АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НА РОДНИКОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Анализ процесса разработки месторождения проводится с целью углубленной проработки отдельных вопросов, направленных на совершенствование систем разработки, повышение их эффективности и увеличения нефтеотдачи, обобщение опыта разработки и формирование прогнозов дебитов скважин и состояния объектов разработки.

Таким образом, основными задачами настоящей работы являются:

- анализ эксплуатации основных объектов разработки;

- анализ эксплуатации горизонтальных скважин объекта ЮС₂;

- анализ результатов применения методов увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.

В административном отношении Родниковое месторождение находится на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 62 км к северо-востоку от города Сургута. Разработку Родникового месторождения ведет нефтегазодобывающее управление ”Комсомольскнефть” ОАО ”Сургутнефтегаз”.

Родниковая площадь по разным стратиграфическим подразделением относятся к разным фациальным зонам Западно-сибирской низменности: по палеологенным отложениям - к Центральной фациальной зоне, по верхнемеловым - к Вартовско-Надымскому району, по нижнемеловым к Сургутскому подрайону Сургутско-Нижневартовского района, по юрским образованиям – к Пурпейско-Васюганскому району.

Родниковое месторождение приурочено к целой группе поднятий: Родниковое, Северо-Родниковое, Северо-Еловое, Еланское, Холмское.

Нефтенасыщенными в разрезе Родникового месторождения являются осадки Тюменской (горизонт ЮС₂) и Васюганской свит среднего и верхнего отделов юрской системы (горизонт ЮС₁), а так же отложения Мегионской свиты нижнего мела (горизонт БС₁₂, пласт БС₁₁, горизонт БС₁₀), сложенные песчано-алевролитовыми породами, перекрывающимися и подстилающимися глинистыми пачками.

Максимальные проектные уровни (запасы категорий B+Ci):

• добычи нефти, тыс. т 769.6 (2017 год),
• добычи жидкости, тыс. т 10274 (2028 год),
• добычи растворенного газа, млн. м³ 44.8 (2017 год) закачки воды, тыс. м³ 10454 (2028год);

Выделение шести эксплуатационных объектов: БС₁₀⁰, БС₁₀¹, БС₁₁³, БС₁₂^1-3; ЮС₁ и ЮС₂.

Общий фонд скважин всего (запасы категорий B+Ci) - 1898, в том числе: добывающих - 1131 (из них 6 ГС), нагнетательных - 713, наблюдательных -19, водозаборных - 35. Способ эксплуатации скважин механизированный (ЭЦН, ШГН). Давление на устье нагнетательных скважин 15-18 МПа.

Технологические показатели на полное развитие месторождения (запасы нефти категорий ВС1С2):

• добыча нефти, тыс. т. 1255 (2031год),
• добычи жидкости, тыс.т. 13412 )2035 год),
• добыча растворенного газа, млн.м³ 71.1 (2031год),
• закачка воды, тыс.т 14389 (2035 год),

Общий фонд скважин всего (запасы категорий В+С1+С2) - 2417, в том числе: добывающих - 1477 (из них 6 ГС), нагнетательных - 886, наблюдательных -19, водозаборных - 35.

Проведение исследовательских работ (в том числе доразведки) в соответствии с программой. Мероприятия по доразведке корректировать в соответствии с ежегодными программами недропользователя.

2. ОАО «Сургутнефтегаз»:

• с целью оценки текущего насыщения краевых зон пласта БС₁₂^1'3 проводить детальные геофизические исследования в интервале пласта при бурении скважин на объект ЮС2;
• обеспечить выполнение программы исследовательских работ;
• обеспечить научное сопровождение разработки месторождения.

В настоящей работе анализ текущего состояния разработки Родникового месторождения в целом и отдельных эксплуатационных объектов выполнен по состоянию на 1 января 2011 года.

Утверждённый проектный фонд Родникового месторождения составляет:

запасы категорий В+С1 всего - 1898 скважин, в том числе: добывающих - 1131, нагнетательных - 713, наблюдательных - 19, водозаборных - 35;

запасы категорий B+C-i+Сг всего - 2417 скважин, в том числе: добывающих - 1477, нагнетательных - 886, наблюдательных - 19, водозаборных -35.

Таким образом, в целом по месторождению проектный фонд (запасы категорий B+C-i) реализован на 81 % (без учёта мероприятий по переводу скважин с объекта на объект), за проектный период (2010 г.) пробурено 29 скважин или около 8 % проектного фонда для бурения.

Родниковое месторождение введено в разработку в 1986 году. Накопленная добыча нефти составляет 36577 тыс.т., текущая обводнённость - 93.2 %. В 2010 году текущий КИН равен 0.204, при проектном КИН - 0.313. Текущие извлекаемые запасы составляют 19645 тыс.т., кратность запасов - 25 лет.

В разработку введено пять эксплуатационных объектов: основной объект БС₁₂^1-3 (с 1986 года), БС₁₀ (с 1994 года), БС₁₁ (с 1995 года), ЮС₁ (с 1995 года), объект ОПР ЮС₂ (с 2001 года).

За анализируемый период месторождение разрабатывалось в соответствии с утверждёнными проектными решениями, определёнными в «Дополнении к проекту разработки Родникового месторождения» (протокол ЦКР Роснедр по УВС от 17.06.2010 №4855).

В целом по Родниковому месторождению за 2010 год основные фактические показатели разработки соответствовали проектным.

Фактическая добыча нефти за 2017 год составила 795.2 тыс.т. при проектной - 769.6 тыс.т., фактическая добыча жидкости - 11727 тыс.т. при проектной - 9945 тыс.т., фактическая закачка воды - 12360 тыс. м³ при проектной - 10404 тыс. м³. По объекту ЮС₂ фактическая добыча нефти составила 416 тыс.т. при проектной - 333 тыс.т. вследствие более высоких эксплуатационного бурения.

За проектный период введено из бурения 29 скважин (проект - 25 скважин). Проведена зарезка БГС в 6 скважинах (проект - 10). По состоянию на 01.01.2011 фактический эксплуатационный фонд составляет 985 скважин при проектном - 880 скважин.

Увеличение добычи жидкости произошло вследствие того, что действующий фонд добывающих скважин выше проектного на 8 % - 556 скважин при проектном - 516. Фактический дебит нефти составил 4.2 т./сут. при проектном - 4.6 т./сут., фактический дебит жидкости находится на уровне проектного и составляет 62.4 т./сут. при проектном - 59.0 т./сут. Фактическая обводнённость составила 93.2 % при проектной - 92.3 %.

Действующий фонд нагнетательных скважин выше проектного на 18 % - 429 скважин при проектном - 364. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой воды соответствует проектной и составляет 103 %.

Ожидаемая добыча нефти в 2011 составит 773.4 тыс.т., что соответствует проектной - 729.0 тыс.т., добыча жидкости - 11308 тыс.т. при проектной - 9259 тыс.т. Фактическая динамика дебитов нефти, жидкости, обводнённости и фонд добывающих и нагнетательных скважин близки к проектным.

Список литературы:

1. Отчёт о научно-исследовательской работе "Проект разработки Родникового месторождения", Главтюменьнефтегаз, СибНИИНП, Тюмень 1985.
2. Авторский надзор за разработкой месторождений объединения СНГ, СибНИИНП, Тюмень 1988г.
3. Отчет о научно-исследовательской работе "Авторский надзор за разработкой Родникового месторождения", Тюмень 2004 год.
4. Годовой отчёт отдела разработки НГДУ "Комсомольскнефть" за 2009-2010 гг. Архивный материал.
5. Отчёт отдела разработки НГДУ " Комсомольскнефть ", "Эффективность ГТМ" (документ по группам ГТМ), 2007-2014гг.
6. Отчёт отдела разработки НГДУ " Комсомольскнефть ", "Результаты ГТМ отчётного, IV квартала прошлого года и прошлых лет", 2014г.