III разработка
В отчётном году управление разрабатывало одиннадцать месторождений: Лянторское, Маслиховское, Назаргалеевское, Западно-Камынское, Санинское, Северо-Селияровское, Сыньёганское, Западно-Сахалинское, Ларкинское, Явинлорское, Восточно-Студёное. 69,2% годового объёма добычи нефти по управлению приходится на Лянторское месторождение.
Лянторское месторождение
Лянторское нефтегазовое месторождение введено в разработку в 1978 году. В эксплуатации находятся пласты АС9, АС10, АС11, объединенные в один объект АС9-11; объект БС18, эксплуатация которого велась одной скважиной и объект БС8/2, нефтеносность которого установлена на Тутлимской структуре. Месторождение разрабатывается на основании «Проекта разработки Лянторского месторождения» (протокол №1077 ТО ЦКР Роснедра по ХМАО-Югре от 15.07.2008) с уточнёнными проектными уровнями добычи нефти, жидкости, закачки воды до 2068 года, в котором предусматривается:
- выделение трёх эксплуатационных объектов разработки: АС9-11, БС18, БС8/2.
По основному объекту разработки АС9-11:
- размещение добывающих и нагнетательных скважин по обращённой девятиточечной системе с плотностью сетки 16 га/скв. с организацией на отдельных участках залежи барьерного, очагового и приконтурного заводнения;
- по Тайбинско-Таняунской залежам – трёхрядной по квадратной сетке (400х400м) с плотностью 16 га/скв.;
- на участке Тутлимской залежи – трёхрядной по квадратной сетке (500х500м) с плотностью 25 га/скв.;
- по пласту АС9 на участке слияния Востокинской и Таняунской площадей – трёхрядной системы разработки с размещением скважин по квадратной сетке (566х566м) с плотностью 32 га/скв.;
- по пласту АС11 на участке северного купола – трёхрядной системы разработки с размещением скважин по квадратной сетке (400х400м) с плотностью 16га/скв.;
по объекту БС18:
- площадная обращённая девятиточечная система с плотностью сетки 16 га/скв. Применение возвратного фонда - углубление скважин с основного объекта АС9-11, выполнивших свое проектное назначение;
по объекту БС8/2:
- размещение скважин по треугольной сетке (600х600м) в сочетании с приконтурным и законтурным заводнением.
Применение следующих технологий интенсификации добычи нефти и методов повышения нефтеотдачи пластов: обработки призабойной зоны, дострел, повторное вскрытие продуктивных интервалов, изоляционные, гидродинамические методы (повышение давления нагнетания), закачки оторочек ВУС, ЭС, зарезка боковых стволов, ТГХВ, струйный и селективный ГРП.
Проектный фонд по месторождению составляет 6278 скважин. На 01.01.2012 пробурено 5951 скважина, из них: добывающих - 4328, нагнетательных – 1467. Проектный фонд реализован на 94,8 %.
С начала разработки месторождения отобрано 226608,945 тыс.т нефти, что составляет 95,7% от начальных извлекаемых запасов.
За отчётный год по месторождению добыто 4949,582 тыс.т нефти. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 2,09%, от текущих извлекаемых запасов – 32,52%. В 2011 году в эксплуатацию введены 2 новые добывающие скважины (все по объекту АС9-11), добыча из них составила 0,957 тыс.т нефти, среднегодовой дебит одной новой скважины по нефти составил 3,81 т/сут, по жидкости 33,55 т/сут, среднегодовая обводнённость 88,64%.
Добыча жидкости по месторождению за 2011 год составила 131623,235 тыс.т. Среднегодовой дебит одной действующей скважины составил по нефти - 4,15 т/сут, по жидкости - 111,35 т/сут, среднегодовая обводнённость 96,27%.
Рисунок 3.1
Эксплуатационный фонд добывающих скважин на конец года составил 3461, действующих – 3267. По причине слабого притока 16 скважин работают в периодическом режиме. На 01.01.2012 года на месторождении эксплуатационный фонтанный фонд составил 47 скважин, действующий – 30, со средним дебитом нефти за год 6,19 т/сут. Добыча нефти за 2011 год фонтанным способом составила 39,384 тыс.т - 0,79% от общей добычи по месторождению. Максимальный объём добычи – 97,5% составляет добыча из скважин, оборудованных ЭЦН (4828,531 тыс.т). Эксплуатационный фонд скважин, оборудованных ЭЦН, на 01.01.2012 года составил 3282, действующий – 3151 со среднегодовым дебитом нефти 4,21 т/сут, жидкости 114,39 т/сут. Эксплуатационный фонд скважин, оборудованных ШГН - 132, действующий – 86, средний дебит нефти за год 2,48 т/сут, добыча за 2011 год из них составила 81,667 тыс.т (1,65%). Неработающий фонд добывающих скважин на 01.01.2012 года по месторождению составил 220 скважин, или 6,36 % от эксплуатационного фонда. В бездействующем фонде Лянторского месторождения находятся 194 нефтяные скважины. Основной причиной бездействия добывающих скважин является остановка из-за высокой обводнённости продукции (85 скважин, или 43,8% от бездействующего фонда).
Эффект от проведения капитальных ремонтов за 2011 год составил 353,509 тыс.т нефти (в том числе по нагнетательным скважинам – 48,418 тыс.т нефти). От приобщения пласта в 8 добывающих и 3 нагнетательных скважинах дополнительно добыто 3,815 тыс.т нефти. В отчётном году бригадами капитального ремонта скважин проведены работы по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн в 22 добывающих и 7 нагнетательных скважинах. Ремонтно-изоляционные работы по ликвидации перетоков проведены в 7 добывающих и 4 нагнетательных скважинах, для снижения обводнённости продукции проведена селективная изоляция в 82 добывающих скважинах, отключение отдельных обводнённых пластов – в 14 добывающих скважинах. С целью регулирования заводнения провели изоляцию пласта в 6 и селективную изоляцию в 3 нагнетательных скважинах.
Эксплуатация пласта БС8/2 ведётся с 2002 года. На 01.01.2012 года с начала разработки отобрано 1283,326 тыс.т нефти, за текущий год добыча нефти составила 78,503 тыс.т. Пласт БС8/2 эксплуатировался 30 скважинами, средний дебит нефти одной скважины за год составил 7,35 т/сут, жидкости – 81,82 т/сут при среднегодовой обводнённости 91,01%.
Пласт БС18 в 2011 году эксплуатировался одной скважиной. По пласту с начала разработки отобрано 3,978 тыс.т, что составляет 2,2% от начальных извлекаемых запасов. За текущий год по пласту отобрано 4 т нефти. Среднегодовой дебит нефти одной скважины составил 0,67 т/сут, жидкости – 20,33 т/сут при обводнённости 96,72%.
Основным объектом разработки является объект АС9-11, на долю которого приходится 98,4 % годовой добычи нефти и 99,06 % действующего фонда нефтяных скважин. По объекту за 2011 год извлечено 4871,075 тыс.т нефти, с начала разработки 225321,641 тыс.т – 95,9% от извлекаемых запасов, за год добыто 130749,619 тыс.т. жидкости.
Основные показатели разработки Лянторского месторождения приведены в таблице 3.1.
Рисунок 3.2
Добыча нефти по месторождению сопровождается большими объёмами попутно добываемой воды. Все скважины работают с водой, на 01.01.2012 года с обводнённостью до 50% работает 51 скважина (1,6% действующего фонда), с обводнённостью от 50% до 90% работает 301 скважина (9,2%). 2915 скважин (89,2% действующего фонда) работают с обводнённостью выше 90%, из них 916 скважин работают с обводнённостью более 98% (28,0%). Количество скважин, обводнённых более 98%, по сравнению с 2010 годом выросло с 649 до 916 скважин. За 2011 год обводнённость продукции скважин выросла с 96,04% до 96,38%, рост обводнённости составил 0,34 %.
В связи с нецелесообразностью эксплуатации высокообводнённых малодебитных скважин в течение 2011 года 36 скважин выведены из эксплуатационного фонда в пьезометрический фонд, 3 скважины в фонд консервации.
Для вовлечения в разработку контактных и перемещённых запасов нефти в 2011 году произведены дострелы в 56 добывающих скважинах. Большая часть дострелов направлена на вовлечение в разработку первоначально газонасыщенных интервалов, в процессе разработки замещённых нефтью. Дополнительная добыча нефти от проведения данных мероприятий за год составила 4,083 тыс.т. Средний прирост дебита нефти в результате проведения дострелов газонасыщенных интервалов составил 3,6 т/сут. Средний дебит нефти скважин после проведения работ составил 5,2 т/сут. Наличие в газовой шапке непроницаемых экранов, выдержанных по площади, является положительным фактором при подборе скважин для проведения данного вида ГТМ.
Рисунок 3.3
Работы по вовлечению контактных нефтенасыщенных интервалов, а также газонасыщенных толщин, в процессе разработки замещённых нефтью, ведутся с начала разработки месторождения. С августа 2003 года дострелы газонасыщенных интервалов проводятся с одновременной изоляцией обводнившихся интервалов. В таблице 3.2 приводится сравнение результатов работ за данный период.
Таблица 3.2
Год |
Кол-во скважин с дострелом газонас. интервалов, шт. |
Дебит нефти, т/сут |
Прирост дебита нефти, т/сут |
Успешность, % |
С приростом более 2 т/сут, % |
|
до дострела |
после дострела |
|||||
2003 |
84 |
1,8 |
8,4 |
6,6 |
92 |
73 |
2004 |
148 |
3,9 |
11,1 |
7,2 |
84 |
73 |
2005 |
149 |
2,7 |
8 |
5,3 |
88 |
72 |
2006 |
66 |
3,6 |
9,1 |
5,5 |
92 |
73 |
2007 |
69 |
1,9 |
7,5 |
5,6 |
84 |
72 |
2008 |
30 |
1,3 |
5,2 |
3,9 |
60 |
33,5 |
2009 |
87 |
2,7 |
7,7 |
5,0 |
91 |
97 |
2010 |
90 |
1,7 |
6,4 |
4,7 |
97 |
93,3 |
2011 |
56 |
1,6 |
5,2 |
3,6 |
23 |
2 |
Для вовлечения в активную разработку районов со слабо дренируемыми запасами нефти с 1998 года ведутся работы по проведению КР-6. В 2011 году на месторождении данный вид работ проведён в 65 скважинах. Большая часть работ по КР-6 выполнена на высокообводнённых скважинах (39 скважин, 60,0%) и на скважинах со слабым притоком (26 скважин, 40%). Боковые стволы с горизонтальными участками - в 64 скважинах (98,5%), с пилотным стволом в 1 скважине (1,5%). Начальный дебит нефти в среднем по скважинам с боковыми стволами, запущенным в 2011 году, составил 35,5 т/сут, на конец года – 15,9 т/сут. Новыми боковыми стволами в 2011 году добыто 260,604 тыс.т нефти. Проведением КР-6 на месторождении достигается намеченная эффективность. Так, в скважинах со слабым притоком после проведения КР-6 получен средний дебит жидкости до 76 м3/сут, в высокообводнённых скважинах средний дебит нефти на конец года составил 14,7 т/сут. В таблице 3.3 приводится сравнение показателей по категориям фонда и по типам стволов.
Таблица 3.3
Категории |
Количество, шт. |
Дебит после зарезки БС |
|||
начальный |
на конец года |
||||
Qж., м3/сут |
Qн., т/сут |
Qж., м3/сут |
Qн., т/сут |
||
1. По категории фонда |
|||||
со слабым притоком |
26 |
85,3 |
35,8 |
76,3 |
16,9 |
высокообводненные |
39 |
86,8 |
35,2 |
84,9 |
14,7 |
2. По типу ствола |
|||||
горизонтальные |
65 |
86,2 |
35,5 |
81,4 |
15,9 |
Всего с начала внедрения мероприятия работы по КР-6 выполнены в 602 скважинах. Добыча из них на конец 2011 года составила 8857,237 тыс.т нефти.
В 2012 году планируется провести КР-6 в 50 скважинах Лянторского месторождения.
По основному объекту разработки АС9-11 сформирована площадная обращённая девятиточечная система воздействия с плотностью сетки 16 га/скв. Для поддержания пластового давления в отчётном году закачано 138853,896 тыс.м3 воды. Среднесуточная закачка воды составила 380421,6 м3/сут. За 2011 год введено под закачку 11 скважин, действующий фонд нагнетательных скважин на конец года составил 1262 скважины, среднегодовая приемистость одной скважины составила 304,95 м3/сут. Компенсация отбора жидкости с учётом добычи прорывного газа закачкой за год по объекту АС9-11 составила 100,3%, с начала разработки 103,2%. По пласту АС9 пластовое давление на 01.01.2012 года составляет 193,4 атм., по сравнению с 01.01.2011 года давление снизилось на 4,1 атм. Пластовое давление по районам ДНС-3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 12, 13, 14, 17, 18, 20 удерживается на уровне 191,7-199,5атм., а по ДНС- 2, 10, 11, 16, 19 от 200,9 до 206,5 атм. Давление в газовой шапке снижено до 166,5 атм., что на 43,5 атм. ниже первоначального. Компенсация по пласту АС9 за год составила 111,7%, с начала разработки – 97,7%. По пласту АС10 пластовое давление на 01.01.2012 года составляет 201,1 атм., по сравнению с 01.01.2011 года давление выросло на 0,3 атм. Компенсация за год по пласту АС10 составила 94,2% и 106,5% с начала разработки. Пластовое давление на 01.01.2012 года по районам ДНС составило более 200 атм., кроме ДНС-3 – 196,5 атм., ДНС-7 – 199 атм., ДНС-10 – 199,5 атм., ДНС-14 198,4 атм., ДНС-19 – 198,3 атм. Давление распределяется от 196,5 атм. (ДНС-3) до 207,5 атм. (ДНС-16). По пласту АС11 пластовое давление на 01.01.2012 года составляет 204,5 атм., по сравнению с 01.01.2011 года снизилось на 0,2 атм., минимальное пластовое давление 197 атм. наблюдается в районе ДНС-3, максимальное 209,1 атм. по району ДНС-8. Компенсация за год по пласту АС11 составила 74,1%, с начала разработки 113,8%.
В 2011 году для поддержания пластового давления по пласту БС8/2 закачано 383,192 тыс.м3 воды, среднесуточная закачка воды по пласту составила 1049,8 м3/сут. За 2011 год под закачку введена 1 скважина, действующий фонд состоит из 2 нагнетательных скважин, среднегодовая приемистость одной скважины составила 411,15 м3/сут. Пластовое давление по пласту БС8/2 (ДНС-18) на 01.01.2012 года составило 222 атм., по сравнению с 01.01.2011 годом снизилось на 1 атм. Компенсация за текущий год составила 43,4% и 24,2% с начала разработки.
Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин по месторождению на конец года составил 1330, действующий – 1264 скважин.
На Тайбинской и Таньяунской структурах Лянторского месторождения изменена система воздействия на пласт на трёхрядную систему в сочетании с очаговым и приконтурным заводнением. На данный момент сформировано 10 разрезающих рядов, состоящих из 71 нагнетательной скважины. По мере обводнения скважин, находящихся в отработке, будет продолжено формирование рядов.
В 2011 году с целью поддержания плановой компенсации отбора жидкости организована внутрикустовая закачка на кустах №302, 303, 306, 310, 375, 526. В связи с организацией внутрикустовой закачки на к.302, 303, 306, 310 в юго-восточной части Лянторской структуры из бездействия прошлых лет запущено 10 нагнетательных скважин, 10 скважин переведено в водозаборный фонд.
За отчётный год по месторождению отбор попутного газа составил 1915054,895 тыс.м3. Динамика отборов газа по площадкам ДНС зависит от преобладания типов геологического строения. Добыча нефти по ДНС-2, 4, 6, 13, 20 сопровождается большими объёмами добычи газа, что составляет по ДНС-2-8,7%, по ДНС-4-11,7%, по ДНС-6-17,3%, по ДНС-13-10,7%, по ДНС-20-9,8% от общей добычи газа за год по месторождению. Максимальный общий газовый фактор приходится на ДНС-2-787 м3/т, ДНС-4-1311 м3/т, ДНС-6-785 м3/т, ДНС-12-863 м3/т, ДНС-13-559 м3/т, ДНС-20-629 м3/т при среднем по месторождению 387 м3/т. По состоянию на 01.01.2012 года работающий фонд скважин с повышенным газовым фактором составляет 169 скважин. Всего в течение года с повышенным газовым фактором работала 271 скважина.
На месторождении ликвидированы 482 скважины, что составляет 8,1% от пробуренного фонда. В наблюдательном фонде находятся 49 нефтяных, в пьезометрическом - 509 нефтяных, 22 нагнетательных, 6 газовых и 20 водозаборных скважин. Законсервированы 53 нефтяные и 3 нагнетательные скважины.
Исследования на месторождениях выполняются на основании руководящего документа РД 153-39.0-109-01 «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений», разработанного в 2002 году, и «Проекта разработки Лянторского месторождения». Объёмы основных видов гидродинамических исследований за 2011 год представлены в таблице 3.14. Запланированные объёмы исследований выполнены. При плане 4568 добывающих и нагнетательных скважин фактически исследовано 4652 скважин. Охват действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин составил 100%. Контроль энергетического состояния включает замеры пластового и забойного давлений. За отчётный год на месторождении проведены гидродинамические исследования на 32 скважинах, оснащённых ТМС. Контроль изменения пластового давления в газовой шапке ведется в 50 скважинах. Охват добывающих и пьезометрических скважин замерами пластовых давлений за 2011 год составил 100%, в т.ч. прямыми замерами – 23,6%. Для оценки добывных возможностей скважин в 2011 году проведены ИК в 58 добывающих скважинах, что составляет 1,7 % от действующего фонда скважин. На неустановившихся режимах фильтрации исследованы 332 добывающие и 151 нагнетательная скважины. Физико-химическая характеристика пластовых флюидов Лянторского месторождения исследована на образцах 6 глубинных проб из 2 скважин и на образцах 27 поверхностных проб. Определение химического состава попутно добываемых вод выполнено по 738 скважинам.
Всего промыслово-геофизических исследований (ПГИ) по контролю за разработкой за 2011 год проведено 1232 при плане 920. Охват промыслово-геофизическими исследованиями за отчётный год по добывающим скважинам Лянторского месторождения составил 15% и 28,6% по нагнетательным скважинам. Ведётся контроль за изменением газонасыщенности и газонефтяного контакта. Всего проведены исследования по определению газонасыщенности радиоактивными методами в 59 добывающих скважинах, в 42 - нагнетательных и в 47 - наблюдательных скважинах. Для оценки выработки запасов и определения текущей нефтенасыщенности за 2011 год проведены исследования углерод-кислородным каротажем в 48 наблюдательных скважинах. По контролю за возможными газоперетоками сформирована опорная сеть из 232 скважин из числа добывающих, нагнетательных, пьезометрических и наблюдательных скважин. Из данной опорной сети исследовано 178 скважин. Механизированный фонд скважин методами ПГИ исследуется, в основном, в период ремонта. При общем количестве исследований 2454 при КРС выполнено 2057. Сведения по геофизическим исследованиям скважин приведены в таблице 3.15.
Контрольные замеры дебита жидкости и газа, а также замеры дебитов скважин, работающих с повышенным газовым фактором, по которым нет возможности замерить дебит жидкости и газа стационарными установками АГЗУ из-за своих технических характеристик, выполняются при помощи передвижной установки «АСМА-Т-03-400». В течение отчётного года по месторождению проведено этой установкой 2541 замер в 914 скважинах.
Таблица 3.1