1. Характеристика геологического строения
1.1. Общие сведения
Тагульское месторождение находится на территории одноименного лицензионного участка, расположенного на северо-востоке Западно-Сибирской низменности. В административном отношении территория месторождения входит в Туруханский район Красноярского края (рисунок 1.). Территория района является малоосвоенной и слабо населенной. Ближайшим населенным пунктом от площади Тагульского месторождения является г. Игарка, расположенный на расстоянии 140 км к востоку, районный центр г. Туруханск расположен к юго-востоку в 270 км, г. Дудинка находится в 260 км к северо-востоку.
Рисунок 1 – Расположение Тагульского месторождения.
Постоянная дорожная сеть в районе месторождения и на прилегающих территориях отсутствует. Транспортировка грузов осуществляется в зимнее время по зимникам. Основной транспортной магистралью является р. Енисей, на которой расположены крупные порты, имеющие причальные сооружения и портальные краны – Игарка и Дудинка. Общая протяженность водной магистрали Красноярск-Дудинка – 1995 км, Красноярск-Игарка – 1747 км. Тагульский участок находится на левобережье р. Енисей в ее нижнем течении. Средняя продолжительность навигации 130 суток по маршруту Красноярск - Игарка. Навигация на р. Енисей заканчивается 22-28 октября.
На текущий момент ведется строительство автомобильной (круглогодичной) дороги Лодочное месторождение – Тагульское месторождение общей протяженностью 53км. Строительство данной дороги необходима для логистики грузов.
На территории месторождения широко развиты неблагоприятные физико-геологические процессы и явления: термокарст, пучение, заболачивание, солифлюкция, мерзлотные бугры пучения достигающие высоты 5-10 м.
Территория работ находится в зоне сплошного распространения многолетних мерзлых пород (ММП). По данным Игарской научно-исследовательской мерзлотной станции Сибирского отделения АН РФ, основанных на температурных замерах в поисковых и разведочных скважинах, установлено, что толщина ММП на Тагульском участке составляет 575 м, при средней температуре ММП –2,5 °С.
Ближайшие месторождения, находящиеся в промышленной эксплуатации – Ванкорское, расположенное в 90 км на северо-восток от Тагульского, и Мессояхское, расположенное в 200 км к северу. В 160 км к юго-западу от Тагульского находится Заполярное месторождение, на котором действует ближайшая точка магистрального газопровода системы «Трансгаза». Нефтепровод Ванкор–Пурпе, протяженностью 550 км соединяется с магистральным трубопроводом АК «Транснефть» и проходит по территории Тагульского месторождения.
1.2. Основные этапы геолого-разведочных работ. Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение. Опробования и испытания
Первые сведения о глубинном геологическом строении территории получены по результатам мелко- и среднемасштабных аэромагнитных и гравиметрических съёмок, проведённых в 60–70-х годах прошлого столетия. По материалам этих работ было выполнено районирование площади по характеру полей и распределению магнитных и плотностных масс по глубинам их залегания, выделены блоковые структуры и разделяющие их разломы, намечены участки, перспективные на поиски нефти и газа.
Тагульское поднятие было выявлено в 1970 году сейсморазведочными работами МОВ при изучении восточного борта Пендомаяхской впадины и в 1973 г оно было подготовлено под глубокое бурение по отражающим сейсмическим горизонтам.
Месторождение открыто в 1988 году бурением поисковой скважины № Тгл-1. В этом же году, испытанием скважины № Тгл-3 установлена промышленная нефтеносность нижнемеловых отложений яковлевской свиты.
На основании анализа имеющихся материалов, на Тагульском лицензионном участке выделено 34 продуктивных пласта: Др-1, Др-2, Др-3, Дл-1, Дл-2, Дл-3, Дл-6, Дл-8, Дл-9, ВЯк-2, ВЯк-3(1), ВЯк-5, ВЯк-8-10, ВЯк-11, ВЯк-14, ВЯк-15, ВЯк-16, ВЯк-17, Як1(1), Як-1(2), Як-2, Як-3(1), Як-3(2), Як-4, Як-5, Як-7, Як-8, Як-9, Мх-1, Мх-2, Сд-0, Сд-1, Нх-2, Сг-7.
Пласты группы Др выделены в дорожковской свите, пласты группы Дл – в долганской свите, пласты ВЯк и Як – в яковлевской свите, пласты Мх – в малохетской свите, пласты Сд – в суходудинской свите, пласт Нх – в нижнехетской свите, пласт Сг – в сиговской свите.
Все продуктивные пласты представлены терригенными породами мелководно-морских, прибрежно-морских и субконтинентальных отложений.
1.2.1 Сиговская свита.
Самые глубокие отложения, содержащие залежь с доказанными запасами газоконденсата, приурочены к данной свите (верхняя юра). На Тагульском месторождении уверенно выделяются пласты Сг-6 и Сг-7, которые числятся на балансе ГКЗ единым подсчетным объектом, с газоконденсатной залежью. В данной работе пласт Сг-6-7 разбит на пласт Сг-6 и пласт Сг-7 (продуктивность доказана только в пласте Сг-7). Общая толщина пласта Сг-7 уменьшается с северо-запада на юго-восток от 31,8 м до 22,7 м и в среднем составляет 28,2 м.
Пласт Сг-6 – маломощный водонасыщенный и заглинизированный, который не представляет интереса для целей подсчета запасов, и продуктивный пласт Сг-7, рассматриваемый в текущем отчете как газонасыщенный объект.
1.2.2 Нижнехетская свита.
Нижнехетская свита перекрывает яновстанскую свиту, имеет достаточно простое строение, включая пласты Нх-1, Нх-2, Нх-3, Нх-4, Нх-5 и Нх-6. Продуктивность доказана по пласту Нх-2 (нефтяная, пластовая, сводовая залежь). Все пласты разделены глинистыми пачками (7-60 м), имеют выдержанные мощности. Общая толщина пласта Нх-2 выдержанная и в среднем составляет 11,7 м. Пласт осложнён зоной глинизации. Объект был признан низкодебитным.
1.2.3 Суходудинская свита
Располагается на отложениях нижнехетской свиты. Это мощная песчаная толща пластов, ограниченная сверху и снизу глинистыми пачками. Пласт Сд-0 залегает в кровле свиты. По результатам опробования получена нефть. Ниже залегает пласт Сд-1 – продуктивный пласт с доказанной нефтеносностью. Пласт Сд-0 очень изменчивый и неоднородный. Залежи пластово-сводовые, массивные.
1.2.3 Малохетская свита.
Малохетская свита представлена континентальными отложениями речных систем, сложена преимущественно песчаниками, с редкими прослоями алевролитов и глин, с немногочисленными прослоями углей. Глинистые и углистые прослои не выдержаны по латерали.
В настоящий момент в границах малохетской свиты выделено 2 пласта:
Мх-1 и Мх-2. Пласты содержат небольшие по размерам залежи УВ. Залежи массивные, подстилаемые водой.
1.2.4 Яковлевская свита
Яковлевская свита, залегающая на отложениях малохетской свиты, представляет максимальный интерес с точки зрения залежей УВ, количества запасов нефти и газа. Свита сложена континентальными отложениями речных систем, что предполагает сильную латеральную и вертикальную изменчивость литологического состава пород.
Продуктивный разрез яковлевской свиты представлен 18 пластами, из которых 14 осложнены газовыми шапками. Залежи являются очень сложными по геологическому строению. Характеризуются различными физико-химическими свойствами пластовых флюидов по разрезу (вязкость нефти по пластам изменяется от 5 до 161 мПа*с), высокими фильтрационно-емкостными свойствами (проницаемость от 58 до 1013 мД).
В промышленную эксплуатацию введено шесть объектов: ВЯк-8-10, ВЯк-16, Як-2, Як-3, Як-4, Як-5. Доля начальных геологических запасов нефти категории АВ1составляет 75% от запасов месторождения. Продуктивные пласты яковлевской свиты являются наиболее изученными в разрезе Тагульского месторождения.
Прослежено 15 пластов: ВЯк-1, ВЯк-2, ВЯк-3, ВЯк-3(1), ВЯк-4, ВЯк-5, ВЯк-6-7, ВЯк-8-10, ВЯк-11, ВЯк-12, ВЯк-13, ВЯк-14, ВЯк-15, ВЯк-16, ВЯк-17. Залежи нефти открыты в пластах ВЯк-2, ВЯк-3(1), ВЯк-5, ВЯк-8-10, ВЯк-14 (по балансу ВЯк-13), ВЯк-15, ВЯк-17. Пласты ВЯк-11 и ВЯк-16 содержат газонефтяные залежи. Залежи пластово-сводовые, массивные, литологически и тектонически экранированные.
1.2.5 Долганская свита.
Долганская свита согласно залегает на отложениях яковлевской толщи. Отложения прибрежно-морского генезиса, сформированы в условиях фации подводной дельтовой равнины. Начиная с пласта Дл-3 и ниже, разрез отложений сменяется на прибрежно-континентальный, переходя в континентальный на уровне пластов Дл-6–8. Преимущественно свита состоит из неравномерного переслаивания слаболитифицированных песчаников, практически песков, аргиллитоподобных глин, аргиллитов и алевролитов с прослоями глин, углистого детрита, известковых и сидеритовых песчаников, известняков.
Терригенные отложения данной свиты согласно перекрывают породы яковлевской свиты. Всего в интервале долганской свиты выделено девять пластов: Дл-1, Дл-2, Дл-3, Дл-4, Дл5, Дл-6, Дл-7, Дл-8, Дл-9. Среди них газовые залежи в пластах Дл1, Дл-2, газонефтяные залежи открыты в Дл-3, Дл-8, а нефтяные залежи – в пластах Дл-6 и Дл-9. Залежи пластово-сводовые, массивные, литологически и тектонически экранированные.
1.2.6 Дорожковская свита.
Свита представлена отложениями прибрежно – морского комплекса, переслаиванием песчника мелкозернистого глинисто-алевритистого с алевролитами от крупнозернистых до мелкозернистых. Текстуры пород слоистые, нарушенные биотурбацией. Породы слаболитифицированы, пористые, трещиноватые.
Выделено три газовых пласта: Др-1, Др-2, Др-3. Все пласты имеют выдержанное строение, мощности пластов колеблются от 15,1 м до 30,1 м, при этом средняя толщина пласта Др-1 имеет значение 17,3 м, пласта Др-2 – 24,3 м, пласта Др-3 – 12,7 м. Залежи пластово-сводовые, массивные, литологически и тектонически экранированные.
1.3. Геотермические и барометрические условия.
Анализ замеров пластовых температур в скважинах Тагульского месторождения с учетом новых пробуренных скважин показал хорошую зависимость изменения температуры с глубиной – коэффициент корреляции составил 0,945. Градиент увеличения пластовой температуры с глубиной для Тагульского месторождения составляет 2,5 °C/100 м.
Пластовые давления на Тагульском месторождении, замеренные по продуктивным пластам дорожковской, долганской, яковлевской, малохетской, суходудинской и нижнехетской свит изменяются в пределах от 8,2 МПа (Др-1) до 28,9 МПа (Нх), стремясь к гидростатическому. Сводный отчет геотермических и барометрических условий приведен в приложении А.
1.4. Сведения о подсчете запасов УВС
Запасы углеводородов Тагульского месторождения утверждены в 2007 году (протокол ГКЗ Роснедра № 1494-дсп от 16.11.2007).
В 2008 году на госбаланс поставлены запасы нефти и растворенного газа пласта Як-VIII и утверждены изменения в оперативном порядке по залежам пластов Як-III, Як-IV (протокол ФАН № 18/1104-пр от 16.12.2008).
В 2009 году на госбаланс поставлены запасы нефти и газа пластов Як-0, Як-VI и новой залежи пласта Як-V, также утверждены изменения в оперативном порядке по залежам пластов Як-III, Як-IV, Як-V, Дл-I, Дл-III (протокол ФАН № 18/127-пр от 16.03.2010).
В 2010 году поставлены на госбаланс запасы свободного газа пласта Др-II и уточнены в оперативном порядке запасы углеводородного сырья по залежам пластов Дл-I, Дл-II, Як-III, Як-IV, Як-V (протокол ФАН № 18/44-пр от 01.02.2011).
В 2011 году поставлены на госбаланс запасы углеводородного сырья по залежам пластов Дл-VI, Дл-IX(залежь в р-не скв. Тгл-19), ВЯк-II, ВЯк-III-1, ВЯк-VIII, ВЯк-XI, ВЯк-XVI и утверждены изменения запасов по залежам пластов Дл-IX и Сг-VI-VII (протокол ФАН № 18/690-пр от 11.11.2011).
В 2012 году уточнены в оперативном порядке запасы углеводородного сырья по залежам пластов Дл-II и Мх-III. На государственный баланс поставлено пять новых залежей Мх-II-0, Мх-II-1, Мх-II-2, Сд-0 и Нх-II (протокол ФАН № 18/пр от 05.10.2012).
В 2013 году уточнены в оперативном порядке запасы углеводородного сырья по залежам пластов ВЯк-VIII, ВЯк-XI и ВЯк-XVI (протокол ФАН № 18/764-пр от 13.12.2013).
В 2014 году уточнены в оперативном порядке запасы углеводородного сырья по залежам пластов Др-II, Дл-I, ВЯк-XVI, Як-III, Як-IV. На государственный баланс поставлена новая залежь Др-I (протокол ФАН № 03-18/47-пр от 06.02.2015).
В 2016 году уточнены в оперативном порядке запасы нефти и растворенного газа пласта ВЯк-XVI, запасы свободного газа пластов Др-I, Др-II, Дл-I. На государственный баланс поставлена новая залежь Др-III (протокол ФАН № 03-18/1312-пр от 27.12.2016).
В 2017 году уточнены в оперативном порядке запасы углеводородного сырья по залежам пластов ВЯк-VIII, ВЯк-XI, Як-V, Мх-II-1, Мх-II-2, Мх-III, Сд-0. На государственный баланс поставлены новые залежи по пластам ВЯк-XIII, Як-VI и Сд-0 (протокол ФАН № 03-18/1197-пр от 22.12.2017).
Настоящая работа выполнена на запасы, представляемые в рамках ПЗ 2019 г. В целом по месторождению запасы нефти составляют (АВ1/ В2):
? геологические запасы нефти, тыс. т – 375 107 / 543930;
? извлекаемые запасы нефти, тыс. т – 120 735 / 127 361.
Начальные геологические запасы газа газовой шапки и свободного газа по месторождению составляют 126 858 млн м3, в т. ч. по сумме категорий АB1 – 118 782 млн м3, по категории B2 – 8 076 млн м3.
Начальные запасы конденсата(категории АВ1 / В2):
? геологические запасы конденсата АВ1+В2, тыс. т – 1 753 / -;
? извлекаемые запасы конденсата АВ1+В2, тыс. т – 1 003 / -.
Распределение запасов нефти, растворенного газа, свободного газа и конденсата по пластам, а также подсчетные параметры, сопоставление представленных подсчетных параметров и начальных запасов нефти с подсчетными параметрами и запасами, ранее утвержденными ГКЗ и числящимися на государственном балансе приведены в приложении Б.
2. Анализ состояния разработки Тагульского месторождения
2.1 Проектная документация
Действующим проектным документом является «Дополнение к технологической схеме разработки Тагульского нефтегазоконденсатного месторождения» (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 7214 от 17.05.2018).
Цель составления проектного документа – уточнение технологических показателей разработки, уточнение проектного фонда скважин с учетом выявленных изменений в геологическом строении и структуре запасов УВ в период 2016-2019 гг.
Основные проектные решения:
? выделение 30 эксплуатационных объектов: Др-I, Др-II, Др-III, Дл-I, Дл-II, Дл-III, Дл-VI, Дл-VIII, Дл-IX, ВЯк-II, ВЯк-III-1, ВЯк-VIII, ВЯк-XI, ВЯк-XIII, ВЯк-XVI, Як-0, Як-I, Як-II, Як-III, Як-IV, Як-V, Як-VI, Як-VIII, Мх-II-0, Мх-II-1, Мх-II-2, Мх-III, Сд-0, Нх-II и Сг-VI-VII;
? формирование следующих систем разработки:
1) объекты Як-II, Як-III, Як-IV, Як-V, ВЯк-VIII и ВЯк-XVI – разработка однорядной со смещением системой скважин, длина ГС – 600 м, применение ННС с компоновками ОРЗ, бурение БГС, организация системы ППД;
2) объекты Дл-II, Дл-III – разработка однорядной системой добывающих скважин, длина ГС – 1 000 м, эксплуатация объектов на естественном режиме;
3) объекты Дл-VI, Дл-VIII и Дл-IX – разработка однорядной системой добывающих скважин, длина ГС – 600 м, эксплуатация объектов на естественном режиме;
4) объекты ВЯк-II, ВЯк-III-1, Як-0, Як-I и Як-VI – разработка однорядной со смещением системы скважин, длина горизонтального ствола добывающих скважин – 600 м, нагнетательных – 200 м, организация системы ППД;
5) объект ВЯк-XI – разработка однорядной со смещением системой ГС, длина ГС – 1000 м, эксплуатация объекта на естественном режиме;
6) объекты ВЯк-XIII, Як-VIII – разработка однорядной со смещением системой ГС, длина ГС – 600 м, организация системы ППД.
7) объект Мх-III – разработка однорядной системой скважин, длина ГС добывающих скважин – 600 м, нагнетательных – 200 м, организация системы ППД;
8) газовые объекты Др-I, Др-II, Др-III, Дл-I, Мх-II-0 и Сг-VI-VII – адаптивная система разработки, длина ГС от 400 до 600 м, бурение ЗБГС, эксплуатация объектов на естественном режиме.
На проектный период предполагается к бурению общий фонд скважин – 1 849 скважины, в т. ч. 1 224 – добывающих (ГС – 866, МЗС – 357, ННС – 1), 578 – нагнетательных (ГС – 569, МЗС – 8, ННС – 1), 21 – газовых, 26 – водозаборных;
? фонд скважин для бурения – 1 778, в т. ч. добывающих – 1 190 (ГС – 843, МЗС – 357), нагнетательных – 543 (ГС – 542), газовых – 21, водозаборных – 24; ЗБГС – 365 скв./опер.;
? проектный уровень добычи нефти (кат. запасов АВ1) – 4 523 тыс. т (2023 год);
? проектный срок разработки составляет – 148 лет;
? накопленная добыча нефти с начала разработки составит – 248 096тыс. т;
? достижение по месторождению (кат. запасов АВ1) КИН – 0,322, КИК – 0,572, КИГ свободного газа – 0,941, КИГ газовых шапок – 0,851.
2.2 Анализ выполнения решений действующего проектного документа
Тагульское месторождение находится на начальной стадии разработки, в соответствии с проектными решениями введено в эксплуатацию семь объектов: Дл-3, ВЯк-8-10, ВЯк-16, Як-2, Як-3, Як-4, Як-5.
По состоянию на 01.01.2021 в пределах Тагульского лицензионного участка пробурены 214 эксплуатационных скважин, из которых 118 – действующие добывающие скважины, 13 – в бездействии, 23 – действующих нагнетательных, 60 – ожидающих освоения после бурения и 6 - действующих водозаборных скважины.
Действующий фонд добывающих скважин в 2020 году реализован в соответствии с допустимыми отклонениями и составляет 63 скважины при проектном значении 90 скважин.
В 2020 году фактическая добыча нефти на уровне проектной и не превышает допустимое регламентное значение 20 % (п. 5.1, 5.5 Правил разработки месторождений УВС, Приказ Минприроды России № 356 от 14.06.2016).
Уровень отборов попутного газа нефтяными добывающими скважинами составил 547 млн м3, что не противоречит пунктам п. 5.1, п. 5.4, 5.5 «Правил разработки...» и устанавливаются в соответствии с достигнутыми уровнями.
Эксплуатация объектов предполагалась на естественном режиме. По причине снижения пластового давления в 2018 году тестово организована система ППД. По состоянию на 01.01.2021 года ведется закачка на объектах Як-2 (5 скв.), Як-3 (6 скв.), Як-4 (7 скв.) и Як-5 (5 скв.).
Таким образом, в рамках анализируемого периода все проектные решения действующего ПТД реализованы в полном объеме и в установленные сроки.
2.3 Характеристика состояния разработки месторождения в целом
Тагульское месторождение открыто в 1988 году. Опытно-промышленная разработка месторождения начата в 2010 году, в промышленную разработку введено в 2016 году. В настоящее время месторождение разрабатывается в соответствии с основными положениями «Дополнения к технологической схеме разработки Тагульского нефтегазоконденсатного месторождения» (протокол ЦКР № 7214 от 17.05.2018).
Настоящая работа выполнена в соответствии с текущими представлениями о геологическом строении залежей, отраженными в подсчете запасов УВС 2019 года.
По объему извлекаемых запасов углеводородов месторождение классифицируется как крупное. Начальные геологические запасы нефти в целом по месторождению в соответствии с новым представлением равны 919 037 тыс. т. Начальные извлекаемые запасы нефти по сумме категорий – 248 216 тыс. т.
На объекты первой очереди разработки (ВЯк-8-10, ВЯк-16, Як-2, Як-3, Як-4, Як-5) приходится 361 011 тыс. т начальных геологических запасов и 125 002 тыс. т. извлекаемых, что составляет 39 % и 50 % от общих запасов УВС месторождения, соответственно (рисунок 2).
Начальные геологические запасы газа по месторождению в целом равны 126 858 млн м3. Газовые шапки распространены практически по всем газонефтяным объектам, что является существенным осложняющим фактором в добыче нефти. Начальные геологические запасы конденсата по месторождению оцениваются величиной 1 753 тыс. т.
В 2016 году Тагульское месторождение было введено в разработку. C марта 2016 г. по май 2017 г. выработка запасов нефти осуществлялась тремя скважинами: № 101 (пласт Як-2), № 102Г и № 103Г (пласт Як-4). Данный период характеризуется низкими темпами отборов, безводной добычей и стабильным газовым фактором (рисунок 3).
а) б)
Рисунок 2 – Распределение геологических запасов нефти по пластам
Тагульского месторождения а) НГЗ б) НИЗ
В мае 2017 года начался этап более интенсивного освоения месторождения, связанный с вводом новых скважин в эксплуатацию. Всего до конца 2017 года из бурения в добычу были введены еще 24 скважины, в т.ч.: 14 скважин на пласт Як-4, на Як-2 – три скважины. Кроме этого, в данный период введены в разработку пласты Як-5 (6 скважин) и ВЯк-8-10 (одна скважина).
Введенные в разработку продуктивные пласты Тагульского месторождения характеризуются неблагоприятными для добычи факторами: залежи осложнены газовыми шапками (пласты Як-2, Як-4) и обширными водонефтяными зонами. Как следствие, увеличение отборов с ростом количества скважин в данный период сопровождалось ростом среднего газового фактора скважин и обводненности продукции. Динамика технологических показателей разработки месторождения по годам представлена в Приложении В.
Рисунок 3 – Динамика основных показателей разработки Тагульского месторождения
Всего в период 2016-2017 гг. в эксплуатацию были введены 27 добывающих скважин, все скважины с горизонтальным окончанием (рисунок 4). Осуществлялась эксплуатация объектов ВЯк-8-10, Як-2, Як-4 и Як-5. Суммарная накопленная добыча нефти за данный период составила 388 тыс. т. Все объекты разрабатывались на естественном режиме.
Рисунок 4 – Выделение участков ОПР-1 и ОПР-2 Тагульского месторождения
За 2018-2020 год на месторождении продолжались буровые работы. За данный период в эксплуатацию были введены 63 скважины. В разработку были введены пласты Як-3, Дл-3 и ВЯк-16. Разработка этих объектов также осложнена неблагоприятными факторами: основной по запасам пласт Як-3 имеет большую долю контактных подгазовых запасов, Дл-3 – осложнена высоковязкой нефтью, ВЯк-16 – в водонефтяной зоне.
Ввод в добычу новых скважин обеспечил дальнейший рост уровней добычи, за 2020 год на месторождении добыто 1 362 тыс. т нефти. В связи с неподготовленностью объектов инфраструктуры добыча велась на естественном режиме (за исключением объектов разработки Як-2,3,4,5, на которых под закачку переведено 23 скважины).
Отмечается дальнейший рост газового фактора, среднее значение выросло до 501 м3/т. На объектах Як-2, Як-4, Як-5 по отдельным скважинам выявлено образование конуса газовых шапок.
Максимальное снижение пластового давления произошло на пластах Як-2, Як-4 и Як-5. На данных объектах начато формирование системы ППД в режиме покустовой закачки на пяти кустах. Под нагнетание воды были переведены одиннадцать скважин. Всего в 2019 году закачано 1 224 тыс. м3 воды, что позволило компенсировать текущие отборы по сформированным ячейкам заводнения пластов Як-2 на 48%, Як-3 на 7%, Як-4 на 17 %, Як-5 на 27 %.
В 2018 году пробурена и введена на объект Дл-3 скважина № 3315. Для добычи высоковязкой нефти объекта скважина оборудована насосом типа ЭВН. Входной дебит нефти составил 26,1 т/сут, обводненность – 5,4 %. Скважина эксплуатировалась непродолжительное время, необходимо продолжение ОПР на данном объекте для обоснования технологии разработки. В 2020 году также на объект Дл-3 введена скважина № 7079. Входной дебит нефти составил 6 т/сут, обводненность – 36 %. Скважина работает ФПЗ с высоким газовым фактором - 8345 м3/т. Необходимо продолжение ОПР на данном объекте для обоснования технологии разработки.
Основные результаты выполненных опытно-промышленных работ:
? по состоянию на 01.01.2021 в пределах месторождения пробурено 260 скважин, в т.ч. поисково-разведочных – 31, эксплуатационных – 154, в т.ч: добывающих - 118 скважин, нагнетательных – 23; водозаборных скважин – 15, в ожидании освоения после бурения находятся 60 скважин; средний входной дебит нефти скважин составил 176 т/сут при плановом 108 т/сут, Кпрод составил 6,1 м3/сут/атм при плановом 3,7 м3/сут/атм.
? средняя стартовая обводненность составила 9 % при плановой 7 %;
? средний газовый фактор составил 501 м3/т при плановых 204 м3/т. Разница связана с подтягиванием конуса газовых шапок по отдельным скважинам;
? среднее время работы скважин составило 180 суток;
? выполнена оценка темпов падения Кпрод за первый год: Як-4 – 39 %, Як-2 – 48 %, Як-5 – 79 %;
? проведена закачка в 23 скважины пласта Як-2 (5 скв.), Як-3 (6 скв.), Як-4 (7 скв.) и Як-5 (5 скв.). Средний коэффициент приемистости составил 1,4 м3/сут/атм. Средний коэффициент продуктивности по этим же скважинам 4,2 м3/сут/атм.
Таким образом, программа ОПР-2 реализована в полном объеме. В результате реализации программы для объектов ВЯк-8-10, ВЯк-16, Як-2-5 получена информация о: запускных дебитах, темпах падения, связности коллекторов, эффективности системы ППД, характере притока пластовых флюидов в зависимости от зоны насыщения. Распределение текущих и накопленных отборов нефти по пластам представлены на рисунке 5, 6. Данные пласты характеризуются высокой продуктивностью, при этом эксплуатация скважин осложняется прорывами воды и газа, что влияет на снижение коэффициента продуктивности.
,
Рисунок 5 – Распределение текущих отборов нефти по пластам
Рисунок 6 – Распределение накопленных отборов нефти по пластам
2.4 Характеристика структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации
По состоянию на 01.01.2021 в пределах месторождения пробурено 260 скважин, в т.ч. поисково-разведочных – 31, эксплуатационных – 154, в т.ч: добывающих - 118 скважин, нагнетательных – 23; водозаборных скважин – 15, в ожидании освоения после бурения находятся 60 скважин.
