3 . Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

Северо-Покурское месторождение открыто в 1964 году. Первый подсчет запасов по пластам АВ_2-3, АВ_4-5, БВ_2-3, БВ₈ выполнен в 1965 году. По результатам последующего бурения 27 поисково-разведочных скважин в 1968 году производился повторный подсчет запасов по пластам АВ₃¹, АВ₄, АВ₇, БВ₀, БВ₇, БВ₆, БВ₈¹, БВ₈², БВ₈³. Балансовые и извлекаемые запасы нефти по месторождению составили: по категориям В+С₁ – 110003 тыс.т и 48240 тыс.т, по категории С₂ – 27633 тыс.т соответственно .

В технологической схеме, представленной в 1972 г. СибНИИНП, предусматривалось разработку всех основных продуктивных горизонтов осуществлять одной сеткой скважин с использованием оборудования для совместно-раздельной эксплуатации объектов. В процессе реализации схемы планировалось бурение 161 добывающей и 55 нагнетательных скважин, максимальный проектный уровень добычи нефти – 3млн.т/год в течение 6 лет .

В 1977 году на основании решения ЦКР МНП продуктивный горизонт БВ₈ выделен в самостоятельный объект эксплуатации, а в 1978 г., согласно технологической схеме разработки, также утвержденной ЦКР МНП, на месторождении выделено три эксплуатационных объекта: горизонты АВ_1-2, БВ₆, БВ₈, содержащие более 80 % начальных балансовых запасов нефти. Их разработку предполагалось производить путем бурения самостоятельных сеток скважин. Причем разработку объекта АВ_1-2 предусматривалось проводить с применением площадной избирательной системы заводнения с размещением

скважин по сетке 700700 м, а объекты БВ₆ и БВ₈ с использованием системы

заводнения с трехрядным размещением добывающих скважин также по сетке 700700 м. Для реализации технологической схемы проектировалось бурение 138 добывающих и 73 нагнетательных скважин, максимальный уровень добычи нефти – 3,1 млн.т/год, максимальный объем закачиваемой воды – 6,3 млн.м³/год

В процессе эксплуатационного бурения в период 1978-1981 г.г. установлена промышленная нефтеносность пластов АВ₄, БВ₁, БВ₂, БВ₈¹, БВ₈² на Южном поднятии, а в пределах Северного – открыты новые залежи в пластах БВ₃, БВ₄ и уточнены контуры нефтеносности по пластам АВ_1-2, БВ₆, БВ₈³. По результатам этих работ прирост извлекаемых запасов нефти категории С₁ составил 4,9 млн.т. Для вовлечения в разработку выявленных залежей в «Дополнительной записке к технологической схеме разработки» (1982 г) предусматривалось выделение 7 эксплуатационных объектов: АВ_1-2, БВ₁, БВ₂, БВ_3-4, БВ₆, БВ₈¹, БВ₈^2-3. С целью достижения проектного уровня добычи нефти (3,86 млн.т/год) и закачиваемого объема воды (8,4 млн.м³/год) предполагалось пробурить 456 скважин, из которых 348 добывающих, 78 нагнетательных и 30 разведочных. В связи с расширением контуров нефтеносности, геологической службой НГДУ «Мегионнефть» дополнительно предложено бурение 137 скважин, и вследствие этого проектный фонд скважин увеличился до 593.

На основании дополнительной информации, полученной в результате бурения и исследования эксплуатационных скважин, а также доразведки месторождения в 1987 г. тематической партией ПО «Нижневартовскнефтегаз» произведен пересчет запасов: балансовые запасы по категориям В+С₁ составили 217134 тыс.т, а извлекаемые –90508 тыс.т. В связи с изменением объема запасов, в 1990г. СибНИИНП выполнен «Проект разработки Северо-Покурского месторождения». В качестве базового рассматривался ранее утвержденный и реализуемый вариант 1982г. Для обеспечения проектного уровня добычи нефти необходимо (по расчетным данным) бурение 583 скважин, из которых 456 добывающих и 127 нагнетательных.

Во втором варианте предусматривались мероприятия по оптимизации плотности сетки скважин и интенсификации системы заводнения. Дополнительно к базовому варианту предлагалось пробурить 535 скважин, общий проектный фонд увеличился до 1281 скважин, из которых 906 добывающих, 213 нагнетательных и 162 резервных. Для выполнения проектных решений по объектам разработки предлагалось следующее.

По объекту АВ_1-2 необходимо дополнительно пробурить 278 скважин, в том числе 203 добывающих, 75 нагнетательных и 84 резервных. Общий фонд тогда составил 543 скважины, из которых 365 добывающих, 94 нагнетательных и 84 резервных. Рекомендована организация элементов трехрядной системы разработки с усиленной зоной стягивания на Западном и Восточном поднятиях, а площадной семиточечной – в пределах Южной и Восточной площадей. Элементы замкнутых систем заводнения предлагалось реализовать на площади пятого участка и северной части четвертого участка.

Для разработки объекта БВ₆ рекомендовалось дополнительно пробурить 113 скважин, в том числе 95 добывающих и 18 нагнетательных. Общий проектный фонд составит 342 скважины, из которых 254 добывающих, 53 нагнетательных и 36 резервных. С целью вовлечения в разработку до 80% геологических запасов предлагалось на восточном поднятии по линии скважин 139-126 организовать поперечный разрезающий ряд нагнетательных скважин.

По объекту БВ₈ предусматривалось дополнительное бурение 84 скважин. Проектный фонд составит 276 скважин, из которых 179 добывающих, 65 нагнетательных и 32 резервных. На Восточном поднятии в качестве основного элемента разработки рекомендовались поперечные разрезающие ряды нагнетательных скважин, а в пределах Центрального и Западного поднятий – система очагового заводнения.

Для разработки объекта БВ₈¹ проектировалось дополнительное бурение 26 скважин. Общий фонд составит 59 скважин, в том числе 50 добывающих, 3 нагнетательных и 3 резервных. Разработку залежи предлагалось вести с использованием преимущественно природного упруго-водонапорного режима. По объекту БВ_3-4 планировалось дополнительно пробурить 28 скважин. Проектный фонд 54 скважины, из которых 48 добывающих, 1 нагнетательная и 5 резервных.

При рассмотрении II варианта в ПО «Мегионнефтегаз» постановили не проводить бурение скважин в водоохранной пойменной зоне и перевести 11648 тыс.т извлекаемых запасов нефти в ее пределах в категорию забалансовых. В результате этого из II варианта исключено бурение 526 скважин, в том числе 294 добывающих, 94 нагнетательных и 138 резервных. Однако, последующими расчетными данными установлено, что проектные уровни добычи нефти оставшимся фондом скважин не смогут быть достигнуты. Таким образом, II вариант не обеспечивает полную реализацию проектных решений.

В 1991 г. СибНИИНП представил дополнительную записку к «Проекту разработки Северо-Покурского месторождения», в которой выделено 6 эксплуатационных объектов – АВ_1-2, АВ_3-4, БВ_1-2, БВ_3-4, БВ₆, БВ₈ и обоснованы пути совершенствования систем разработки :

- по объекту АВ_1-2 – формирование блочно-замкнутой системы заводнения;

- разработку залежи АВ_3-4 осуществлять на естественном режиме с последующим переходом в случае необходимости на очаговое заводнение;

- выработку запасов объектов БВ_1-2 и БВ_3-4 осуществлять с организацией приконтурного заводнения;

- по объекту БВ₆ – организация поперечных разрезающих рядов нагнетательных скважин и усиление приконтурного заводнения;

- для выработки запасов объекта БВ₈ – формирование блочно-замкнутой системы на Восточном поднятии, а на Западном – площадной системы заводнения;

- применение форсированного отбора жидкости, нестационарного заводнения, вязко-упругой системы (ВУС) по объекту АВ_1-2 для выравнивания профилей приёмистости;

- бурение в пределах надпойменной террасы на участках расширения площади нефтеносности и с целью оптимизации сетки 222 скважин, в том числе 160 добывающих, 38 нагнетательных и 24 резервных при общем проектном фонде, включающем 731 скважину;

- проведение опытно-промышленных работ по пласту ЮВ₁¹ с применением различных технологий первичного и вторичного вскрытия продуктивных отложений;

- механизированный способ эксплуатации залежей (ЭЦНУ, ШГНУ);

- проектные уровни добычи нефти: в 1992 г. – 2,07 млн.т, в 1995 г. – 1,69 млн.т, 2000 г. – 1,10 млн.т; в 2005 г. – 0,81 млн.т; максимальный проектный уровень добычи жидкости – 9,46 млн.т/год, максимальный объем закачки – 10,04 млн.м³/год, максимальное давление на устье нагнетательных скважин – 12 МПа.

Основными объектами разработки являются продуктивные горизонты АВ_1-2, БВ₆, БВ₈. По состоянию на 1.01.95 г. на месторождении с начала разработки отобрано 45888 тыс.т нефти, что составляет 46 % от НИЗ, текущий коэффициент нефтеотдачи – 0,188. В течение 1994 года по месторождению отобрано 2147 тыс.т нефти и 8908 тыс.т жидкости при проектных значениях 1786 тыс.т нефти и 8644 тыс.т жидкости соответственно.

Скважины эксплуатируются с дебитами по нефти – 13 т/сут (по проекту 11,5 т/сут), по жидкости 54 т/сут (по проекту – 55,7 т/сут). Средегодовая обводненность продукции – 75,9 % (по проекту – 79,3). Превышение проектного уровня добычи обусловлено, несмотря на запрет, дополнительной эксплуатацией около 60 скважин, расположенных в водоохранной зоне. В результате этого фактический фонд скважин (542) превысил проектный уровень – 484 скважины.

С целью поддержания пластового давления на Северо-Покурском месторождении с 1976 г. разработка объектов производится с применением заводнения. На 1.01.95 г. в продуктивные пласты закачано 107268 тыс.м³ воды. В 1994 г. объем закачиваемой воды составил 7393 тыс.м³. Компенсация отборов жидкости закачкой составила: текущая – 75,6 %, накопленная – 91,5 %. Сформированная система заводнения максимально использует энергетический потенциал упруго-водонапорного режима и обеспечивает поддержание текущего пластового давления на уровне первоначального. Максимальный уровень годовой добычи достигнут в 1987 году и составил 3614 тыс.т .

В связи со сложившейся тенденцией превышения действующего фонда скважин над проектным, в 1995-2003 гг. фактические уровни добычи нефти также превышают проектные. По состоянию на 01.01.2007 г. в фонде Северо-Покурского месторождения числится 994 скважины, из них в добывающем фонде – 807 скважин, в нагнетательном – 173 скважины и 14 скважин – водозаборных. В добывающем фонде находится 807 скважин, в том числе 697 в эксплуатационном фонде, 49 – в консервации, 22 – в ликвидации, 1 – в ожидании ликвидации и 38 – пьезометрических. Действующий фонд добывающих скважин – 624 (из них 158 работают совместно на двух-трех объектах) или 90 %, в бездействии – 73 шт. (10 %). В эксплуатационном фонде числится 697 скважин, в том числе действующих 624 шт. (из них 158 работают совместно на двух-трех объектах) или 90 %, в бездействии – 73 шт. (10 %). Весь фонд скважин механизирован, 92 % действующего фонда оснащено ЭЦН и 8 % – ШГН.

Основной объект разработки – горизонт АВ_1-2. Система заводнения, сформированная по основным объектам разработки, обеспечивает состояние пластовой энергии на первоначальном уровне. Из изложенного следует, что процесс реализации проектных решений проводился в два этапа. Первый этап характеризует период до 1985 года. Освоение месторождения в этот период осуществлялось более низкими темпами по сравнению с проектными как по объемам буровых работ, так и по отборам жидкости из скважин. Второй этап характеризуется наращиванием объемов буровых работ, интенсификацией отборов жидкости из скважин. Все эти меры позволили снизить темпы падения добычи нефти и компенсировать ранее допущенное отставание.