Файл: Институт геологии и нефтегазодобычи.docx

Поскольку срок выработки запасов нефти может превысить физический срок пригодности скважин для эксплуатации, требуется предусмотреть возможность бурения скважин-дублеров и внедрения эффективных методов интенсификации добычи нефти, в том числе гидроразрыв пластов (ГРП), глубокопроникающая перфорация.

• 
  Присутствие в продуктивном разрезе коллекторов, обладающих различным характером смачиваемости (гидрофильных и частично гидрофобных), наличие в глинистом цементе набухающих компонентов и большая разница вязкости воды и пластовой нефти.
  

Данное обстоятельство может обусловить недостаточно эффективное применение воды в качестве вытесняющего агента. Для повышения эффективности, вероятно, потребуется применение различных видов физико-химического воздействия на призабойную часть пласта и в межскважинном пространстве.

• 
  Тонкопористое строение пластов-коллекторов предопределяет более жесткие требования к качеству закачиваемой воды (содержание мехпримесей, нефтепродуктов и т.д.), проведение работ по интенсификации приемистости скважин на отдельных участках залежей.
  

---

3 АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Анализ состояния разработки месторождения в целом

Ем-Еговское месторождение входит в состав сложных и уникальных объектов отечественной нефтедобывающей отрасли. По величине извлекаемых запасов УВС площадь относится к уникальным.

Освоение залежей нефти началось в 1980-1981 гг. (ЮК_2-9 - с 1981 года,
ЮК₁ - с 1980 года, ВК_1-3 - с 1981 года). Залежи ЮК₀, ЮК₁₀ и ДЮК характеризуются сложным геологическим строением и недостаточной изученностью, запасы нефти отнесены преимущественно к категории В₂.

После изменений в результате оперативного подсчета запасов в 2019 году, начальные геологические запасы нефти категории АВ₁ составили 577669 тыс. т, начальные извлекаемые запасы (НИЗ) - 158822 тыс. т нефти, при утвержденном значении коэффициента извлечения нефти (КИН) - 0,275 д.ед [5]. Распределение начальных и текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) категории АВ₁ по объектам представлено в графическом приложении 4.

Продуктивные пласты объединены в шесть объектов разработки: ВК_1-3, ЮК₀ (объект доизучения), ЮК₁, ЮК_2-9, ЮК₁₀ и ДЮК. Основными объектами разработки являются пласты ВК_1-3 и ЮК_2-9, содержащие соответственно 48,8 % и 44,8 % НИЗ, 35,5 % и 61,0 % ТИЗ категории АВ₁ [3].

По состоянию на 01.01.2019 на месторождении добыто 49110 тыс. т нефти. Отбор от НИЗ составляет 30,9 % при текущей обводненности 75,8 %, КИН равен 0,085 д.ед. Накопленная добыча жидкости составляет 156658 тыс.т, водонефтяной фактор составляет 2,2 [2].

Закачка воды с целью ППД ведется на месторождении с 1983 года. По состоянию на 01.01.2019 в продуктивные пласты закачано 175144 тыс.м³ рабочего агента.

В 2018 году объем закачанной воды составляет 11070,7 тыс.м³ воды, текущий отбор жидкости закачкой компенсируется на 99,2 %, средняя приемистость нагнетательных скважин - 93,9 м³/сут [3].

Графики разработки Ем-Еговской площади приведены в графическом приложении 4. Динамика основных технологических показателей приведена в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технологические показатели разработки по объектам
Ем-Еговского и Пальяновского ЛУ по состоянию на 01.01.2019

Основные показатели разработки	ВК1-3	ЮК1	ЮК2-9	Месторождение
Год ввода в разработку	1981	1980	1981	1980
Текущая добыча нефти, тыс.т/год	1334,3	62,2	1035,9	2432,6
Накопленная добыча нефти, тыс.т	38643	6214	4253	49110
Текущий коэффициент извлечения нефти, доли. ед.	0,148	0,177	0,015	0,085
Утвержденный КИН (кат. АВ1) , доли.ед.	0,296	0,279	0,255	0,276
Годовая добыча жидкости, тыс.т	8569,6	140,3	1341,8	10051,7
Накопленная добыча жидкости, тыс.т	143576	7678	5404	156658
Обводненность, %	84,4	55,7	22,8	75,8
Водонефтяной фактор, т/т	5,4	1,3	0,3	3,1
Накопленный водонефтяной фактор,т/т	2,7	0,2	0,3	2,2
Фонд добывающих скважин	731	34	231	986
Действующий фонд добывающих скважин	686	24	197	900
Действующий фонд нагнетательных скважин	319	-	95	408
Средний дебит нефти, т/сут	6,6	8,3	16,4	9,0
Средний дебит жидкости, т/сут	42,3	18,6	21,2	37,1
Средняя приемистость скважины, м3/сут	99,3	-	70	93,9
Годовая закачка воды, тыс.м3	9328,5	-	1742,2	11070,7
Накопленная закачка воды, тыс.м3	166542	1642	6959	175144
Годовая компенсация отборов жидкости закачкой воды, %	104,5	-	84,9	99,2
Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды, %	108,2	13,5	83,6	100,4
Добыча попутного газа, млн.м3/сут	44	30	724	798
Добыча свободного газа, млн.м3/сут	-	-	-	-
Добыча конденсата (стабильного), тыс.т	-	-	-	-

---

Начальный период разработки месторождения - с 1980 по 1989 гг. характеризуется невысокими отборами нефти (до 238 тыс.т/год) и незначительным фондом действующих скважин (до 57 ед.). Основной объем добычи нефти обеспечен объектом ЮК₁ - 85,5 % от добычи в целом по месторождению. Для объектов ВК_1-3 и ЮК_2-9 данный показатель составил соответственно 8,2 % и 6,4 %. До 1984 года добыча нефти безводная, залежи эксплуатировались на естественном режиме. В данный период фактические уровни добычи нефти значительно ниже проектных в связи со снижением производительности скважин, вызванного истощением пластовой энергии.

По состоянию на 01.01.1989 отборы нефти по объектам ЮК₁, ЮК_2-9 производились из эксплуатационных скважин первоочередного участка и одиночных разведочных скважин. Система разработки объектов ЮК₁,
ЮК_2-9 - площадная 9-точечная по сетке 450×450 м была полностью реализована только в пределах трех элементов.

С 1990 года в связи с интенсивным вовлечением в эксплуатацию пластов ВК_1-3 и ЮК₁ отмечается рост уровня добычи нефти до 1283,7 тыс.т (1995 год). (графическое приложение 4).

Тюменская свита в связи с переводом большинства скважин на вышележащие пласты практически не разрабатывается, в эксплуатации пребывают единичные скважины. В этот период в эксплуатацию было введено 703 добывающие скважины (61,3% всех скважин участвующих в добыче продукции) и отобрано 5396,3 тыс.т нефти (49,1% - объект ВК_1-3, 50,0 % - объект ЮК₁ и 0,9 % - тюменская свита). Для ППД начинается формироваться система заводнения, основным объектом закачки является ВК_1-3. С данного периода наблюдается постепенное увеличение объема закачки, но ввиду интенсивного ввода новых скважин, данный объем закачки не позволял скомпенсировать объемы, что повлекло за собой снижение продуктивности по скважинам в последующие годы.

В период 1996-1999 гг. отмечается снижение уровня добычи нефти до 675,4 тыс. т/год, обусловленное ухудшением энергетического состояния основных объектов месторождения. На ВК_1-3 в связи с низкими темпами формирования системы ППД (соотношение доб.скв./нагн.скв. в 1999 г. - 5/1) на отдельных участках пластовое давление снизилось до 10 МПа (при начальном 13,0 МПа), дебит жидкости снизился до 8,5 т/сут. На объекте ЮК₁, который разрабатывался без системы ППД, пластовое давление снизилось до 12 МПа (при начальном
23,3 МПа), дебит жидкости снизился с 115,4 т/сут до 29,1 т/сут.[12].

---

С 2000 года основным объектом, определяющим тенденции в разработке месторождения, становятся пласты ВК_1-3. Форсирование работ по организации системы воздействия, а также применение технологии ГРП на добывающем фонде позволило в начале стабилизировать, а затем и увеличить уровни добычи нефти по месторождению. В 2007 году годовой отбор нефти достиг максимального значения - 23340 тыс.т, при темпе отбора от НИЗ - 1,5 %. При этом по месторождению было отобрано 16 % от НИЗ, обводненность продукции составила 71,6 %.

Период разработки месторождения - 2008-2011 гг. характеризуется постепенным снижением годовых отборов нефти (с 2 272,5 тыс.т в
2008 году до 2 143,2 тыс.т в 2011 году) и ростом обводненности продукции (с 73,5 до 76,2 %), что обусловлено процессом естественной выработки запасов в разбуренной зоне объекта месторождения - ВК_1-3.

С 2008 г. на объекте ЮК_2-9 возобновляется эксплуатационное бурение, количество скважин возросло с одной в 2007 году до 13 скважин в 2010 году. Применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН) позволили увеличить входные параметры по скважинам и нарастить добычу нефти с 20,3 тыс.т в 2007 году до 115,3 тыс.т в 2011 году. Формирование системы ППД начинается с 2011 года, количество нагнетательных скважин на конец периода составило восемь скважин.

За период 2012-2015 гг. по месторождению наблюдается стабилизация уровня добычи нефти (в диапазоне от 2000,9 до 2059,2 тыс. т), обводненность сохраняется в пределах от 77 % до 78 %. Ввиду ухудшения структуры запасов краевых участков объекта ВК_1-3, объем бурения смещается на перспективные зоны тюменской свиты.

В период 2016-2018 гг. отмечается увеличение добычи нефти в результате активного бурения и ввода новых добывающих скважин по эксплуатационным объектам ВК_1-3 и ЮК_2-9. В данный период пробурено и введено в разработку из бурения 219 новых эксплуатационных скважин.

Распределение накопленной и текущей добычи нефти по объектам разработки Ем-Еговского и Пальяновского ЛУ представлено в графическом приложении 4.

Основной объем накопленной закачки воды приходится на объект ВК_1-3 (95,1%), на объекты ЮК₁ и ЮК_2-9 приходится 0,9 % и 4 % соответственно. Распределение накопленных и текущих объемов закачки воды по эксплуатационным объектам на 01.01.2019 приведено в графическом приложении 4.

Наибольшей степенью выработки запасов углеводородного сырья характеризуются объекты ВК

---

_1-3 и ЮК₁. По состоянию на 01.01.2019 по данным объектам отобрано 49,8 % и 63,7 % НИЗ. Выработка запасов продуктивных пластов тюменской свиты незначительна (менее 8%).

Наблюдаемое различие в степени выработки запасов нефти обусловлено как особенностями геологического строения продуктивных пластов, так и спецификой разработки каждого из объектов.

Таким образом, по состоянию на 01.01.2019, основными объектами разработки на Ем-Еговском и Пальяновском ЛУ являются ВК_1-3 и ЮК_2-9, на долю которых приходится 97,4 % текущей и 87,4 % накопленной добычи нефти. Следует отметить, что доля добытой на объекте ЮК_2-9 нефти в период 2016-2018 гг. увеличилась с 22 % до 43 %, что обусловлено интенсивным разбуриванием объекта.

Перспективы развития событий на Ем-Еговской площади связаны с поиском эффективных технологических решений по разработке отложений тюменской свиты и краевых участков пластов викуловской свиты, содержащих значительную часть остаточных извлекаемых запасов нефти месторождения.

---