Месторождение разрабатывается с 1978 года. Промышленная нефтеносность связана с терригенными отложениями горизонта Ю1 верхнеюрского возраста [1,2]. Объект Ю11+2 характеризуется хорошими коллекторскими свойствами, а так же высокой степенью неоднородности [3,4,5]. В настоящее время месторождение находится на завершающей (четвертой) стадии разработки.
За весь период разработки месторождения накопленная добыча нефти составила 5819 тыс. т, жидкости – 15614 тыс. т. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,324. Текущее пластовое давление практически равно начальному (26,1 МПа). Накопленная закачка воды составляет 19044 тыс. м3. Накопленная и текущая компенсация отбора равна 102,1 % и 102,3 % соответственно.
За 2016 год на месторождении добыто 16,8 тыс. т нефти и 186,1 тыс. т жидкости. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов составил 8,2 %. Среднесуточный дебит действующих скважин по нефти составил 8,7 т/сут, по жидкости – 96,2 т/сут.
Текущие извлекаемые запасы оцениваются в объеме (А+В1) 201 тыс. т. Кратность запасов составляет 12 лет. Динамика основных технологических показателей разработки месторождения представлена на рисунке 1.
Рисунок 1 - Динамика основных показателей разработки месторождения
Большая часть добытой нефти приходится на Томскую область и составляет 3319 тыс.т (57 %) от всей добычи по месторождению. Нетипичная динамика добычи связана с поздним вводом в разработку разведанных запасов нефти северной части Западной залежи, где пласт характеризуется большей продуктивностью.
Невысокие темпы разбуривания объекта обеспечили выход добычи нефти в 1986 году на уровень 546,7 тыс. т., который был достигнут при работе 64 добывающих скважин, и обводненности продукции – 39,7 %. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 9 %.
Последующее интенсивное снижение годовой добычи нефти, в основном, обусловлено обводнением скважин южной и центральной частей залежи. В конце 2002 г. из-за коррозии и дальнейшего демонтажа системы нефтесбора остановлена разработка Восточной залежи, в период с 2005-2008 гг. остановлена разработка Западной залежи. Система ППД на месторождении не функционировала с 2002 года, это произошло в результате выхода из строя напорного нефтепровода, и водовод высокого давления стал использоваться в качестве основной нефтяной артерии.
По состоянию на 01.01.2017 г. отобрано 5819 тыс. т нефти или 96,7 % от начальных извлекаемых запасов, текущий КИН – 0,324, текущая обводненность продукции скважин – 91 %. Накопленный отбор жидкости составил 15614 тыс. т. С начала разработки закачано 19044 тыс. м3 воды, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составляет 102,1 % (таблица 1). Кара накопленных отборов месторождения на 01.01.2017 г. представлена на рисунке 2.
Распределение добычи нефти и жидкости по способам эксплуатации приводится в таблице 2 и на рисунке 3.
Таблица 1 - Основные показатели состояния разработки месторождения
|
№ п/п |
Основные показатели разработки |
Месторождение в целом |
|
1 |
Год ввода в разработку |
1978 |
|
2 |
Текущая добыча нефти, тыс.т/год |
16,8 |
|
3 |
Накопленная добыча нефти, тыс.т |
5819 |
|
4 |
Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН), доли ед. |
0,324 |
|
Утвержденный КИН, доли ед. |
0,335 |
|
|
5 |
Годовая добыча жидкости, тыс.т/год |
186,1 |
|
Накопленная добыча жидкости, тыс.т |
15614 |
|
|
Обводнённость, % |
91 |
|
|
Водонефтяной фактор, т/т |
10,1 |
|
|
Накопленный водонефтяной фактор, т/т |
1,7 |
|
|
6 |
Фонд добывающих скважин |
6 |
|
Действующий фонд добывающих скважин |
5 |
|
|
Действующий фонд нагнетательных скважин |
4 |
|
|
7 |
Средний дебит нефти, т/сут |
8,7 |
|
Средний дебит жидкости, т/сут |
96,2 |
|
|
Средняя приемистость скважины, м3/сут |
141,4 |
|
|
8 |
Годовая закачка воды, тыс.м3/год |
193,3 |
|
Накопленная закачка воды, тыс.м3 |
19044 |
|
|
Годовая компенсация отборов жидкости закачкой воды, % |
102,3 |
|
|
Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды, % |
102,1 |
|
|
9 |
Добыча попутного газа, млн.м3/сут |
0,98 |
Рисунок 2 - Карта накопленных отборов на 01.01.2017 год
Таблица 2 - Распределение накопленных отборов нефти по способам эксплуатации на 01.01.2017 г.
|
№ п/п |
Показатели |
Способ эксплуатации |
Всего |
||||
|
Фонтан |
ЭЦН |
ШГН |
РЭД |
СН |
|||
|
1 |
Количество скважин, ед |
95 |
72 |
94 |
7 |
2 |
133 |
|
2 |
Накопленная нефть, тыс.т |
1370 |
2816 |
1460 |
160 |
13 |
5819 |
|
3 |
Накопленная жидкость, тыс.т |
1542 |
9712 |
3734 |
358 |
269 |
15614 |
|
4 |
Обводненность с начала разработки, % |
11,2 |
71,0 |
60,9 |
55,3 |
95,1 |
62,7 |
Рисунок 3 - Распределение накопленной добычи нефти по способам эксплуатации на 01.01.2017 г.
Основной объем добычи нефти (4449,4 тыс. т – 76,5 %) получен механизированным способом, причем 63,3 % (2816,4 тыс. т) механизированной добычи обеспечено скважинами, оборудованными ЭЦН. Фонтанным способом добыто 1369,7 тыс. т или 23,5 % от суммарного отбора по месторождению.
На рисунке 4 приведено распределение добычи нефти по способам эксплуатации в динамике. Фонтанный способ эксплуатации был преобладающим в период разбуривания месторождения, затем доля данного способа уменьшалась, с 1985 года происходит резкое падение добычи фонтанным способом с 165 тыс.т до 0,3 тыс.т, в 1988 году.
Рисунок 4 - Распределение добычи нефти по способам эксплуатации в динамике
Пик добычи нефти ШГН (220,07 тыс. т) пришелся на 1982 год, всего за период разработки данным способом эксплуатировалось 94 скважины. С 2004 года ШГН не применяется.
Максимальный уровень добычи нефти ЭЦН (377,5 тыс. т) приходится на 1986 год – год максимальной добычи нефти по месторождению (546,7 тыс. т). В 2014-2016 гг. доля нефти добытая с помощью ЭЦН составляет более 95 % .
За время разработки месторождения в добыче нефти участвовало 133 скважины. По состоянию на 01.01.2017 г. средний отбор нефти на 1 скважину, участвовавшую в добыче, составляет 43,8 тыс. т, в том числе по способам эксплуатации: ЭЦН – 39,1 тыс. т, ШГН – 15,5 тыс. т, РЭД – 22,9 тыс. т, СН – 6,6 тыс.т, средняя накопленная добыча фонтанных скважин – 14,4 тыс. т.
Распределение пробуренного фонда по накопленным отборам нефти представлено на рисунке 5. В эксплуатационном фонде на 01.01.2017 г. находится 11 скважин. Проектный уровень отбора нефти (45,2 тыс.т) достигнут по 45 скважинам.
Рисунок 5 - Распределение фонда скважин по накопленным отборам нефти на 01.01.2017 г.
Остаточные извлекаемые запасы нефти по месторождению на 01.01.2017 г. равны 201 тыс. т. Таким образом, для достижения утвержденного коэффициента нефтеизвлечения (0,335 д.ед.) из каждой добывающей скважины, находящейся в эксплуатационном фонде, необходимо извлечь в среднем по 31,5 тыс. т нефти, что в принципе выполнимо, учитывая, что текущая обводненность в среднем равна 91 %.
Анализируя работу добывающего фонда, следует отметить, что в 29 скважинах (21,8 % от пробуренного фонда, участвующего в добыче) накопленная добыча нефти не превысила 2 тыс. т; в 14 (10,5 %) скважинах отобрано от 2 до 5 тыс. т; в 12 (9 %) скважинах отобрано от 5 до 10 тыс. т; в 11 (8,3 %) скважинах отбор нефти изменяется в диапазоне от 10 до 20 тыс. т; в 25 скважинах (18,8 %) отобрано от 20 до 50 тыс. т; в 17 (12,8 %) скважинах – от 50 до 80 тыс. т; в 10 (7,5 %) – от 80 до 120 тыс.т, в 5 (3,8 %) скважинах – от 120 до 150 тыс.т, в 9 (6,8 %) скважинах – от 150 до 250 тыс.т и в 1 скважине (0,8, %) отобрали свыше 250 тыс. т.
Около 80 % добычи нефти на месторождении обеспечено 42 скважинами, составляющими 32 % от всех пробуренных скважин, участвовавших в добыче, при этом средняя накопленная добыча на одну скважину составляет 112 тыс. т, что почти в три раза выше среднего.
Наибольшие объемы накопленной добычи получены из скважин, пробуренных в районах распространения коллекторов с максимальными нефтенасыщенными толщинами и более высокими фильтрационно-емкостными свойствами, чем в среднем по месторождению.
Все 5 действующих добывающих скважин имеют обводненность от 87 до 95 %.