Файл: Институт геологии и нефтегазодобычи.docx

3.2 Анализ состояния разработки объекта ВК_1-3

Объект ВК_1-3 введен в разработку в 1981 году. Доля накопленной добычи нефти объекта в общем отборе по Ем-Еговскому и Пальяновскому ЛУ составляет 78,7 %.

На долю объекта в общем объеме запасов нефти категории АВ₁ по месторождению приходится 260944 тыс.т или 45,2 % начальных геологических и 77 546 тыс.т или 48,8 % НИЗ нефти.

По состоянию на 01.01.2019 общий фонд объекта составляет 1112 скважины (71 % фонда в целом по участку). С начала разработки добыто 38643 тыс.т нефти и 143576 тыс.т жидкости. Отбор от НИЗ составляет 49,8 %, при обводненности 84,4 %, текущий КИН равен 0,148 д.ед [2].

Организация системы ППД на объекте начата в 1987 году. С начала реализации системы закачано 166542 тыс.м³ рабочего агента, что позволило компенсировать накопленный отбор жидкости на 108,2 %.

Динамика основных технологических показателей объекта ВК_1-3 представлена в приложении 4.

В начальный период (1981-1984 гг.) разработка осуществлялась единичными скважинами, уровень добычи нефти не превышал 10 тыс.т в год. Изучение викуловских отложений осуществлялось по ходу освоения продуктивных пластов в юрских отложениях.

В 1985 году был составлен первый проектный документ на разработку викуловской свиты – «Проект пробной эксплуатации…», согласно которому предусматривалось выделение опытного участка с вводом в эксплуатацию семи разведочных скважин, бурением 148 эксплуатационных скважин (116 добывающих, 32 нагнетательных).

Начиная с 1986 года началось разбуривание пластов викуловской свиты. Залежи нефти ВК_1-3 в пределах Ем-Еговской площади вскрыты 46 разведочными скважинами, из которых испытания были проведены в 22 скважинах. В этот же период на объект ВК_1-3 было пробурено семь эксплуатационных скважин.

Период до 1990 г. характеризуется незначительными уровнями добычи нефти (до 48,3 тыс.т/год), в эксплуатации пребывало всего 19 добывающих и две нагнетательные скважины. В 1988 году отмечается достижение высокого значения приемистости - 683,8 м³/сут, что обусловлено изучением работы нагнетательных скважин для целей улучшения энергетического состояния объекта

---

, так как по состоянию на 01.01.1989 среднее пластовое давление снизилось до
12,2 МПа, что на 0,8 МПа ниже первоначального.

С 1990 года на объекте ВК_1-3 в соответствии с решениями «Технологической схемы разработки Ем-Еговской и Каменной площадей Красноленинского месторождения» (протокол ЦКР Миннефтепрома СССР от 04.07.1990 № 1381) на территории центрального поднятия Ем-Еговской площади начато формирование трехрядных элементов разработки, при этом параллельно, продолжается формирование 7-точечных элементов в юго-восточной части площади. По состоянию на 01.01.2019 сформировано шесть блоков разработки по рядной системе, а также участки с площадным расположением скважин.

Начиная с 2008 года, разработка объекта переходит в третью стадию, для которой характерна общая тенденция по ежегодному снижению уровня добычи нефти.

Буровые работы в этот период продолжались до 2013 года и остановились по причине недостижения плановых показателей и необходимости поиска новых подходов по дальнейшему освоению викуловских отложений. Заостряя внимание на динамике разбуривания объекта ВК_1-3, необходимо отметить, что основной период освоения пришелся на 1990-1995гг. (графическое приложение 4)

Последним проектным документом «Дополнение к технологической схеме…» 2016 г. было обосновано размещение скважин по треугольной сетке (537×537 м), с формированием площадной семиточечной системы заводнения.

За 2018 год в целом по объекту добыто 1334,5 тыс.т нефти и 8569,6 тыс.т жидкости, закачано 9328,5 тыс.м³ воды, текущая компенсация 104,5 %. Темп отбора от НИЗ составляет 1,7 %.

Средний дебит нефти составил 6,6 т/сут, жидкости - 42,2 т/сут, приемистость составляет 99,3 м³/сут.

Основные выводы по объекту ВК_1-3:

• 
  объект введен в разработку в 1981 году. На его долю приходится 55 % текущей добычи по ЛУ;
  
• 
  пик буровой активности приходится на начало 1990-х годов. В 2007г. достигнут максимальный уровень добычи нефти за счет массового применения гидроразрыва пласта (ГРП);
  
• 
  объект находится на третьей стадии разработки, отбор от НИЗ составляет 49,8 % (по категории АВ₁) при обводненности 84,4 %;
  
• 
  за всю историю разработки по скважинам добыто 38643 тыс.т нефти и 143576 тыс.т жидкости;
  
• 
  накопленная закачка воды составляет 166542 тыс.м³, что обеспечивает накопленную компенсацию отборов жидкости закачкой - 108,2 %;
  
• 
  по состоянию на 01.01.2019 действующий фонд добывающих
  скважин - 686 ед., нагнетательных - 319 ед. Среднегодовой дебит добывающих скважин: по нефти - 6,6 т/сут, по жидкости - 42,2 т/сут, обводненность продукции составляет 84,4 %;
  
• 
  средневзвешенное пластовое давление за период разработки снизилось на 0,9 МПа и составляет 12,1 МПа. В целом энергетическое состояние объекта ВК_1-3 следует охарактеризовать, как удовлетворительное.
  

---

---

3.3 Структура фонда скважин и показатели их эксплуатации

Согласно промысловой отчетности на балансе предприятия АО «РН-Няганьнефтегаз» по Ем-Еговскому и Пальяновскому ЛУ на 01.01.2019 числится 1576 скважин (в том числе 1082 добывающих, 425 нагнетательных, 12 контрольных, 54 водозаборных и три поглощающих скважины).

Структура пробуренного фонда скважин по состоянию
на 01.01.2019 Ем-Еговского и Пальяновского ЛУ представлена в приложении 4.

В настоящее время из пробуренных скважин за весь период разработки в эксплуатационном фонде находится 1401 скважина, в том числе 986 добывающих (900 действующих, 80 бездействующих и шесть – в освоении) и 415 нагнетательных (408 действующих, семь бездействующих). Кроме того, в консервации числится 26 скважин (22 добывающих, две нагнетательных и две водозаборных), в контрольно-пьезометрическом фонде - 12 скважин (11 добывающих и одна нагнетательная), ликвидировано - 85 скважин (74 добывающих, восемь нагнетательных, три водозаборных).

За всю историю разработки месторождения в добыче нефти в разное время участвовало 1384 скважины (87,8 % пробуренного фонда). Из них в 30,9 % фонда скважин (428 ед.) накопленный отбор нефти не превышает 10 тыс.т, с отборами от 10 до 50 тыс.т нефти насчитывается 43,9 % (608 ед.), с отборами более 50 тыс.т нефти - 25,1 % (348 ед.).

Основная причина низкого отбора - перевод под закачку для ППД. С начала разработки месторождения по скважинам добыто 49110 тыс.т нефти, средняя накопленная добыча нефти на одну добывающую скважину составляет 35,5 тыс.т. Максимальный отбор нефти равен 882,8 тыс.т. Жидкости с начала разработки добыто 156658 тыс.т, средняя накопленная добыча жидкости на одну добывающую скважину составляет 113,2 тыс.т. Максимальный отбор жидкости равен 895,5 тыс.т [2].

Фонтанным способом отобрано 98,8 тыс.т годовой добычи нефти. Среднегодовой дебит скважин по нефти составляет 19,3 т/сут, по жидкости - 22 т/сут., обводненность продукции - 12,1 %.

Под закачкой воды за всю историю разработки месторождения в разное время перебывало 448 скважин (28,6 % пробуренного фонда), из них 341 скважина - на объекте ВК_1-3, 10 скважин - на ЮК₁ и 113 скважины - на объекте

---

ЮК_2-9.

Начиная с 1994 г., в связи с интенсивным вводом в эксплуатацию объекта ВК_1-3, отмечается постепенное увеличение количества нагнетательных скважин. Текущая компенсация в течение последних десяти лет находится в диапазоне от 92,9 до 115,6 %.

За весь период разработки на объекте ВК_1-3 перебывало 1122 скважины, в разработке находятся центральная и северо-западная часть залежи. Проектный фонд реализован на 52,0 %. Структура фонда скважин на объекте ВК_1-3 представлена в графическом приложении 4.

В настоящее время в эксплуатационном фонде объекта ВК_1-3 находится 1056 скважин, в том числе 731 добывающая скважина (686 действующих, 44 бездействующих и одна в освоении) и 325 нагнетательных скважин (319 действующих, шесть бездействующих). Кроме того, в консервации числится 13 скважин (11 добывающих и две нагнетательные), в контрольно-пьезометрическом фонде – шесть скважин, ликвидировано – 37 скважин (31 добывающая, шесть нагнетательных) [6].

Основными причинами остановки добывающих скважин являются низкая продуктивность и аварии (75 ед. или 63 %), нагнетательных скважин - нарушение герметичности эксплуатационной колоны (э/к) и прочие причины.

С целью более эффективного использования фонда скважин и интенсивного вовлечения в разработку запасов нефти на месторождении проводятся геолого-технические мероприятия (ГТМ), основными видами из которых являются обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ) и ГРП, обеспечивающие ежегодно около 70 % дополнительной добычи от всех ГТМ и 2% добычи нефти в целом по ЛУ.
Основные выводы:

• 
  за последние пять лет разработка осуществляется в соответствии с проектными документами;
  
• 
  в 2014-2015 гг. продолжается разбуривание объектов ВК_1-3 и ЮК_2-9. Благодаря переориентации бурения на объекте ЮК_2-9 и усовершенствования технологии ГС+МГРП отмечается превышение плановых показателей по вводу новых скважин и объему добываемой продукции;
  
• 
  в этот период Недропользователем проведены масштабные работы по формированию и оптимизации системы ППД на объектах ЮК_2-9 и ВК_1-3, включая инфраструктурные решения, что позволило сократить потери по базовой добыче;
  
• 
  последние три года характеризуются опережающим бурением эксплуатационного фонда скважин на объектах ВК_1-3 и ЮК_2-9. Всего за данный период в добычу из бурения введено 215 скважин при проектном значении - 93 единицы. В связи с этим, в период действия проектного документа отмечается превышение фактической добычи нефти в пределах допустимых отклонений.
  

---