касается пластов АТ6-7 и ПК211 объекта VII (рисунки 6-7). По другим пластам также отмечается увеличение добычи воды вдвое и более. Исключение составляет добыча продукции из пластов БТ61, БТ33. В последующие годы увеличение доли воды в продукции скважин продолжилось.
Рисунок 6 – Содержание воды в пластовом газе. Пласт АТ6-7. VII объект
Рисунок 7 – Содержание воды в пластовом газе. Пласт ПК211. VII объект
Таким образом, за весь период разработки месторождения добыто 38.2 млрд.м3 свободного газа и газа газовых шапок, 6.9 млн.т. конденсата, 346.9 тыс.т. нефти, 139.4 млн.м3 растворенного газа и 541.1 тыс.т. воды в целом.
Разработка пластов нефтегазоконденсатного месторождения ведется на режиме истощения.
Годовая добыча газа за 2014 год составила 3021 млн.м3, конденсата – 200 тыс.т, нефти ? 128 тыс.т.
Среднегодовой дебит сухого газа в 2014 году составил 328 тыс.м3/сут,
конденсата – 22 т/сут, нефти – 49.7 т/сут.
В действующем фонде, в течение 2014 г., пребывало 28 скважин на газоконденсатной части и 11 скважин на нефтяной части (в том числе две газоконденсатные скважины №№ 312, 1111).
Максимальные накопленные отборы газа приходятся на первый объект разработки ‑ 29 %, при этом максимальные накопленные отборы среди пластов приходятся на пласт АТ6-7 седьмого объекта разработки, они составляют 16 %.
Практически вся добытая нефть получена из пласта БТ92.
Средний газоконденсатный фактор в 2014 году составил 66 г/м3. Газоконденсатный фактор в целом по месторождению имеет общую тенденцию к снижению.
На месторождении почти по всем эксплуатационным объектам отмечается увеличение добычи воды. Это происходит по причине обводнения практически всех пластов в районе добывающих скважин, в основном, подошвенной водой.
Разработка нефтяных оторочек нефтегазоконденсатного месторождения осложняется наличием газовых шапок и подошвенных вод.