Анализ эффективности поддержания пластового давления на Вать-Еганском месторождении
Описание работы
Работа пользователя Р. Алимов
ВВЕДЕНИЕ
Перспективы развития нефтяной промышленности как надежной сырьевой базы экономики страны определяются эффективностью проведения геологоразведочных работ, совершенствованием технологий разработки нефтяных месторождений, созданием и применением новых методов повышения нефтеотдачи пластов и новых технологий взаимодействия на систему скважин - пластов.
Основная добыча нефти в настоящее время осуществляется за счёт трудноизвлекаемых запасов, которые сосредоточены, в основном, в следующих залежах.
При этом ожидаемые средние коэффициенты нефтеизвлечения состовляют менее 40 % . Решение проблем повышения эффективности разработки нефтяных месторождений связанны с созданием новых технологий, которые должны способствовать более полному извлечению нефти и, следовательно, стабилизации темпов ее добычи .
Первостепенное значение приобретают методы регулирования разработки месторождений со сложным геологическим строением, вступающих в позднюю её стадию, характеризующуюся высокой обводнённостью продукции скважин. При этом необходимо создавать принципиально новые подходы к процессу разработки, учитывающие особенности извлечения остаточных запасов нефти. Надо активизировать работы по созданию и испытанию новых технологий воздействия на пласт, адаптации апробированных технологий к физико-геологическим условиям конкретных залежей и обеспечить внедрение наиболее эффективных из них.
По месторождениям Когалымского региона среднегодовая обводнённость составила 54,9% при выработанности извлекаемых запасов нефти на 32,9%, что характеризует низкую технологическую эффективность применяемых систем разработки. В последние годы наблюдается снижение темпа падения добычи нефти по переходящему фонду, вызванного начавшимся широким применением различных методов воздействия на пласт.
Таким образом, в условиях прогрессирующего увеличения обводнённости добываемой продукции скважин и низкой выработки извлекаемых запасов нефти всё большее значение приобретают методы повышения нефтеотдачи пластов.
В представленном мною дипломном проекте рассматриваются вопросы поддержания пластового давления на Вать-Еганском нефтяном месторождении с целью повышения нефтеоотдачи. Помимо технологической оценки даётся экономическое и экологическое обоснование возможности эффективного применения систем поддержания пластового давления.
Заключение
Ватьеганское месторождение было открыто в 1971 г., в 1983 г. введено в эксплуатацию. Промышленная нефтеносность установлена в верхнеюрских и нижнемеловых отложениях в интервалах глубин 1922-2864 м. Всего на месторождении выявлено 29 продуктивных пластов.
В настоящее время эксплуатацию месторождения осуществляет ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (лицензия ХМН №00499-НЭ от 22.04.1997 г., срок действия до 31.12.2050 г.; лицензия ХМН №12590-НЭ от 18.08.2004 г., срок действия до 31.12.2042 г.).
Запасы нефти месторождения дважды рассматривались в ГКЗ. Первый подсчет запасов нефти и газа выполнен Тюменской тематической экспедицией Главтюменьгеологии по состоянию на 01.05.1983 года. Работа базировалась на результатах бурения 46 поисково-разведочных скважин. Запасы были утверждены ГКЗ (протокол №9388 от 21.12.1983 г.) по пластам АВ1-2, АВ3, АВ8, БВ1, БВ6-2, БВ7-1, БВ10, Ач2, ЮВ1-1а и составили: геологические – 884593 тыс. т. по категории С1 и 199803 тыс. т. по категории С2; извлекаемые – 348475 тыс. т. по категории С1 и 59137 тыс. т. по категории С2.
Второй пересчет был выполнен по состоянию на 01.01.1999 г. СК «ПетроАльянс» и ЦГМ ПУ «КогалымАСУнефть». К этому времени на месторождении было пробурено 3165 эксплуатационных и 70 разведочных скважин. Выделено 28 продуктивных пластов: АВ0-1, АВ0-2, АВ1-2, АВ3, АВ4, АВ5, АВ6, АВ7-1, АВ7-1а, АВ7-1б, АВ7-2, АВ7-3, АВ7-4, АВ7-6, АВ8-1, АВ8-2а, АВ8-2б, БВ1, БВ2, БВ6-1, БВ6-2, БВ7-1, БВ10, АЧ3-2, АЧ3-3, ЮВ1-0, ЮВ1-1, ЮВ1-2. Запасы утверждены ГКЗ РФ (протокол № 669-дсп от 01.08.2001) и составили: геологические – 917525 тыс. т по категории ВС1 и 85688 тыс. т. по категории С2, извлекаемые – 299284 тыс. т. по категории ВС1 и 20317 по категории С2.
После составления Проекта разработки Ватьеганского месторождения за период 2007-2011 гг. в процессе разбуривания месторождения эксплуатационным фондом скважин и поисково-разведочного бурения, а также проведения детальных сейсморазведочных работ 3Д в северной части лицензионного участка, была получена новая геолого-геофизическая информация, уточняющая геологическое строение продуктивных пластов. Был выделен новый продуктивный пласт АВ7-5. По ряду залежей произошло расширение контуров нефтеносности, увеличение эффективных нефтенасыщенных толщин, получен прирост начальных геологических запасов, в том числе по промышленным категориям. По некоторым залежам, напротив, произошло сокращение контуров нефтеносности и как следствие списание начальных геологических запасов. Прирост запасов по сумме категорий ВС1 и С2 произошел по следующим пластам: АВ3, АВ4, АВ5, АВ6, АВ7-1, АВ7-1а, АВ7-1б, АВ7-2, АВ7-3, АВ7-4, АВ7-5, АВ8-1, БВ6-2, ЮВ1-2. Списание запасов по сумме категорий произошло по пластам АВ1-2, АВ8-2б, БВ1, БВ6-1, ЮВ1-1.
Кроме этого, произошла передача с баланса Ватьеганского лицензионного участка на баланс других лицензионных участков продуктивных площадей-спутников. В результате за счет доразведки, переоценки и передачи с баланса на баланс запасы нефти Ватьеганского месторождения, числящиеся на Госбалансе по состоянию на 1.01.2012 г., несколько отличаются от принятых ГКЗ в 2001 г. По категории ВС1 начальные геологические запасы сократились на 1%, по категории С2 сократились на 25%.
По месторождению имеется 7 проектных документов. В настоящее время разработка месторождения ведется на основании Проекта разработки (протокол ЦКР №2960 от 23.01.2003 г.) и Авторского надзора (протокол ЦКР №3890 от 13.12.2006 г.), составленными СК «ПетроАльянс».
Согласно Проекту разработки на месторождении выделялось четыре основных эксплуатационных объекта (АВ1-3, АВ8, БВ1-2 и ЮВ1) и пять эксплуатационных объектов второй очереди освоения (АВ6-7, БВ6-7, АВ0, АВ4-5 и БВ10+Ач).
В целом по месторождению проектный фонд составляет 4909 скважин. На дату анализа всего пробурено 3785 скважин, проектный фонд реализован на 77%. Реализация проектного фонда объекта АВ1-3 составила 86%, объекта АВ8 – 60%, БВ1-2 – 70% и ЮВ1 – 31%.
По состоянию на 1.07.2011 г. на Ватьеганском месторождении на балансе предприятия числится 3785 скважин. Из них фонд добывающих скважин составляет 2356 ед., нагнетательных – 731, в консервации – 477, контрольно-пьезометрических – 98, ликвидированы – 49, водозаборных – 74. К действующему фонду добывающих и нагнетательных скважин относится 2799 ед., что составляет 73.9%, на бездействующий фонд приходится 7.6% (287 ед.).
Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1991 г. (9041 тыс. т), при темпе отбора от геологических запасов – 1.0%, от НИЗ - 3.1% и текущей обводненности 34.7%. Месторождение находится на третьей стадии разработки.
В 2009-2011 гг. при соответствии фактических дебитов нефти добывающих скважин проектным величинам и несколько меньшем, чем было запланировано, действующем добывающем фонде добыча нефти месторождения соответствовала проектной. С 2010 г. за счет более высоких дебитов действующих скважин добыча жидкости превышает проектный уровень. Обводненность продукции достигла 80.8% при 77.7% по проекту.
Закачка воды на месторождении организована в 1985 году. При соответствии в 2009-2011 гг. величины действующего фонда нагнетательных скважин проектной и большей приемистости нагнетательных скважин закачка за рассматриваемый период также превысила проектный уровень (на 18-25%).
Основные показатели разработки Ватьеганского месторождения в 2009-2011 гг. соответствуют или близки к проектным. Исключение составляют ввод новых скважин и объем эксплуатационного бурения. Существенное отставание по вводу новых скважин в эксплуатацию в значительной степени обусловлено отсутствием в этот период буровых работ и вовлечения в разработку запасов неразбуренных зон в пределах юго-западной части площади объекта, где работы осуществляет ЗАО «ЕГАНОЙЛ». Несвоевременный ввод этих запасов в разработку может привести к негативным последствиям для конечного коэффициента нефтеизвлечения.
В 2010 г. фактическая добыча нефти по месторождению составила 8344.0 тыс. т, что соответствует проектному уровню (8326.6 тыс. т). Добыча жидкости также соответствовала проектной (проект – 45913.8 тыс. т, факт - 45804.0 тыс. т). Обводненность продукции действующего фонда скважин достигла 81.8 % при 81.9 % по проекту.
Некоторое отставание от проекта на конец 2010 г. отмечается по действующему фонду добывающих скважин (2108 ед. при проектной величине 2339 ед., расхождение 9.9%). Дебит жидкости действующего фонда добывающих скважин составил 60.4 т/сут. против 56.8 т/сут. по проекту (расхождение 6.3%). Дебит по нефти выше проектного на 6.8% (10.3 т/сут. - проект, 11.0 т/сут. – факт).
Величина действующего фонда нагнетательных скважин в 2010 г. составила 667 ед., что меньше проектного уровня на 23 ед. Фактическая закачка составила 44470.9 тыс. м3, что соответствует проектному уровню (44807.5 тыс. м3). Средняя приемистость нагнетательных скважин несколько ниже проектной (проект – 193.1 м3/сут., факт – 188.6 м3/сут.).
В целом, месторождение разрабатывается в соответствии с действующим проектным документом.
Рассматриваемый в Авторском надзоре период разработки месторождения (2008-2011 гг.) можно охарактеризовать периодом стабилизации отборов нефти на уровне 8 млн. т. К настоящему времени высокопродуктивная часть запасов уже введена в разработку, поэтому бурение новых скважин проводится в зонах более низкой продуктивности, и ввод новых запасов только компенсирует падение добычи по основному объему вовлеченных запасов.
Всего с января 2010 г. по июнь 2011 г. на добывающих скважинах Ватьеганского месторождения фактически было проведено 1272 скв.-операции, из них 897 скв.-опер. в 2010 г. и 375 скв.-опер. за первое полугодие 2007 г.. Основной объем приходится на перфорационные методы – 293 (23.3%), оптимизацию работы скважинного оборудования – 258 скв.-опер. (20.5%), потокоотклоняющие технологии – 190 опер. (15.1%), ОПЗ – 144 скв.-опер. (11.5%), гидродинамические методы – 134 скв.-опер. (10.7%). В целом по месторождению дополнительная добыча нефти от всех проведенных мероприятий за 2010 г. составила 1119 тыс. т, а за первое полугодие 2011 г. – 223.2 тыс. т.
Разработка основных объектов ведется в соответствии с проектным документом, проектные решения выполняются, текущее состояние разработки оценивается как удовлетворительное.
Основной задачей улучшения состояния разработки представляется локализация текущих запасов с помощью современных методов геолого-гидродинамического моделирования и выработка на этой основе программы мер по регулированию разработки, которую предлагается проводить в направлениях:
- ревизия и восстановление технического состояния фонда скважин;
- увеличение (восстановление) добывных возможностей скважин с низкой продуктивностью (ГРП, ОПЗ, бурение вторых стволов, в т.ч. с горизонтальным окончанием и т.п.), повышение плотности скважин вниз по разрезу объекта (дострелы неохваченных активным дренированием продуктивных пропластков);
- бурение вторых стволов (в т.ч. с горизонтальным окончанием);
- применение потокоотклоняющих технологий с целью выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.
Всего предполагается проведение 837 ГТМ, дополнительная добыча нефти составит 1275.9 тыс. т.
В качестве предложений по совершенствованию системы разработки объекта АВ8, рекомендуется вместо проектных наклонно-направленных скважин на пласт АВ82б в пределах залежи №2 (район скважины 191Р) разместить три горизонтальные скважины.
Для стабилизации уровней добычи нефти и сокращения общих сроков разработки объекта АВ4-5 предлагается в пределах залежи №3 пласта АВ4, характеризующегося значительными размерами, высокими толщинами и ФЕС, разместить 3.дополнительные проектные скважины.
Вследствие изменения контуров нефтеносности залежей объектов АВ1-3, АВ8, ЮВ1 бурение 21 проектной скважины нецелесообразно и рекомендуется к отмене. Уточненный проектный фонд на 1.07.2011 г. составляет 4891 скважину. Оставшийся фонд для бурения - 1175 ед., в т.ч. по объекту АВ1-3 – 343 скважины, АВ8 – 199 ед., БВ1 – 217 ед., ЮВ1 – 413 ед. и 3 скважины на объект АВ4-5.
Расчет прогнозных показателей разработки проведен на три года (в соответствии с требованиями «Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений», Москва, 2007 г.).
Всего за три года предполагается ввод 215 эксплуатационных скважин. Объем эксплуатационного бурения за прогнозный период составит 626 тыс. м.
Объем добычи нефти и жидкости составит:
2012 г. – 8099.0 тыс. т и 47675.3 тыс. т;
2013 г. – 7617.4 тыс. т и 50330.2 тыс. т;
2014 г. – 7270.2 тыс. т и 53774.8 тыс. т.
С целью доизучения геологического строения месторождения и выявления новых залежей принята программа геологоразведочных работ. В качестве основного эффекта от проведения планируемых работ ожидается расширение контуров выявленных и разрабатываемых на данный момент залежей. Перспективными горизонтами являются АВ1-2, БВ1, Ач3-3, ЮВ1-1.
Для успешного выполнения целей и задач комплексного контроля за разработкой месторождения предусматривается проведение следующих видов контроля:
Перспективы развития нефтяной промышленности как надежной сырьевой базы экономики страны определяются эффективностью проведения геологоразведочных работ, совершенствованием технологий разработки нефтяных месторождений, созданием и применением новых методов повышения нефтеотдачи пластов и новых технологий взаимодействия на систему скважин - пластов.
Основная добыча нефти в настоящее время осуществляется за счёт трудноизвлекаемых запасов, которые сосредоточены, в основном, в следующих залежах.
При этом ожидаемые средние коэффициенты нефтеизвлечения состовляют менее 40 % . Решение проблем повышения эффективности разработки нефтяных месторождений связанны с созданием новых технологий, которые должны способствовать более полному извлечению нефти и, следовательно, стабилизации темпов ее добычи .
Первостепенное значение приобретают методы регулирования разработки месторождений со сложным геологическим строением, вступающих в позднюю её стадию, характеризующуюся высокой обводнённостью продукции скважин. При этом необходимо создавать принципиально новые подходы к процессу разработки, учитывающие особенности извлечения остаточных запасов нефти. Надо активизировать работы по созданию и испытанию новых технологий воздействия на пласт, адаптации апробированных технологий к физико-геологическим условиям конкретных залежей и обеспечить внедрение наиболее эффективных из них.
По месторождениям Когалымского региона среднегодовая обводнённость составила 54,9% при выработанности извлекаемых запасов нефти на 32,9%, что характеризует низкую технологическую эффективность применяемых систем разработки. В последние годы наблюдается снижение темпа падения добычи нефти по переходящему фонду, вызванного начавшимся широким применением различных методов воздействия на пласт.
Таким образом, в условиях прогрессирующего увеличения обводнённости добываемой продукции скважин и низкой выработки извлекаемых запасов нефти всё большее значение приобретают методы повышения нефтеотдачи пластов.
В представленном мною дипломном проекте рассматриваются вопросы поддержания пластового давления на Вать-Еганском нефтяном месторождении с целью повышения нефтеоотдачи. Помимо технологической оценки даётся экономическое и экологическое обоснование возможности эффективного применения систем поддержания пластового давления.
Заключение
Ватьеганское месторождение было открыто в 1971 г., в 1983 г. введено в эксплуатацию. Промышленная нефтеносность установлена в верхнеюрских и нижнемеловых отложениях в интервалах глубин 1922-2864 м. Всего на месторождении выявлено 29 продуктивных пластов.
В настоящее время эксплуатацию месторождения осуществляет ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (лицензия ХМН №00499-НЭ от 22.04.1997 г., срок действия до 31.12.2050 г.; лицензия ХМН №12590-НЭ от 18.08.2004 г., срок действия до 31.12.2042 г.).
Запасы нефти месторождения дважды рассматривались в ГКЗ. Первый подсчет запасов нефти и газа выполнен Тюменской тематической экспедицией Главтюменьгеологии по состоянию на 01.05.1983 года. Работа базировалась на результатах бурения 46 поисково-разведочных скважин. Запасы были утверждены ГКЗ (протокол №9388 от 21.12.1983 г.) по пластам АВ1-2, АВ3, АВ8, БВ1, БВ6-2, БВ7-1, БВ10, Ач2, ЮВ1-1а и составили: геологические – 884593 тыс. т. по категории С1 и 199803 тыс. т. по категории С2; извлекаемые – 348475 тыс. т. по категории С1 и 59137 тыс. т. по категории С2.
Второй пересчет был выполнен по состоянию на 01.01.1999 г. СК «ПетроАльянс» и ЦГМ ПУ «КогалымАСУнефть». К этому времени на месторождении было пробурено 3165 эксплуатационных и 70 разведочных скважин. Выделено 28 продуктивных пластов: АВ0-1, АВ0-2, АВ1-2, АВ3, АВ4, АВ5, АВ6, АВ7-1, АВ7-1а, АВ7-1б, АВ7-2, АВ7-3, АВ7-4, АВ7-6, АВ8-1, АВ8-2а, АВ8-2б, БВ1, БВ2, БВ6-1, БВ6-2, БВ7-1, БВ10, АЧ3-2, АЧ3-3, ЮВ1-0, ЮВ1-1, ЮВ1-2. Запасы утверждены ГКЗ РФ (протокол № 669-дсп от 01.08.2001) и составили: геологические – 917525 тыс. т по категории ВС1 и 85688 тыс. т. по категории С2, извлекаемые – 299284 тыс. т. по категории ВС1 и 20317 по категории С2.
После составления Проекта разработки Ватьеганского месторождения за период 2007-2011 гг. в процессе разбуривания месторождения эксплуатационным фондом скважин и поисково-разведочного бурения, а также проведения детальных сейсморазведочных работ 3Д в северной части лицензионного участка, была получена новая геолого-геофизическая информация, уточняющая геологическое строение продуктивных пластов. Был выделен новый продуктивный пласт АВ7-5. По ряду залежей произошло расширение контуров нефтеносности, увеличение эффективных нефтенасыщенных толщин, получен прирост начальных геологических запасов, в том числе по промышленным категориям. По некоторым залежам, напротив, произошло сокращение контуров нефтеносности и как следствие списание начальных геологических запасов. Прирост запасов по сумме категорий ВС1 и С2 произошел по следующим пластам: АВ3, АВ4, АВ5, АВ6, АВ7-1, АВ7-1а, АВ7-1б, АВ7-2, АВ7-3, АВ7-4, АВ7-5, АВ8-1, БВ6-2, ЮВ1-2. Списание запасов по сумме категорий произошло по пластам АВ1-2, АВ8-2б, БВ1, БВ6-1, ЮВ1-1.
Кроме этого, произошла передача с баланса Ватьеганского лицензионного участка на баланс других лицензионных участков продуктивных площадей-спутников. В результате за счет доразведки, переоценки и передачи с баланса на баланс запасы нефти Ватьеганского месторождения, числящиеся на Госбалансе по состоянию на 1.01.2012 г., несколько отличаются от принятых ГКЗ в 2001 г. По категории ВС1 начальные геологические запасы сократились на 1%, по категории С2 сократились на 25%.
По месторождению имеется 7 проектных документов. В настоящее время разработка месторождения ведется на основании Проекта разработки (протокол ЦКР №2960 от 23.01.2003 г.) и Авторского надзора (протокол ЦКР №3890 от 13.12.2006 г.), составленными СК «ПетроАльянс».
Согласно Проекту разработки на месторождении выделялось четыре основных эксплуатационных объекта (АВ1-3, АВ8, БВ1-2 и ЮВ1) и пять эксплуатационных объектов второй очереди освоения (АВ6-7, БВ6-7, АВ0, АВ4-5 и БВ10+Ач).
В целом по месторождению проектный фонд составляет 4909 скважин. На дату анализа всего пробурено 3785 скважин, проектный фонд реализован на 77%. Реализация проектного фонда объекта АВ1-3 составила 86%, объекта АВ8 – 60%, БВ1-2 – 70% и ЮВ1 – 31%.
По состоянию на 1.07.2011 г. на Ватьеганском месторождении на балансе предприятия числится 3785 скважин. Из них фонд добывающих скважин составляет 2356 ед., нагнетательных – 731, в консервации – 477, контрольно-пьезометрических – 98, ликвидированы – 49, водозаборных – 74. К действующему фонду добывающих и нагнетательных скважин относится 2799 ед., что составляет 73.9%, на бездействующий фонд приходится 7.6% (287 ед.).
Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1991 г. (9041 тыс. т), при темпе отбора от геологических запасов – 1.0%, от НИЗ - 3.1% и текущей обводненности 34.7%. Месторождение находится на третьей стадии разработки.
В 2009-2011 гг. при соответствии фактических дебитов нефти добывающих скважин проектным величинам и несколько меньшем, чем было запланировано, действующем добывающем фонде добыча нефти месторождения соответствовала проектной. С 2010 г. за счет более высоких дебитов действующих скважин добыча жидкости превышает проектный уровень. Обводненность продукции достигла 80.8% при 77.7% по проекту.
Закачка воды на месторождении организована в 1985 году. При соответствии в 2009-2011 гг. величины действующего фонда нагнетательных скважин проектной и большей приемистости нагнетательных скважин закачка за рассматриваемый период также превысила проектный уровень (на 18-25%).
Основные показатели разработки Ватьеганского месторождения в 2009-2011 гг. соответствуют или близки к проектным. Исключение составляют ввод новых скважин и объем эксплуатационного бурения. Существенное отставание по вводу новых скважин в эксплуатацию в значительной степени обусловлено отсутствием в этот период буровых работ и вовлечения в разработку запасов неразбуренных зон в пределах юго-западной части площади объекта, где работы осуществляет ЗАО «ЕГАНОЙЛ». Несвоевременный ввод этих запасов в разработку может привести к негативным последствиям для конечного коэффициента нефтеизвлечения.
В 2010 г. фактическая добыча нефти по месторождению составила 8344.0 тыс. т, что соответствует проектному уровню (8326.6 тыс. т). Добыча жидкости также соответствовала проектной (проект – 45913.8 тыс. т, факт - 45804.0 тыс. т). Обводненность продукции действующего фонда скважин достигла 81.8 % при 81.9 % по проекту.
Некоторое отставание от проекта на конец 2010 г. отмечается по действующему фонду добывающих скважин (2108 ед. при проектной величине 2339 ед., расхождение 9.9%). Дебит жидкости действующего фонда добывающих скважин составил 60.4 т/сут. против 56.8 т/сут. по проекту (расхождение 6.3%). Дебит по нефти выше проектного на 6.8% (10.3 т/сут. - проект, 11.0 т/сут. – факт).
Величина действующего фонда нагнетательных скважин в 2010 г. составила 667 ед., что меньше проектного уровня на 23 ед. Фактическая закачка составила 44470.9 тыс. м3, что соответствует проектному уровню (44807.5 тыс. м3). Средняя приемистость нагнетательных скважин несколько ниже проектной (проект – 193.1 м3/сут., факт – 188.6 м3/сут.).
В целом, месторождение разрабатывается в соответствии с действующим проектным документом.
Рассматриваемый в Авторском надзоре период разработки месторождения (2008-2011 гг.) можно охарактеризовать периодом стабилизации отборов нефти на уровне 8 млн. т. К настоящему времени высокопродуктивная часть запасов уже введена в разработку, поэтому бурение новых скважин проводится в зонах более низкой продуктивности, и ввод новых запасов только компенсирует падение добычи по основному объему вовлеченных запасов.
Всего с января 2010 г. по июнь 2011 г. на добывающих скважинах Ватьеганского месторождения фактически было проведено 1272 скв.-операции, из них 897 скв.-опер. в 2010 г. и 375 скв.-опер. за первое полугодие 2007 г.. Основной объем приходится на перфорационные методы – 293 (23.3%), оптимизацию работы скважинного оборудования – 258 скв.-опер. (20.5%), потокоотклоняющие технологии – 190 опер. (15.1%), ОПЗ – 144 скв.-опер. (11.5%), гидродинамические методы – 134 скв.-опер. (10.7%). В целом по месторождению дополнительная добыча нефти от всех проведенных мероприятий за 2010 г. составила 1119 тыс. т, а за первое полугодие 2011 г. – 223.2 тыс. т.
Разработка основных объектов ведется в соответствии с проектным документом, проектные решения выполняются, текущее состояние разработки оценивается как удовлетворительное.
Основной задачей улучшения состояния разработки представляется локализация текущих запасов с помощью современных методов геолого-гидродинамического моделирования и выработка на этой основе программы мер по регулированию разработки, которую предлагается проводить в направлениях:
- ревизия и восстановление технического состояния фонда скважин;
- увеличение (восстановление) добывных возможностей скважин с низкой продуктивностью (ГРП, ОПЗ, бурение вторых стволов, в т.ч. с горизонтальным окончанием и т.п.), повышение плотности скважин вниз по разрезу объекта (дострелы неохваченных активным дренированием продуктивных пропластков);
- бурение вторых стволов (в т.ч. с горизонтальным окончанием);
- применение потокоотклоняющих технологий с целью выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.
Всего предполагается проведение 837 ГТМ, дополнительная добыча нефти составит 1275.9 тыс. т.
В качестве предложений по совершенствованию системы разработки объекта АВ8, рекомендуется вместо проектных наклонно-направленных скважин на пласт АВ82б в пределах залежи №2 (район скважины 191Р) разместить три горизонтальные скважины.
Для стабилизации уровней добычи нефти и сокращения общих сроков разработки объекта АВ4-5 предлагается в пределах залежи №3 пласта АВ4, характеризующегося значительными размерами, высокими толщинами и ФЕС, разместить 3.дополнительные проектные скважины.
Вследствие изменения контуров нефтеносности залежей объектов АВ1-3, АВ8, ЮВ1 бурение 21 проектной скважины нецелесообразно и рекомендуется к отмене. Уточненный проектный фонд на 1.07.2011 г. составляет 4891 скважину. Оставшийся фонд для бурения - 1175 ед., в т.ч. по объекту АВ1-3 – 343 скважины, АВ8 – 199 ед., БВ1 – 217 ед., ЮВ1 – 413 ед. и 3 скважины на объект АВ4-5.
Расчет прогнозных показателей разработки проведен на три года (в соответствии с требованиями «Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений», Москва, 2007 г.).
Всего за три года предполагается ввод 215 эксплуатационных скважин. Объем эксплуатационного бурения за прогнозный период составит 626 тыс. м.
Объем добычи нефти и жидкости составит:
2012 г. – 8099.0 тыс. т и 47675.3 тыс. т;
2013 г. – 7617.4 тыс. т и 50330.2 тыс. т;
2014 г. – 7270.2 тыс. т и 53774.8 тыс. т.
С целью доизучения геологического строения месторождения и выявления новых залежей принята программа геологоразведочных работ. В качестве основного эффекта от проведения планируемых работ ожидается расширение контуров выявленных и разрабатываемых на данный момент залежей. Перспективными горизонтами являются АВ1-2, БВ1, Ач3-3, ЮВ1-1.
Для успешного выполнения целей и задач комплексного контроля за разработкой месторождения предусматривается проведение следующих видов контроля:
- контроль за освоением, техническим состоянием скважин и технологическими режимами их работы;
- контроль физико-химических параметров попутно добываемой и закачиваемой воды;
- контроль за энергетическим состоянием залежи;
- определение гидродинамических параметров пласта, скважин и оценка их добывных возможностей;
- контроль за направлением и скоростью фильтрационных потоков;
- оценка степени и характера обводнения пластов и выработка запасов;
- контроль эффективности мероприятий по воздействию на пласт и его призабойную зону.
