2.4 Запасы углеводородов

На Западно-Сургутском месторождении по материалам проведенных геологоразведочных работ и эксплуатационного разбуривания в 2014 году выполнен пересчет запасов нефти и газа. Запасы углеводородов оценены по продуктивным пластам АС₉, БС₁¹, БС₁², БС_2-3, БС₄, БС₁₀, БС₁₁, БС₁₂, ЮС₁, ЮС₂ и утверждены (протокол ГКЗ Роснедра от 04.06.2016 №1656).

Рисунок 2.3– Структура продуктивных пластов Западно – Сургутского месторождения

Структура запасов, а также коэффициент нефтеизвлечения показаны на рисунках 2.4 – 2.6.

Рисунок 2.4 – Геологические запасы

Наибольшая часть запасов промышленных категорий сосредоточена в пластах БС_10-11 – 253434 тыс.т (56.4%). Запасы категории С2 в целом по месторождению составляют 5.3% от суммарных.

Рисунок 2.5– Извлекаемые запасы

Рисунок 2.6 – Коэффициент нефтеизвлечения

По состоянию на 01.01.2016 г. на Государственном балансе числятся запасы нефти и растворенного газа в объеме.

Геологические запасы:

–нефти: 486764тыс.т (категории АВС₁), 21134 тыс.т (категория С₂).

Извлекаемые запасы:

– нефти: 193360 тыс. т (категории АВС₁), 5354 тыс. т (категория С₂);

– растворенного газа: 7402 млн.м³ (категории АВС₁), 223 млн.м³ категория С₂).

Коэффициенты нефтеизвлечения:

– 0.397 (категории АВС₁), 0.253 (категория С₂).

Пересчитанные геологические запасы по сравнению с числящимися на балансе уменьшились по категориям ВС₁ на 37497 тыс.т и увеличились на 4056 тыс.т по категории С₂ (-7.7 и +19.2% соответственно).

Наибольшая часть запасов промышленных категорий сосредоточена в пластах БС_10-11 – 253434 тыс.т (56.4%).

Запасы категории С₂ в целом по месторождению составляют 5.3% от суммарных.

Часть залежей пластов БС₁₀, ЮС₁ и ЮС₂ расположена в пределах городской черты, зеленой зоны г.Сургута и водоохранной зоны реки Обь, в пределах водоохранной зоны сосредоточено 141239 тыс.т нефти по категориям АВС₁ и 8801 тыс.т по категории С_2.

Категория АВС₁

Вариант разработки Западно-Сургутского месторождения сформирован из вариантов разработки эксплуатационных объектов, обеспечивающих достижение коэффициентов нефтеизвлечения, утвержденных ГКЗ Роснедра в 2016 году, а именно: вариант 1 объекта АС₉, вариант 3 объекта БС₁, вариант 3 объекта БС_2-3, вариант 2 объекта БС₄, вариант 3 объекта БС_10-11, вариант 2 объекта БС₁₂, вариант 2 объекта ЮС₁, вариант 2 объекта ЮС₂.

По данному варианту проектный срок разработки составляет 35 лет. Проектный уровень добычи нефти в 2009 году равен 3986 тыс.т, добычи жидкости – 30954 тыс.т, закачки воды – 28569 тыс.м³.

За проектный период (до 2043 г.) предполагается добыть 33716 тыс.т нефти Накопленная добыча нефти за весь срок разработки составит 202308 тыс.т. Конечный коэффициент извлечения нефти достигает - 0.454.

Категория АВС₁+С₂

Категория С₂ на месторождении вне санитарно-защитной зоны представлена только на объекте ЮС₂. Соответственно, вариант разработки Западно-Сургутского месторождения на полное развитие (категория АВС₁+С₂) представляет сумму рассмотренных вариантов: месторождение (категория АВС₁) и объект ЮС₂ (категория С₂).

По данному варианту проектный срок разработки составляет 44 года. Проектный уровень добычи нефти в 2009 году равен 4017 тыс.т, добычи жидкости – 30997 тыс.т, закачки воды – 28603 тыс.м³.

За проектный период (до 2052 г.) предполагается добыть 35522 тыс.т нефти Накопленная добыча нефти за весь срок разработки составит 204114 тыс.т. Конечный коэффициент извлечения нефти достигает - 0.446.

Основные технологические показатели разработки Западно-Сургутского месторождения (категория запасов АВС₁+С₂) представлены ниже.

По рассмотренному варианту ввод в разработку принят в 2022 году, проектный срок составляет 32 года. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки составит 1150 тыс.т, жидкости – 6605 тыс.т, накопленная закачка воды – 7717 тыс.м³, накопленный водонефтяной фактор – 4.7.

Конечный коэффициент извлечения нефти достигает утвержденной величины - 0.070.

По объекту БС_10-11 расчет прогнозных показателей был выполнен по трем вариантам разработки в соответствии с заданными исходными характеристиками.

По первому варианту проектный срок разработки составляет 34 года. Проектный уровень добычи нефти в 2016 году равен 2740 тыс.т, добычи жидкости – 11474 тыс.т, закачки воды – 12974 тыс.м³.

За проектный период (до 2042 г.) предполагается добыть 20462 тыс.т нефти и 181037 тыс.т жидкости. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки составит 104668 тыс.т, жидкости – 355343 тыс.т, накопленная закачка воды – 433310 тыс.м³, накопленный водонефтяной фактор – 2.4.

Конечный коэффициент извлечения нефти оценивается величиной 0.417 при утвержденном значении 0.428.

По второму варианту проектный срок разработки составляет 34 года. Проектный уровень добычи нефти в 2016 году равен 2783 тыс.т, добычи жидкости – 11872 тыс.т, закачки воды – 13001 тыс.м³.

За проектный период (до 2042 г.) предполагается добыть 21743 тыс.т нефти и 192342 тыс.т жидкости. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки составит 105949 тыс.т, жидкости – 366649 тыс.т, накопленная закачка воды – 443074 тыс.м³, накопленный водонефтяной фактор – 2.5.

Конечный коэффициент извлечения нефти оценивается величиной 0.422 при утвержденном значении 0.428.

По третьему варианту проектный срок разработки составит 34 года. Проектный уровень добычи нефти в 2016 году равен 2825 тыс.т, добычи жидкости – 12288 тыс.т, закачки воды – 13512 тыс.м³.

За проектный период (до 2042 г.) предполагается добыть 23220 тыс.т нефти и 218733 тыс.т жидкости. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки составит 107426 тыс.т, жидкости – 393040 тыс.т, накопленная закачка воды – 469504 тыс.м³, накопленный водонефтяной фактор – 2.7.

Конечный коэффициент извлечения нефти достигает утвержденной величины - 0.428.