АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ РОДНИКОВОЕ (НА ПРИМЕРЕ ПЛАСТА ЮС2/1)

В административном отношении Родниковый лицензионный участок расположен в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 62 км к северо-востоку от районного центра – г. Сургута.

В тектоническом отношении Сургутский нефтегазоносный район расположен в пределах Среднеобского геоблока. В разрезе выделяется два структурных этажа – складчатый фундамент и осадочных чехол.

Родниковое месторождение приурочено к восточной части Федоровского куполовидного поднятия, которое осложнено рядом локальных структур 3-го порядка. Непосредственно Родниковое месторождение приурочено к целой группе поднятий: Родниковое, Северо-Родниковое, Северо Еловое, Еланское, Холмское. Родниковое поднятие отделяется от Северо Елового прогибом.

Геологические запасы нефти (категории C₁) объекта ЮС₂ составляют 37055 тыс.т или 21 % от суммарных по месторождению, геологические запасы категории С₂ по пласту ЮС₂¹ составляют 66147 тыс.т.  Геологические запасы нефти категории С₁ участка ОПР №2 равны 7019 тыс. т нефти, извлекаемые – 1544 тыс.т. При этом КИН на участке ОПР №2 составляет 0,220, что равно 6,8% геологических запасов пласта ЮС₂¹.

Объект ЮС₂ (категория C₁) предусматривает разработку 481 скважиной, из которых 311 должны быть добывающими, 166 - нагнетательными и 4 - наблюдательными. На начало 2011 года реализация проектного фонда составляла около 26%, что говорит о начальной стадии разработки месторождения.

По состоянию на 01.01.2011, в работе находилось 127 скважин: 95 добывающих (из них 85 действующих), 32 нагнетательных (все под закачкой), 6 пьезометрических и 3 ликвидированные.

За 2010 год средняя обводненность продукции составила 37.8%. При этом 35 скважин (39% фонда) работали с обводненностью до 30%, 41 скважина (46% фонда) - с обводненностью от 30 до 80%, а 14 скважин (15% фонда) - с обводненностью более 80%.

Средний дебит нефти по скважинам составлял 15.6 т/сут. 22 скважины (24% фонда) работали с дебитом более 20 т/сут, в то время как 37 скважин (41% фонда) имели дебит менее 10 т/сут.

Особо стоит отметить 13 высокодебитных скважин (6 из которых горизонтальные), обеспечивших 49% всей добычи нефти (203.6 тыс.т) с дебитом 30-40 т/сут.

Участок ОПР №2 характеризуется повышенной обводненностью и низкими дебитами нефти, что связано с низкими ФЕС коллектора в данном районе. Текущий ВНФ по объекту в целом составляет 0.61, по участку ОПР №2 - 0.6.

Средняя накопленная добыча нефти на скважину - 14.9 тыс.т, что в основном определяется сроком эксплуатации скважин.

Распределение скважин по участкам следующее: ОПР №1 - 71 скважина, ОПР №2 - 47 скважин, ОПР №3 - 1 скважина, ОПР №4 - 1 скважина, основная площадь - 6 скважин.

В таблицах 1, 2 приведены данные о реализации проектного фонда и об использовании пробуренного фонда скважин объекта ЮС₂ по состоянию на 2011 год [10].

Таблица 1.

Реализация проектного фонда скважин (по состоянию на 01.01.2011) объекта ЮС₂ Родникового месторождения

Таблица 2.

Использование фонда скважин (по состоянию на 01.01.2011) объекта ЮС₂ Родникового месторождения

Рисунок 1. Динамика основных технологических показателей разработки объекта ЮС₂  Родникового месторождения

Опытно-промышленные работы на объекте ЮС₂ начались в 2001 году. За десятилетний период опытно-промышленных работ накопленная добыча нефти составила 1609 тыс. т, накопленная добыча жидкости — 2349 тыс. т, что соответствует отбору 18,8% от начальных извлекаемых запасов. Формирование системы воздействия началось на второй год разработки.

На начало 2011 года в пласт было закачано 3701 тыс. м³ воды, накопленный водонефтяной фактор составил 0,46, а накопленная компенсация — 128%.

В 2010 году добыча нефти по объекту ЮС₂ достигла 416 тыс. т, что составило 52,3% от общей добычи нефти по месторождению. Темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов составил 4,9%, текущий коэффициент извлечения нефти — 0,043 (при утверждённом 0,232). Добыча жидкости составила 668,6 тыс. т, обводнённость — 37,8%, текущий водонефтяной фактор — 0,61.

Объём эксплуатационного бурения в 2010 году составил 78,8 тыс. м при проектном показателе 43,4 тыс. м. В эксплуатацию на нефть было введено 27 скважин (из бурения — 22, переведено с других объектов — 5) при проектном вводе 16 скважин (из бурения — 10, перевод с других объектов — 6).

На начало 2011 года добывающий фонд составил 86 скважин при проектном показателе 76 скважин, действующий добывающий фонд — 85 скважин при проектном показателе 73 скважины.

Добыча нефти в 2010 году составила 416 тыс. т при проектной 333 тыс. т, добыча жидкости — 668,6 тыс. т при проектной 553,7 тыс. т, текущая обводнённость — 37,8% при проектной 39,9%.

Фактические дебиты жидкости новых скважин в 2010 году варьировались от 11,4 т/сут (скв. №7024) до 75,8 т/сут (скв. №5447) при проектных показателях от 14,2 т/сут до 22,9 т/сут. Фактические дебиты нефти новых скважин за проектный период изменялись от 8,0 т/сут (скв. №5152) до 61,7 т/сут (скв. №5149) при проектных показателях от 12,1 т/сут до 21,6 т/сут.

Несмотря на превышение проектных показателей единичными скважинами, в целом средние показатели работы новых скважин в 2010 году были ниже проектных.

Фактическая обводнённость продукции в 2010 году была ниже проектной как в целом (проект — 39,9%, факт — 37,8%), так и по действующим перешедшим скважинам (проект — 43,9%, факт — 40,2%). По новым скважинам фактическая обводнённость превысила проектную, составив 29% (проект — 5,4%).