Файл: Характеристика месторождения.docx

Общая оценка извлекаемых ресурсов нефти составила 169 940 тыс. т, в том числе 145 257 тыс. т или 86.0% по категории С₁. Средний коэффициент извлечения нефти (КИН) в соответствии с приведенными данными составляет 0.281, в том числе 0.294 для запасов нефти кат. С₁ и 0.218 – для кат. С₂.

Наиболее высоким значением КИН характеризуется горизонт ЮВ-1 – 0.378. По остальным группам пластов средний коэффициент извлечения находится в интервале 0.238 – 0.297.

В 2003 г. в ГКЗ МПР РФ ОАО «Варьеганнефтегаз» впервые представило отчет по подсчету запасов УВ ВКЕ месторождения по состоянию на 01.01.1999 г. Работа была выполнена ООО «ВНИГНИ -2» (г. Москва) и ООО «ГАЗГЕРС» (г. Тверь) по материалам 65 поисково-разведочных и 217 эксплуатационных скважин (отв. Петерсилье В.И.).

На момент представления отчета в ГКЗ на месторождении были дополнительно пробурены 59 эксплуатационных скважин, вследствие чего возникла необходимость корректировки геологических моделей продуктивных пластов и уточнения запасов УВ по ним.

Указанная работа, которая учла данные эксплуатационных скважин, пробуренных на месторождении с 01.01.1999 г. по 01.01.2004 г., была выполнена ООО «Гео Дэйта Консалтинг» (г. Москва) и в виде Дополнительных материалов к ранее представленному подсчету запасов (авторы Петровец А.М., Зюзюкина И.Г. и др.) была передана на экспертизу ГКЗ.

К концу 2005 г. организационно сложная комплексная экспертиза представленных геологических и извлекаемых запасов углеводородов в ГКЗ была завершена. Параллельно в ЦКР было рассмотрено ТЭО КИН месторождения, в подготовке которого участвовали специалисты ВНИГНИ-2 (отв. исполнитель Юферов Ю.К.) и ООО «Гео Дэйта Консалтинг» (научный руководитель Баишев Б.Т.)

Центральная комиссия по разработке месторождений горючих полезных ископаемых протоколом №3172 от 15.04.2004 г. приняла «Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти по Верхнеколик-Еганскому месторождению» и рекомендовала ГКЗ МПР РФ к утверждению КИН по кат. В+С₁ – 0.294, кат. С₂ – 0.210, в том числе по пластам и категориям с учетом внесенных ею изменений.

В январе 2006 г. протоколом №1152 от 27.01.2006 г. ГКЗ Роснедра воздержалось от утверждения запасов нефти и газа Верхнеколик-Еганского месторождения, сославшись на необходимость доразведки месторождения и учета материалов проведенных на его территории сейсморазведочных работ 3Д.

---

Следует отметить, что в результате произведенного подсчета запасов, использовавшего 65 поисково-разведочных скважин и 276 эксплуатационных скважин было выделено 62 подсчетных объекта вместо 55 числившихся на Госбалансе. Произведена детальная корреляция продуктивного разреза, которая существенно изменила ранее применявшуюся систему выделения и индексации продуктивных пластов. Данные эксплуатационного бурения существенно усложнили геологические модели продуктивных резервуаров, заметно сократили и перераспределили ресурсы углеводородов в отдельных интервалах разреза (группах пластов).

Итогом проведенного подсчета явилось уменьшение начальных геологических запасов нефти месторождения по сравнению с числящимися на Госбалансе с 601 961 тыс. т до 381 135 тыс. т, то есть на 220 826 тыс. т или 36.7%. При этом запасы кат. В+С₁ сократились с 493 467 тыс. т до 195 475 тыс. т или на 297 992 тыс. т, что соответствует 60.4%. В отношении запасов кат. С₁ наибольшему списанию подверглись пласты группы ПК – 34 448 тыс. т вместо 161 686 тыс. т (-127 238 тыс. т или -78.7%). По пластам группы БВ было списано 48 949 тыс. т (62.2.%), ачимовской толще – 39 154 тыс. т (61%), по пластам группы ЮВ – 73 259 тыс. т (42.5%), в том числе по пласту ЮВ₁^2-3 – 32 100 тыс. т (30.1%).

Извлекаемые запасы нефти по сравнению с данными Госбаланса уменьшились по месторождению с 168 940 тыс. т до 95 594 тыс. т, что соответствует 73 346 тыс. т или 43.4%. Для категории В+С₁ указанное сокращение составило 88 640 тыс. т (61.0%), то есть с 145 257 тыс. т на 56 617 тыс. т. Средний КИН по месторождению снизился с 0.281 (Госбаланс) до 0.251 или на 10.6% относительных. Для категории В+С₁ изменение было несущественным: 0.290 вместо 0.294 (Госбаланс), т.е. всего на 1.6%. По кат. С₂ КИН снизился с 0.218 на 0.210 или на 3.8%. Таким образом сокращение извлекаемых запасов нефти, представленных в работе, прошедшей экспертизу ГКЗ и ЦКР, по сравнению с числящимися на Госбалансе, произошло в основном за счет уменьшения геологических запасов.

Весной 2006 г. ОАО «Варьеганнефтегаз» представил в Центральную балансовую комиссию Роснедра материалы переоценки запасов УВ по пластам ЮВ₃ и ЮВ₂, горизонту ЮВ-1 и отложения ачимовской толщи (Ачим1–4) ВКЕ месторождения с целью постановки их на Госбаланс по результатам переоценки произведенной в 2005 г.

Протоколом №18/511-пр от 03.08.2006 г. Совещания при начальнике Управления геологии нефти и газа, подземных вод и сооружений Федерального агентства по недропользованию уточненные модели продуктивных пластов ЮВ

---

₃, ЮВ₁^2-3, ЮВ₁¹ и АчБВ_14-19 (вместо ранее числившихся Ачим1–4 и БВ₁₃², БВ₁₄, БВ₁₅) были приняты, а геологические и извлекаемые запасы нефти, газа и сопутствующих компонентов поставлены на Государственный баланс. В таблицах 2.4.3 и 2.4.4 представлены ресурсы нефти, газа и конденсата по пластам АчБВ_14-19, ЮВ₁¹, ЮВ₁^2-3 и ЮВ₃ в соответствии с их официальными изменениями произошедшими в 2006 г. (см. колонку «статус запасов»).
Таб. 2.4.3. Верхне-Колик-Еганское месторождение

Уточненные начальные геологические и извлекаемые запасы нефти продуктивных пластов находящихся в эксплуатации

пласт	геологические, тыс. т				КИН		извлекаемые, тыс. т			Стасус запасов
	С1	С2	С1+С2	С1	С2	С1+С2	С1	С2	С1+С2
ПК-19	21 181	43 480	64 661	0,200	0,200	0,200	4 236	8 696	12 932	уточнены по сравнению с данными
ПК-20–1	5 154	12 040	17 194	0,200	0,200	0,200	1 031	2 408	3 439	Госбаланса на 01.01.2005 г.
Итого:__26_335__55_520__81_855__0,200'>Итого:	26 335	55 520	81 855	0,200	0,200	0,200	5 267	11 104	16 371	Прошли экспертизу ГКЗ и ЦКР
БВ-10–1	8 881	29 088	37 969	0,203	0,261	0,247	1 803	7 592	9 395	уточнены по сравнению с данными
БВ-11–2	17 889	10 800	28 689	0,200	0,200	0,200	3 578	2 160	5 738	Госбаланса на 01.01.2005 г.
Итого:	26 770	39 888	66 658	0,201	0,244	0,227	5 381	9 752	15 133	Прошли экспертизу ГКЗ и ЦКР
АчБВ-14	1 664	2 114	3 778	0,250	0,192	0,218	416	406	822	стоят на учете на Госбалансе
АчБВ-15–1	225	1 927	2 152	0,250	0,192	0,198	56	370	426	на 01.01.2006 г.
АчБВ-15–2	437	938	1 375	0,250	0,192	0,210	109	180	289
АчБВ-16	3 411	1 418	4 829	0,250	0,192	0,233	853	272	1 125
АчБВ-17	7 246	2 725	9 971	0,250	0,192	0,234	1 812	523	2 335
АчБВ-18	8 679	828	9 507	0,250	0,192	0,245	2 170	159	2 329
АчБВ-19	3 376	503	3 879	0,250	0,192	0,243	844	97	941
Итого:	25 038	10 453	35 491	0,250	0,192	0,233	6 260	2 007	8 267
ЮВ-1–1	7 391	3 562	10 953	0,391	0,300	0,361	2 890	1 069	3 959	стоят на учете на Госбалансе
ЮВ-1/2–3*	84 266	8 072	92 338	0,400	0,300	0,391	33 683	2 422	36 105	на 01.01.2006 г.
Итого:	91 657	11 634	103 291	0,391	0,300	0,388	36 573	3 491	40 064
ЮВ-3	2 840	-	2 840	0,250		0,250	710	-	710	стоят на учете на Госбалансе
ЮВ-8–1	4 289	2 972	7 261	0,200	0,200	0,200	858	594	1 452
ЮВ-8–2	1 461	1 129	2 590	0,200	0,200	0,200	292	226	518	Оперативно уточненны
ЮВ-9–1	141	1 122	1 263	0,200	0,200	0,200	28	224	252	по состоянию на 01.10.2006 г.
ЮВ-9–2	3 980	7 082	11 062	0,200	0,200	0,200	796	1 416	2 212
ЮВ-10	8 557	671	9 228	0,316	0,100	0,300	2 704	67	2 771
Итого:	21 268	12 976	34 244	0,253	0,195	0,231	5 388	2 528	7 916
ВСЕГО:	191 068	130 471	321 539	0,308	0,221	0,273	58 869	28 882	87 750

---

Необходимо отметить, что ранее в Анализе разработки месторождения по указанным пластам были использованы геологические модели и запасы УВ, которые практически не отличаются от представленных в настоящей работе. Это объясняется тем, что списание запасов произведенное по месторождению в 2006 г. было произведено на материалах и результатах, которые представлялись по упомянутым объектам на экспертизу в ГКЗ.

По пластам ПК₁₉ и ПК₂₀¹, а также пластам БВ₁₀¹ БВ₁₁², также использованы уточненные геологические модели и соответствующие им запасы УВ, которые в 2005 г. прошли экспертизы ГКЗ и ЦКР. Геологические материалы, на основе которых производился Анализ разработки указанных пластов в 2004 г., в настоящей работе заимствованы практически без изменений.

По продуктивным объектам соответствующим пластам ЮВ₈^1-2, ЮВ₉^1-2 и ЮВ₁₀ в настоящей работе представлены геологические модели и запасы нефти, которые соответствуют состоянию их изученности на 01.10.2010 г. Они отличаются от материалов, представляемых в Анализе разработки, так как в них учтены данные сейсморазведки 3Д, а также результаты бурения эксплуатационных скважин, которых ранее не было. Как указывалось выше, эти модели и запасы будут представлены на экспертизу в ЦБК Роснедра для предания им официального статуса на Госбалансе.
3. Технологическая часть
3.1 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 ЮВ

---

₁ (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__236'>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.

---