Шаимский нефтегазоносный район - один из старейших нефтегазодобывающих районов Западной Сибири [1]. Залежи нефти и газа в Шаимском НГР приурочены к трем продуктивным комплексам - келловей-верхнеюрскому (вогулкинской толще), среднеюрскому (тюменской свите) и доюрскому (трещиноватым породам фундамента и его коре выветривания).
Основная добыча нефти в настоящее время обеспечена из месторождений, находящихся в стадии падающей добычи нефти и характеризующихся высокой степенью разбуренности проектного фонда скважин, выработкой запасов основных высокопродуктивных пластов и высокой обводненностью добываемой продукции [2-5]. Однако, несмотря на это, месторождения, находящиеся в стадиях поздней и падающей добычи, будут в дальнейшем играть определяющую роль в динамике добычи нефти по районную.
По шести месторождениям отбор от НИЗ составил 73- 96% при обводненности продукции 86-96% (Трехозерное, Мортымья-Тетеевское, Северо-Даниловское, Мулымьинское, Даниловское, Толумское). По четырем месорождениям отбор от НИЗ составил 47-68% при обводненности 70-89% (Убинское, Лазаревское, Филипповское, Ловинское). По остальным шести (Узбекское, Шушминское, Мансингьянское, Яхлинское, Сыморьяхское, Тальниковое) отбор от НИЗ не превышает 30%, в том числе по последним трем месторождениям - не более 4%.
Сделанные выводы по анализу разработки свидетельствуют о том, что дальнейшее поддержание уровней добычи возможно только с активным вовлечением в разработку трудноизвлекаемых запасов и поиском методов повышений нефтеотдачи по уже выработанным месторождения, при этом основная доля запасов сосредоточена в пластах тюменской свиты. Для поиска решений по поддержанию уровней добычи необходимо проанализировать существующее состояние выработки запасов нефти.
Рассматриваемое нефтяное месторождение расположено в Советском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской обл., в 110 км к северу от г. Урай.
Месторождение расположено в районе с развитой инфраструктурой.
Ближайшими месторождениями с разведанными и утвержденными в ГКЗ запасами являются: Ловинское, расположенное восточнее, и Шушминское, расположенное западнее месторождения, рисунок 1.
Рисунок 1 – Обзорная карта района
Месторождение относится к Шаимскому нефтегазоносному району Приуральской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
Месторождение в тектоническом отношении приурочено к структуре I порядка – Верхне-Кондинской зоне прогибов Приуральской моноклизы. Практически вся площадь месторождения приурочена непосредственно к Навскому валу, осложненному пятью локальными поднятиями III порядка: Навское, Сыморьинское, Триюртинское, Галлейское и Стариковское.
Промышленная нефтеносность на месторождении связана с тюменской свитой (J2tm тюменские пласты Т1, Т2 и Т3) среднеюрских отложений (рисунок 2).
Рисунок 2 – Сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения
Нефтяное месторождение открыто в 1986 году, в эксплуатацию введено в 1996 году.
По состоянию на 01.01.2017 г. добыча нефти ведется из трех пластов Т1, Т2 и Т3 объединенных в один эксплуатационный объект Т1-3.
По состоянию на 01.01.2017 г. эксплуатационный фонд составляет 382 скважины, в т. ч. 277 добывающих (209 действующих, 11 бездействующих, 20 в консервации, пять пьезометрических, 32 ликвидированные), 99 нагнетательных (83 действующих, две бездействующие, 14 в консервации), 6 водозаборных (две действующих, четыре бездействующих).
Проектный фонд по состоянию на 1.01.2017 г. реализован на 66 %.
Месторождение находится на стадии стабилизации добычи нефти, которая включает в себя период 2012-2016 гг. (рисунок 3). Ввод новых скважин не полностью компенсировал снижение добычи нефти по переходящему фонду. В 2012-2014 годах годовые уровни составляли 92 и 83 % от достигнутого максимума, соответственно. В период 2015 – 2016 гг. отмечается более сильное снижение добычи нефти относительно достигнутого максимума (добыча составила 75 и 64 % от максимальной) что связано со снижением объемов бурения и низкими дебитами новых скважин (входной дебит нефти 3,6 т/сут в 2015 году). Поскольку месторождение разбурено не полностью, имеется потенциал для дальнейшего роста и стабилизации добычи нефти на месторождении.
Максимальный уровень добычи нефти в 2007 году составил 475,9 тыс.т при отборе от НИЗ 13,2 %, обводненности 69,7 %, дебитом нефти 9,1 т/сут и действующем добывающем фонде 147 скважин.
Рисунок 3 – Динамика основных технологических показателей разработки.
С начала разработки на месторождении добыто 6603,7 тыс.т нефти и 26760,6 тыс.т жидкости. Отбор от начальных извлекаемых запасов по промышленным категориям АВ1 составил 31,0 %, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,077. Остаточные извлекаемые запасы оцениваются в 14902 тыс.т. Кратность запасов – 44 года.
В 2016 г. добыча нефти по месторождению составила 337,1 тыс.т, что на 4,5 % ниже проектной величины – 553,1 тыс.т. Добыча жидкости – 2231,4 тыс.т, выше проектного показателя - 2132,4 тыс.т (расхождение – 4,6 %). Фактическая обводненность составила 84,9 % (по проекту 83,4 %). Фактический дебит нефти – 4,5 т/сут ниже проектного - 4,7 т/сут, жидкости – 116,9 т/сут на 29,6 % превышает проектный – 28,4 т/сут (рисунок 4 - 5).
В проектный период (2015–2016 гг.) отклонения фактической добычи нефти от проектного уровня по месторождению в целом не превышали допустимых (± 30 %)
Промыслово-геофизические исследования с целью определения профиля притока и поглощения с начала разработки (1997 г.) проведены в 289 скважинах, в т.ч. в 190 добывающих и в 38 нагнетательных, 61 скважина исследована как на профиль притока, так и на профиль приёмистости. С учётом повторных, в целом проведено 912 исследований по определению профиля притока / приёмистости.
Программа по геолого-технологическим мероприятиям, направленным на увеличение коэффициента нефтеизвлечения, полностью выполнена
В области бурения реализовано - одна разведочная и 9 эксплуатационных скважин, в том числе 5 нагнетательных
За проектный период 2015 – 2016 гг. выполнено 122 ГТМ при проекте 126. В том числе 35 операций ГРП (при запланированных 32), дополнительная добыча от проведения мероприятия составила 24,3 тыс.т (по проекту – 23,1 тыс.т), 45 операции ОПЗ (при запланированных 53), дополнительная добыча составила 10,3 тыс.т (по проекту – 13,8 тыс.т).
Предусмотренные программой специальные исследования керна не осуществлялись – в связи с отсутствием в планах ГРР.
В текущем 2016 г. закачка воды составила 2218,1 тыс. м3, что ниже проектной 2563,2 тыс. м3 на 13,5 %, накопленная компенсация ниже проектной и составляет
73,3 % (по проекту – 75,8 %).
По состоянию на 1.01.2017 г. текущее пластовое давление в среднем по залежам 19,4 МПа, что ниже начального пластового на 1,2 МПа (начальное – 20,6 МПа).
Рисунок 4 – Карта текущего состояния разработки на 01.01.2017 г. Объект Т1-3. Центральная залежь
Рисунок 5 – Карта текущего состояния разработки на 01.01.2017 г. Объект Т1-3. Южная залежь