Общая характеристика состояния эксплуатации месторождения

Верхнеколик-Еганское месторождение открыто в декабре 1981 года поисковой скважиной №57.

Проект пробной эксплуатации составлен СибНИИНП в 1986 году и утвержден Главтюменнефтегазом (протокол №22 от 21.05.1986 г.). На эту дату на месторождении было пробурено 7 поисково-разведочных скважин, одна из которых попала в контур нефтеносности пластов АчБВ₁₄ и ЮВ₁. В остальных скважинах нефтенасыщен только ЮВ₁. В 1988 году СибНИИНП составлена дополнительная записка к проекту пробной эксплуатации и утверждена ЦКР Главтюменнефтегаза (протокол №74 от 21.07.1988 г.). В опытно-промышленную разработку месторождение введено в 1990 г. на основании «Дополнительной записки к проекту пробной эксплуатации» (протокол №7 от 21.12.1990 г.).

Разработка месторождения ведется в соответствии с технологическими решениями последнего проектного документа - «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Верхнеколик-Еганского месторождения», составленного ТОО «Нефтегазпроект» в 1996 г., и утвержденной ЦКР МТЭ (протокол №2102 от 30.01.1997 г.) сроком на 5 лет. Согласно этого документа в промышленную разработку вводились запасы нефти только в пластах ЮВ₁ (c выделением первоочередного участка центральной части восточного купола месторождения) и в пластах ачимовской пачки. Система расположения скважин - рядная, система воздействия на пласты - закачка подтоварной и пресной воды. Ряды скважин расположены в широтном направлении, между рядами нагнетательных скважин располагаются три ряда добывающих скважин. Расстояния между рядами скважин 500 м, расстояния между скважинами в рядах: в нагнетательных - 500 м, в первых рядах добывающих скважин - 450-500 м, а в средних, стягивающих, рядах - 250 м.

Бурение на ачимовскую пачку в пределах восьмиметровой нефтенасыщенной толщины по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 636 м (40.4 га/скв.) с переходом от трехрядной к площадной пятиточечной системе. На втором этапе разработки - уплотнение сетки скважин до 20 га/скв. путем перевода 99 скважин с объекта ЮВ₁ после их обводнения.

Основные технологические показатели утвержденной технологической схемы следующие:

проектный уровень добычи:

·   - нефти - 1918 тыс. т/год;

·   - жидкости - 4248 тыс. т/год;

·   - нефтяного газа - 469,1 млн. м³/год;

·   уровень закачки воды - 7013 тыс. м³/год;

проектный фонд скважин: - 611

·   в т.ч. добывающих - 409

·   нагнетательных - 180

·   контрольных - 22

·   фонд резервных скважин - 153

фонд скважин для бурения: - 443

·      в т.ч. добывающих - 280

·   нагнетательных - 148

·   контрольных - 15

Следует также отметить, что в 2011 году специалистами ОАО «Варьеганнефтегаз» была выполнена работа «Анализ разработки и прогноз уровней добычи на 2012-2020 годы», которая утверждена в июне 2012 года ЦКР МЭТ (протокол №2373 от 24 июня 2012 г.).

Начальные геологические запасы Верхнеколик-Еганского месторождения по категориям С₁+С₂ оцениваются в размере 373 219 тыс. т., извлекаемые - 93 951 тыс. т. Месторождение разрабатывается с 1990 г. На дату анализа в добыче участвуют 9 объектов: ЮВ₁, АчБВ_16-19, БВ₁₀, БВ₁₁, ПК_6, ПК₁₉, ПК₂₀¹, ЮВ_3, ЮВ₈. Сопоставление запасов нефти по разрабатываемым объектам приведено в таблице 3.1.1. За весь период разведки и разработки на месторождении пробурено 374 скважины, включая разведочные. Всего за время эксплуатации по всем объектам в пределах разбуренных площадей в добыче перебывало 292 скважины, под закачкой - 92 скважины. По состоянию на 1.08.2011 г. в эксплуатационном фонде числится 296 скважин, из них 224 добывающих и 72 нагнетательных. В фонде пьезометрических и контрольных находится 11 скважин и одна скважина ликвидирована. Действующий добывающий фонд составляет 185 скважин (169 - дающие продукцию и 16 в текущем простое), под закачкой числится 59 скважин и одна скважина находится в текущем простое.

Состояние реализованного фонда по Верхнеколик-Еганскому месторождению представлено в таблице 3.1.2.

 

Таблица 3.1.2. Состояние реализованного фонда по Верхне-Колик-Еганскому месторождению на 1.08.2011 г.

№ п/п	Фонд скважин	Категория	Кол-во
1.	Добывающие	Всего	236
		в т.ч. действующие	185
		из них: фонтанные	66
		ЭЦН	119
		ШГН	0
		газлифт	0
		бездействующие	38
		в освоении	1
		в консервации	0
		пьезометрические	7
		контрольные	4
		ликвидированные	1
2	Нагнетательные	Всего	72
		в т.ч. под закачкой	60
		в бездействии	12
		в освоении	0
		в консервации	0
		пьезометрические	0
		контрольные	0
		ликвидированные	0
		В эксплуатации на нефть(действующие)	74
		Всего	308

 

В 2010 году на месторождении было добыто 1 855,3 тыс. т нефти, 3 803 тыс. т жидкости и 780,9 млн. м³ газа при средней обводненности 51,2%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 36,6 т/сут, по жидкости - 75,0 т/сут, средний газовый фактор - 420,9 м³/сут. По состоянию на 1.08.2011 г. с начала разработки было добыто 16 711,6 тыс. т нефти, 25 698,3 тыс. т жидкости и 6 157 млн. м³ газа при средней обводненности продукции - 53.8%, накопленный объем закаченной воды - 41 227 тыс. м³. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти в 2011 году составил 35.4 т/сут, по жидкости - 76.7 т/сут.

Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2010 год 1048,2 тыс. т или 56,5%, а за 7 месяцев 2011 г. - 747,3 тыс. т или 61,1%. Средний дебит: по нефти соответственно 29,2 т/сут и 33,0 т/сут; по жидкости 78,2 т/сут и 91,0 т/сут; обводненность продукции 62,6% и 63,0%. Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались в 2010 г. фонтанным способом, составила 807,0 тыс. т или 43,5%, а за 7 месяцев 2011 г. - 476,7 тыс. т или 38,9%. Средний дебит по нефти соответственно 46,4 т/сут и 40,1 т/сут; по жидкости 57,8 т/сут и 49,4 т/сут, обводненность продукции 33,6% и 18,9%.

Также необходимо отметить, что до 2010 г. на месторождении велась добыча установками плунжер-лифт, с помощью которых было добыто 805,7 тыс. т нефти и 816,3 тыс. т жидкости при средней обводненности 13,5%. Средний дебит по нефти составил 27,9 т/сут, а по жидкости - 28,3 т/сут. Очень непродолжительное время применялись гидропоршневые насосы, с помощью которых было отобрано всего 62 тонны нефти.

Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации приведены в таблице 3.1.4.

Таблица 3.1.4. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации с начала разработки

Способ эксплуатации	Добыча нефти, тыс. т	Добыча жидкости, тыс. т	Дебит нефти, т/сут	Дебит жидкости, т/сут
Фонтан	11122,2	12387,6	36,0	40,1
ЭЦН	4783,6	12494,2	23,2	60,5
ПЛН	805,7	816,3	27,9	28,3
ГПН	0,062	0,244	2,5	9,8
Всего	16 711,5	25 698,3	30,7	47,2

 

Таким образом, большая часть (66,6%) общей добычи нефти была обеспечена с помощью фонтанного способа эксплуатации.

Распределение действующих скважин по интервалам дебитов нефти и обводненности представлено в таблице 3.1.5

 

Таблица 3.1.5. Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности

Дебит нефти, т/сут.	Обводненность,
	<10	10-30	30-50	50-70	70-90	90-95	>95	Итого
<10	1	1	5	5	12	11	10	45
10-50	24	15	14	7	27	3	1	91
50-100	11	13	7	5	2			38
100-150		1	3	2				6
150-200		1						1
200-250	1							1
250-300		1						1
300-350		1						1
>350	1							1
Итого	38	33	29	19	41	14	11	185

 

 

Динамика коэффициентов использования нефтяного фонда скважин и эксплуатации с начала разработки приведена на рисунке 3.1.3.

Одной из наиболее эффективных технологий по интенсификации добычи нефти и увеличению нефтеотдачи, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Широко масштабное применение ГРП на месторождении началось в 2001 году. Объемы работ постоянно увеличивались, и на 1.08.2011 г. было проведено 176 скважино-операций на 150 скважинах, но здесь необходимо учитывать, что одни и те же скважины подвергались гидроразрыву несколько раз как повторные при переводе на другие объекты. Особенно это касается пластов ачимовской толщи. Результаты применения ГРП позволяют говорить, что технология по-прежнему является одной из самых надежных для обеспечения дополнительной добычи нефти, позволяющая активизировать воздействие на слабодренируемые запасы нефтяных залежей, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам.

Наибольшая накопленная дополнительная добыча нефти от применения ГРП по данным ОАО «Варьеганнефтегаз» получена на объекте ЮВ₁, она составляет 1,23 млн т. По скважинам данного пласта средний дебит нефти в 2011 году равен 41,1 т/сут, дебит жидкости - 105,3 т/сут., обводненность - 61%.

По скважинам объектов АчБВ_16-19 и ЮВ₃, также характеризующихся сложным строением и высокой степенью неоднородности фильтрационных свойств, достигнутые средние дебиты нефти несколько ниже, чем по скважинам объекта ЮВ_1. Результаты повторных скважино-операций, проводимых на скважинах объектов ЮВ₁ и АчБВ_16-19, на которых выполнено наибольшее количество повторных ГРП, показали, что прирост дебитов нефти составляет в среднем 42% от величины прироста дебита нефти при первичной операции.

Анализируя в целом работу добывающих скважин следует отметить, что более 100 тыс. т. накопленной добычи нефти отмечается по 52 скважинам.

Остальной фонд скважин по накопленной добыче нефти распределился следующим образом: от 40 до 100 тыс. т - 97 скважин; от 10 до 40 тыс. т -78 скважин; от 2 до 10 тыс. т - 36 скважин. Низкая накопленная добыча нефти по части скважинам объясняется несколькими причинами:

· это быстрое обводнение и выбытие из эксплуатации скважин, расположенных в первых рядах элементов системы заводнения;

·   эксплуатация скважин на объектах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами;

·   быстрое выбытие скважин по причине плохого состояния эксплуатационной колонны и заколонного камня, что способствует возникновению перетоков.

Наиболее высокие накопленные отборы нефти характерны, в основном, для скважин, расположенных в центральных стягивающих рядах, эксплуатирующихся на высокопродуктивных объектах разработки.

В последнее время в разработке месторождения наметились явные положительные тенденции. Добыча нефти растет, фонд бездействующих скважин сокращается, интенсивно вовлекаются в разработку запасы нефти, сосредоточенные в низкопродуктивных коллекторах, ранее не вовлеченные в разработку, что связано с появлением и применением новых технологий, позволяющих интенсифицировать добычу нефти и увеличить коэффициент извлечения нефти.