Сетевое издание

Международный студенческий научный вестник

ISSN 2409-529X

В административном отношении нефтяное месторождение расположено в Советском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 110 км на север от г. Урая. Ближайшие разрабатываемые месторождения – Шушминское, Ловинское, Лазаревское [1].

Месторождение открыто в 1987 г. в результате получения промышленного притока нефти из отложений тюменской свиты (пласты Т₁ и Т₂) в разведочной скважине № 10137Р. В 1996 года пуском скважины 10260Р месторождение было введено в пробную эксплуатацию, в настоящее время находится в промышленной разработке.

Основная часть высокопродуктивных запасов уже введена, ведется разбуривание участков с более низкой продуктивностью. Ввод новых скважин и проводимые геолого-технические мероприятия не компенсируют снижение добычи нефти по переходящему фонду [2,3].

Для вовлечения в разработку запасов в пределах разбуренных зон необходимо провести анализ выработки запасов нефти как по площади, так и по разрезу.

Нефтеносность месторождения связана с пластами Т₁, Т₂ и Т₃, которые объединены в один объект разработки Т₁–Т₃.

В каждом пласте выявлены по две залежи: Центральная и Южная, имеющие разные уровни ВНК и разделенные между собой тектоническим нарушением. Центральная залежь имеет блоковое строение, осложнена разрывными нарушениями, являющимися тектоническими экранами и, соответственно, определяющими геометрию залежи и различие положения уровней ВНК в отдельных блоках. Южная залежь осложнена малоамплитудными тектоническими нарушениями, разбившими залежь на вертикально ограниченные блоки (участки) с разными уровнями ВНК, что осложняет процесс разработки.

Распределение начальных извлекаемых запасов по пластам составляет:

– пласт Т₁ – 8242 тыс. т или 38 % извлекаемых запасов месторождения;

– пласт Т₂ – 10732 тыс. т или 50 % извлекаемых запасов;

– пласт Т₃ – 2532 тыс. т или 12 % извлекаемых запасов.

Как следует из этих данных, начальные запасы нефти, преимущественно, сосредоточены в пластах Т₁ и Т₂, доля запасов пласта Т₃ менее значительна. Наиболее освоен пласт Т₂, наименее – пласт Т₃.

Распределение начальных извлекаемых запасов по пластам в границах залежей следующее:

– пласт Т₁: Центральная залежь – 5897 тыс. т или 72 % запасов пласта Т₁, Южная залежь – 2345 тыс. т или 28 % запасов пласта Т₁;

– пласт Т₂: Центральная залежь – 5817 тыс. т или 54 %, Южная залежь – 4915 тыс. т или 46 %;

– пласт Т₃: Центральная залежь – 231 тыс. т или 9 %, Южная залежь – 2301 тыс. т или 91 %.

Таким образом, запасы всех трех пластов Т₁, Т₂ и Т₃ представлены в пределах каждой из залежей; при этом запасы пласта Т₁, преимущественно, сосредоточены по Центральной залежи, запасы пласта Т₂ равномерно распределены по обеим залежам, запасы пласта Т₃ почти целиком сосредоточены по Южной залежи.

Геолого-физическая характеристика пластов Т₁, Т₂ и Т₃ отличается неблагоприятными параметрами – высокой неоднородностью пластов как по разрезу, так и по площади, низкой песчанистостью, высокой расчлененностью, невысокими ФЕС (таблица 1).

Таблица 1 – Геолого-физическая характеристика пластов Т₁, Т₂ и Т₃

Разработка месторождения ведется с 1996 года. Предыдущим ПТД была утверждена квадратная сетка скважин с расстоянием между ними 500 м в пределах нефтенасыщенных толщин более 6 м, 700 м – в толщинах менее 7 м, плотность сетки скважин – 32 га/скв, система заводнения – площадная девятиточечная с переходом на очагово-избирательную.

К настоящему времени проектный фонд реализован на 66 %, отбор от НИЗ составляет 30,7 %. Согласно промысловым данным, основной объем добычи приходится на пласт Т₂ – 3792 тыс. т или 57 % накопленной добычи месторождения, на пласт Т₁ – 1999 тыс. т или 30 %, на пласт Т₃ – 813 тыс. т или 12 %.

На уровне показателей по пластам, отмечается неравномерность в степени освоения запасов, усложнение текущей структуры запасов в результате опережающей выработки пласта Т₂, отличающегося более благоприятными ФЕС, существенным отставанием по темпам извлечения запасов углеводородов по пласту Т₃ (рисунок 1, таблица 2).

Рисунок 1 – Структура НИЗ и ТИЗ месторождения

Кроме того, обращает на себя внимание тот факт, что за историю разработки (21 год) при значительной степени разбуренности месторождения отбор составил 31 %, т.е. разработка ведется невысокими темпами – максимальный темп отбора от НИЗ составил 2,4 % в 2011 году (таблица 2, рисунок 2), и соотношение обводненности 85 % при отборе 31 % указывает на значительные сложности процесса извлечения запасов углеводородов.

В дополнение к обозначенному выше, на месторождении еще до организации заводнения пластов обводненность составляла 30 %, безводный период добычи на месторождении отсутствует, при этом свыше 80 % запасов месторождения сосредоточено в чистонефтяной зоне. Таким образом, извлечение запасов углеводородов сопровождается значительными объемами попутно добываемой воды, обусловленной наличием рыхлосвязанной водонасыщенности в пределах нефтенасыщенной части разреза [4,5].

Таблица 2 – Характеристика выработки запасов и технологические показатели разработки

Рисунок 2 – Динамика показателей выработки

Как было указано выше, на 01.01.2017 г. по месторождению было добыто 6604 тыс. т нефти, что соответствует отбору 30,7 % извлекаемых запасов; основной объем добычи приходится на пласт Т₂ – 3792 тыс. т или 57 % добычи месторождения, на пласт Т₁ – 1999 тыс. т или 30 %, на пласт Т₃ – 813 тыс. т или 12 %.

Эксплуатационное бурение на объекте было начато в 1997 году, и до 2013 года велось непрерывно небольшими темпами, в среднем 3,2 % относительно фонда скважин, утвержденного в предыдущем ПТД. Основные объемы буровых работ были выполнены в 2000-2003, 2006-2008 и 2013 годах, проектный фонд реализован на 66 %. В целом по объекту площадь, приходящаяся на одну скважину в разбуренной зоне, составляет 25,4 га, т.е. объект характеризуется плотной сеткой пробуренных эксплуатационных скважин.

В общей сложности, в разработке участвовало 328 скважин, из них в добыче – 302 скважины, средний накопленный отбор на добывающую скважину составляет 21,9 тыс. т; распределение скважин по накопленной добыче приводит рисунок 3.

Выработка запасов месторождения по пластам:

– пласт Т₁ – добыто 1999 тыс. т нефти (24,3 % от НИЗ по пласту Т₁), текущий КИН (по категории АВ₁) – 0,054 (при утвержденном – 0,221), темп отбора от НИЗ – 0,7 %, темп отбора от ТИЗ – 2,4 %;

Рисунок 3 – Распределение скважин по накопленной добычи нефти

– пласт Т₂ – добыто 3792 тыс. т нефти (35,3 % от НИЗ по пласту Т₂), текущий КИН (по категории АВ₁) – 0,095 (при утвержденном – 0,269), темп отбора от НИЗ – 0,8 %, темп отбора от ТИЗ – 2,6 %;

– пласт Т₃ – добыто 813 тыс. т нефти (32,1 % от НИЗ по пласту Т₃), текущий КИН (по категории АВ₁) – 0,088 (при утвержденном – 0,273), темп отбора от НИЗ – 0,1 %, темп отбора от ТИЗ – 0,8 %.

Относительно НИЗ по пластам, наибольшая выработка запасов достигнута по пластам Т₂ и Т₃ (35,3 % от НИЗ и 32,1 % от НИЗ, соответственно), по пласту Т₁ этот показатель меньше (24,3 % от НИЗ). Необходимо отметить, что все приведенные выше характеристики выработки пластов Т₁, Т₂ и Т₃ получены на основе распределения добычи из совместных скважин, в соответствии с промысловой отчетностью.

В этой связи практический интерес представляет оценка достоверности этого распределения как основного фактора, определяющего возможную погрешность анализируемых показателей выработки запасов.

Все добывающие скважины по набору вскрытых перфорацией пластопересечений делятся на 7 групп:

– собственные скважины пласта Т₁;

– совместная добыча из пластов Т₁ и Т₂;

– совместная добыча из пластов Т₁ и Т₃;

– собственные скважины пласта Т₂;

– совместная добыча из пластов Т₂ и Т₃;

– собственные скважины пласта Т₃;

– совместная добыча из пластов Т₁, Т₂ и Т₃.

Всего из указанных скважин в период 2009-2016 гг. было добыто 3393 тыс. т нефти, и на долю самостоятельных скважин приходится 917 тыс. т нефти или 27 % общей добычи месторождения (таблица 3).

Таблица 3 – Распределение накопленной добычи нефти собственных и совместных скважин (период 2009-2016 гг.)

Очевидно, что в таких условиях показатели разработки пластов существенно зависят от распределения добычи из совместных скважин, причем определяющее значение имеет деление добычи из совместных скважин пластов Т₁ и Т₂, на долю которых приходится 59 % накопленной добычи месторождения (таблица 3). В общей сумме, на долю пластов Т₁ и Т₂ (самостоятельные и совместные скважины) приходится 2929 тыс. т или 86 % добычи месторождения; оставшаяся четверть добычи преимущественно приходится на сочетание пластов Т₁, Т₂ и Т₃.

Таким образом, при существующей системе разработки месторождения, выработка запасов нефти по залежам ведется недостаточно равномерно по площади пласта Т₂, и неравномерно по разрезу по всем пластам месторождения.

В целях повышения эффективности выработки остаточных запасов нефти, рекомендуется проведение таких мероприятий как бурение боковых стволов, организация раздельной закачки воды по всем трем пластам.