АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ВЫИНТОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В административном отношении Выинтойское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Югры Тюменской области, расположено на территории с хорошо развитой инфраструктурой. Ближайшими крупными населенными пунктами являются г. Когалым – находится в 80 км, г. Нижневартовск – 200 км, г. Сургут – 190 км, г. Ноябрьск – 34 км. Ближайшими месторождениями являются Пограничное, Южно-Выинтойское, Повховское, Западно-Котухтинское.

На Выинтойском месторождении промышленная нефтеносность связана с верхнеюрскими и нижнемеловыми отложениями, в которых выявлено 11 продуктивных пластов: БВ₄¹, БВ₅¹, БВ₅², Ач₁¹, Ач₁², Ач₂¹, Ач₂², Ач₃^2-1, Ач₃^2-2, ЮВ₁^1-1, ЮВ₁^1-2, содержащих 25 залежей нефти.

В отложениях Ачимовской толщи выявлена продуктивность шести пластов - Ач₁¹, Ач₁², Ач₂¹, Ач₂², Ач₃ ^2-1, Ач₃ ^2-2 (11 залежей нефти), которые стратиграфически привязаны к мегионской свите. Основным продуктивным объектом является пласт Ач₁².

Основным объектом разработки является объект Ач_1-3, на его долю приходится 75 % геологических запасов нефти категории ВС₁. На долю объекта БВ_4-5 приходится 14 %, на объект ЮВ₁ – 11 % геологических запасов промышленных категорий месторождения (таблица 1, рисунок 1).

Рисунок 1. Степень выработки запасов по объектам

Таблица 1

Технологические показатели разработки по состоянию на 01.01.2014 г.

С начала разработки месторождения добыто 710,8 тыс.т нефти (12,8 % от НИЗ) и 806,1 тыс.т жидкости, ВНФ составил 0,17, текущий КИН – 0,042, при утвержденном 0,328. Остаточные извлекаемые запасы категории ВС₁ - 4841 тыс. т.

За 2013 год на месторождении добыто нефти 121,6 тыс.т, что на данный момент является историческим максимумом. Темп отбора от НИЗ составил 2,2 %, темп отбора от ТИЗ – 2,5 %. Жидкости добыто 148,5 тыс.т, средняя обводненность продукции 18,2 %, средний дебит по нефти – 16,4 т/сут, по жидкости – 20,1 т/сут.

В 2013 году добыча нефти по сравнению с 2012 годом выросла почти в два раза (на 53,5 тыс.т), за счет ввода пяти новых добывающих скважин (из них три – горизонтальные), средний дебит нефти добывающих скважин вырос с 8,9 до 16,4 т/сут при неизменном показателе обводненности.

В целом по месторождению суточная добыча нефти по сравнению с началом года выросла на 184,7 т/сут и составляет 374,7 т/сут. Суточная добыча по старым скважинам относительно начала года выросла на 21,3 т/сут, но в первой половине года в динамике показателей отмечались значительные колебания, показатели по вновь введенным скважинам в течение года характеризуются более стабильными значениями (рисунок 2).

Рисунок 2. Динамика изменения суточной добычи

Система поддержания пластового давления месторождения реализуется с 2006 г. на объекте Ач_1-3. Накопленная закачка на 01.01.2014 г. составила 1420 тыс.м³. Текущая компенсация превысила 100 % уже на третий год формирования системы, в 2013 году текущая компенсация составила 135,2 %, накопленная - 120,8 %. Для системы ППД используются воды апт-альб-сеноманского комплекса (пласт ПК₁), отбор воды осуществляется пятью водозаборными скважинами.

Текущее состояние разработки объекта Ач_1-3

Объект содержит 75,2 % начальных геологических и 77 % начальных извлекаемых запасов нефти месторождения, доля в накопленной добыче – 98,2 %. Объект является основным по запасам объектом месторождения и в настоящее время единственным разрабатываемым.

Объект объединяет шесть пластов: Ач₁¹, Ач₁², Ач₂¹, Ач₂², Ач₃^2-1 и Ач₃^2-2, основным по запасам и добыче является пласт Ач₁² (81,5 % НИЗ и 99 % накопленной добычи нефти).

Первые две добывающие скважины, скв.301 (301Ц) и 301Б, запущены в работу на объекте в 2002 году, были остановлены одна через шесть, другая через 12 дней эксплуатации из-за слабых притоков (дебит жидкости менее 2 т/сут).

Разработка объекта начата в марте-апреле 2004 года после вывода из консервации скважин 301Б и 154Р. Скважины на объекте вводятся в добычу с применением технологий ГРП. Запущены с входными дебитами по нефти около 30 т/сут и обводненностью менее 1,5 %, всего в этот в этот год скважинами было добыто 12,6 тыс.т нефти,  жидкости – 12,9 тыс.т.

В 2006 году, согласно «Проекту пробной эксплуатации первоочередного участка ачимовских отложений Выинтойского месторождения» началось разбуривание участка в районе скв. 154Р. В 2007 году пробурены первые скважины в районе скв. 301Б. Действующий добывающий фонд за два года увеличился с 5 до 28 скважин. В этот же период начато формирование системы ППД, под закачку освоены пять скважин. Добыча нефти за период выросла с 42,7 до 69,7 тыс.т, обводненность увеличилась до 11,1 %.

В последующие два года продолжается рост уровней добычи нефти за счет ввода новых скважин, действующий добывающий фонд объекта в этот период достигает максимальных за историю значений - 32 скважины в 2008 году, 29 – в 2009 году. Средние дебиты жидкости остаются на уровне предыдущего периода, дебит нефти немного увеличился при снижении обводненности на 3,1 %. Добыча нефти в 2009 году достигла 100,7 тыс.т, жидкости – 109,5 тыс.т, обводненность составила 8 %.

Период 2010-2012 годов характеризуется снижением уровней добычи нефти с 92,2 до 68,1 тыс.т, сокращением действующего добывающего фонда до 23 скважин, снижением дебитов нефти до 8,9 т/сут и ростом обводненности до 18,4 %. Бурения новых скважин на объекте не проводилось.

В 2013 году на объекте возобновлено эксплуатационное бурение. В результате ввода скважин действующий добывающий фонд увеличился до 27 скважин, нагнетательный до шести. Добыча нефти по объекту превысила добычу предыдущего года в 1,8 раза и составила 121,6 тыс.т, жидкости добыто 148,5 тыс.т, средняя обводненность составила 18,2 %. Годовой объем закачки составил 327,7 тыс.м³, текущая компенсация 135,2 %.

Всего в 2013 году на объекте введено в эксплуатацию пять новых добывающих скважин - три горизонтальные и две наклонно-направленные. Скважины 613Г, 634Г и 618 введены в первой половине года, скважины 612Г и 4227 запущены в работу в четвертом квартале. Все горизонтальные скважины запущены с МГРП.

Всего за истекший год скважинами нового бурения добыто 48,7 тыс.т нефти, из них 37,1 тыс.т (76,2 %) приходится на скважину 613Г, запущенную в апреле 2013 года, пр фонтанном способе эксплуатации входные показатели составили: дебит нефти – 264,5 т/сут, жидкости – 281,9 т/сут, обводненность – 6,2 %. Скважина 634Г запущена вконце июня с показателями: дебит нефти – 47 т/сут, жидкости – 77,6 т/сут, обводненность – 39,4 %. Скважина 618 после двух месяцев отработки на нефть, переведена под нагнетание.

Скважина 612Г за три месяца работы добыла 3,6 тыс.т нефти, жидкости - 4,9 тыс.т при средней обводненности 25,6 %, средние входные дебиты составили 47,7 т/сут нефти и 66,9 т/сут жидкости. Скважина 4227 пробурена на пласт Ач₃², на дату анализа в работе находилась два дня.

Всего на 01.01.2014 г. по объекту добыто 697,9 тыс.т нефти и 788,9 тыс.т жидкости, накопленный ВНФ – 0,1, в продуктивный пласт закачано 1420 тыс.м³ воды, накопленный отбор жидкости компенсирован закачкой на 123,1 %.

Начальное пластовое давление 29,6 МПа, давление насыщения – 11,6 МПа. Текущее пластовое давление в среднем по объекту составляет 27,5 МПа, в зоне отбора 23,3 МПа, снижено на 6,3 МПа (21,3 %). Из 25 действующих скважин добывающего фонда только 5 скважин (20 %) обеспечивается ППД в достаточной степени, 17 скважин (68 %) обеспечены частично и 3 скважины (12 %) эксплуатируются без поддержания пластового давления. Энергетическое состояние объекта в целом нельзя считать удовлетворительным.

Таким образом, в целом месторождение находится на начальной стадии разработки. Для освоения запасов Выинтойского месторождения необходимо возобновить эксплуатационное бурение.

Список литературы:

1. «Пересчет запасов нефти, растворенного газа и сопутствующих компонентов Выинтойского месторождения», исполнитель - НПЦ ОАО «РИТЭК (протокол ГКЗ РФ № 1960 от 03.07.2009 г.).
2. «Технологическая схема разработки Выинтойского месторождения», исполнитель - НПЦ ОАО «РИТЭК (протокол ЦКР Роснедра № 4775 от 16.12.2009 г.)
3. «Дополнение к технологической схеме разработки Выинтойского месторождения», исполнитель - филиал ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени (протокол ТО ЦКР Роснедра № 1402 от 31.07.2012 г.).