5 Федоровское нефтегазовое месторождение

Федоровское месторождение открыто в 1971 г. скважиной 62, в которой при опробовании пла­ста был получен промышленный приток нефти.

Месторождение расположено на террито­рии Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 35 км к северо-западу от районного центра г. Сургут. Первым технологическим документом по Федоровскому месторождению после его от­крытия в 1971 г. является "Обоснование опытно-промышленной эксплуатации перво­очередного участка Федоровского месторожде­ния", выполненное в 1972 г.

Проектные документы на разработку ме­сторождения составлялись по мере прироста и утверждения запасов нефти.

Федоровское месторождение введено в про­мышленную разработку в 1973 г. В период 1973-1977 гг. разбуривание основного объекта осуществлялось в пределах наиболее продук­тивной Моховой площади, в 1978-1980 гг. вве­дены в разработку Восточно-Моховая и Федо­ровская площади пласта.

На месторождении пробурено 4357 скважин из них 2429 добывающих, 988 нагнетатель­ных, 7 газовых, 103 водозаборных. Практически весь добывающий фонд сква­жин на месторождении механизирован. Более половины действующего фонда добы­вающих скважин эксплуатируются с обводнен­ностью продукции 90% и более. За 22 года разработки по состоянию на 01.01.1995 г. на месторождении добыто 413,2 млн т нефти, выработка запасов достиг­ла 61,0%. Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,228 при текущей об­водненности продукции 87,8%. Утвержденный КИН по месторождению — 0,374.

По объектам, находящимся в промышлен­ной эксплуатации, с начала разработки добыто 407,5 млн т нефти или 78,6% начальных извле­каемых запасов нефти. Текущий КИН — 0,349 при текущей обводненности продукции 87,6%. Максимальный уровень добычи нефти в 35,1 млн т был достигнут в 1983 г. при темпе отбора 6,8% начальных и 9,7% текущих извле­каемых запасов нефти. По проекту максимальный уровень добычи нефти — 28,1 млн т — должен быть достигнут в 1986 г. Месторождение находится в стадии снижа­ющейся добычи нефти. В целом по месторождению до 1990 г. при меньших по сравнению с проектными дебитах нефти и обводненности наблюдалось превыше­ние проектных отборов нефти за счет более вы­сокого темпа разбуривания и соответственно большего ввода новых скважин, а также опе­режающего по сравнению с проектным перевода добывающих скважин на механизирован­ную добычу. Что позволило до 1993 г. сохра нять накопленный отбор нефти по месторо­ждению (397,1 млн т) на уровне проектного (396,0 млн т). Сравнение проектных и факти­ческих показателей разработки приведено на рис. П.6.

Моховая площадь введена в разработку в 1973 г. с применением блоковой трехрядной си­стемы. Нагнетательные скважины расположе­ны на расстоянии 700 м от первого добываю­щего ряда, расстояние между нагнетательны­ми скважинами 500 м, между добывающими — 600 м при первоначальной плотности 37,1 га/скв. В зонах стягивания пробурены два до­полнительных ряда при плотности 25 га/скв.

Всего на Моховой площади по состоянию на 01.01.1995 г. числилось 986 скважин, в том числе действующих добывающих 384, нагне­тательных 234. Из числа действующего добы­вающего фонда 75% скважин работало с об­водненностью выше 90%, из них 65% — с об­водненностью более 95%.

Начиная с 1989 г. фактические годовые уровни отбора нефти, а с 1991 г. и накопленные отборы нефти ниже проектных. Максимальный годовой отбор нефти был получен в 1986 г. в объеме 8,75 млн т при темпе отбора 13,4% НИЗ. С начала разработки на юге Восточно-Моховой площади отобрано 61,6 млн т нефти, что со­ставляет 94,1% НИЗ

Воздействие на призабойную зону акусти­ческим методом на Федоровском месторожде­нии начато с октября 1987 г. За 1987-1988 гг. обработано 40 скважин (30 добывающих, 10 нагнетательных). В 14 скважинах проведены гидродинамические исследования методом не­установившихся отборов до и после акустиче­ского воздействия (АВ). В 12 скважинах прове­дены геофизические исследования на определе­ние профиля притока. Увеличение дебита на­блюдается по 14 скважинам. По результатам гидродинамических исследований из 14 скважин в восьми отме­чается улучшение коллекторских свойств при­забойной зоны пласта. По результатам геофи­зических исследований из 12 скважин в пяти имеет место увеличение работающей толщи­ны пласта.

Суммарная добыча нефти из скважин с по­ложительным эффектом составила за 1988 г. 38,4 тыс. т. Продолжительность эффекта 2-9 мес. За 1989 г. АВ проведено в 81 сква­жине. Суммарная технологическая эффектив­ность по успешным скважинам за 1989 г. со­ставила 43,9 тыс. т. Увеличение дебита на од­ну скважину составляет 15,3 т/сут. Продол­жительность эффекта 85 сут.

За 1990 г. были обработаны четыре до­бывающие и две нагнетательные скважины. С учетом скважин с отрицательным эффек­том технологическая эффективность состави­ла 2,3 тыс. т. Продолжительность эффекта 62 сут. Низкая экономическая эффективность вне­дрения процесса АВ обусловлена значитель­ным увеличением стоимости оборудования и обслуживания работ на скважине.

Для снижения прогрессирующей обводнен­ности продукции добывающих скважин, во­влечения в дренирование низкопроницаемых слоев, ограничения фильтрации нагнетаемых вод по промытым зонам необходимо на Мо­ховой площади реализовать испытания тех­нологии загушивания нагнетаемых вод с по­мощью суспензии природных глин. После по­лучения положительных результатов процесс следует распространять по прогрессивно обводняющимся участкам Федоровского место­рождения.

Так же на месторождении проводились мероприятия по уплотнению сетки скважин, показавшие свою эффективность.