Ретроспективный обзор показателей разработки крупнейших месторождений Западной Сибири

Размещено на http://www.allbest.ru/

Ретроспективный обзор показателей разработки крупнейших месторождений Западной Сибири

Известно, что в обеспечении уровней добычи нефти по каждому нефтяному региону ключевую роль играет, как правило, небольшая группа крупнейших месторождений, или даже одно уникальное месторождение (Ромашкинское, Самотлор, Ванкорское, Арланское, Прадхо-Бей, Дацин,

В Западной Сибири доминирующую роль в истории нефтедобычи сыграло одно сверхгигантское Самотлорское месторождение (Qн.max > 150 млн т/год). Далее с большим отрывом по максимальному уровню добычи нефти следуют Мамонтовское и Федоровское месторождения (Qн.max > 35 млн т/год каждое). Судя по показателям эксплуатации, в первое-второе десятилетия XXI века на лидирующее место в нефтедобыче региона выходит Приобское месторождение (в сумме по Северной и Южной лицензионным территориям).

Автором проведено сравнение основных показателей за историю разработки по 10 наиболее крупным (по добыче нефти) месторождениям Сибирского региона (исключая «Самотлор»), введенным в эксплуатацию в период 1970 - 1982 гг. Все эти месторождения характеризуются максимальным уровнем добычи нефти - выше, чем 10 млн т/год:

1. Мамонтовское - 35,166 млн т (1986)

2. Федоровское - 35,067 млн т (1983)

3. Варьеганское - 18,694 млн т (1986)

4. Аганское - 14,667 млн т (1982)

5. Талинское - 13,335 млн т (1990)

6. Южно-Сургутское - 11,775 млн т (1985)

7. Повховское - 11,400 млн т (1987)

8. Суторминское - 11,370 млн т (1989)

9. Лянторское - 10,350 млн т (1990)

10. Покачевское - 10,277 млн т (1980).

Приведенная к одному «условному» году максимальная добыча нефти в сумме по 10 месторождениям составила бы 172,1 млн т/год, что соответствует 45% от добычи нефти в целом по Тюменской области в 1986 г.

Интересно отметить, что указанные месторождения территориально «представляют» почти все основные нефтедобывающие районы Тюменской области: Нефтеюганский, Сургутский, Радужнинский, Мегионский, Няганьский, Ноябрьский, Когалымский, Покачевский.

Выбранные крупнейшие многопластовые месторождения характеризуются огромным разнообразием природных горно-геологических условий залегания, параметров продуктивных пластов и флюидов (табл. 1).

Табл. 1. Наличие продуктивных пластов на месторождениях

По типу флюидонасыщения: нефтяных месторождений из числа рассмотренных - 5 (Мамонтовское, Южно-Сургутское, Аганское, Повховское, Покачевское), нефтегазоконденсатных - 5 (Федоровское, Варьеганское, Суторминское, Лянторское, Талинское).

Высоко- и среднепроницаемые пласты-коллекторы присутствуют, в основном, на месторождениях Аганское, Федоровское, Мамонтовское, Южно-Сургутское, Варьеганское; низкопроницаемые - на Повховском и Суторминском; так называемые суперколлекторы - на Талинском. Сложные для разработки слабонефтенасыщенные пласты выделены на Покачевском и Суторминском месторождениях.

Крупнейшие месторождения были введены в разработку в период с 1970 г. (Мамонтовское) по 1982 г. (Суторминское), причем «в среднем» условно в 1976 г. В сумме по 10 месторождениям добыча нефти быстро нарастала и составила: в 1970 г. - 486 тыс. т, 1975 г. - 13,3 млн т, 1980 г. - 76,4 млн т, 1985 г. - 137,7 млн т, 1990 г. - 110,1 млн т, 1995 г. - 48,8 млн т, в 2000 г. - 39,3 млн т.

Рис. 1. Динамика фактических показателей в сумме по 10 крупнейшим месторождениям Западной Сибири

Рис. 1. Добыча нефти (по условным годам)

Рис. 2. Эксплуатационное бурение (по условным годам)

Максимальный суммарный уровень годовой добычи нефти - 143,6 млн т по месторождениям был достигнут в 1986 г. (рис. 1 и табл. 2) при следующих текущих показателях их разработки в этот год:

добыча жидкости - 283,3 млн т/год

закачка воды - 459 млн м3/год

обводненность - 49%

действующий добывающий фонд - 11 483 скважины

средний дебит нефти - 41,5 т/сут.

средний дебит жидкости - 81,7 т/сут.

накопленная добыча нефти - 1,016 млрд т

отбор от НИЗ нефти - более 32%

темп отбора НИЗ нефти - около 4,6%

темп отбора ТИЗ нефти - около 6,5%

кратность ТИЗ нефти - около 15 лет.

добыча нефть многопластовый сибирь

Табл. 2. Интегральные показатели разработки 10 крупнейших месторождений Западной Сибири

*) Оценка запасов (НИЗ) Повховского и Покачевского месторождений выполнена автором

Продолжительность периода от начала разработки до выхода на «пиковую» добычу нефти изменяется по месторождениям от 8 лет (Суторминское) до 17 лет (Мамонтовское), в среднем составляя ~ 11 лет (а без Мамонтовского 10 лет).

Судя по публикациям [1, 3 и др.], примерный объем начальных геологических запасов нефти в указанных месторождениях оценивается в 8,8 млрд т (причем на Мамонтовское и Федоровское приходится около 2/5 этих запасов), извлекаемые 3,1 млрд т при среднем КИН 0,36.

Отметим, что количество запасов (геологические - 877 млн т, извлекаемые - 313 млн т), приходящееся (в среднем) на одно из указанных 10 месторождений, а также КИН, все же несколько уступают крупнейшим месторождениям, например, Башкортостана (в млн т) как: - НГЗ-НИЗ - КИН - Qнефтиmax Арланское [7] - 1297 - 518,9 - 0,40 - 16,1 млн т/год.

Туймазинское [8] - 678,7 - 352,8 - 0,52 - 14,854 млн т/год.

Максимальные фактические уровни добычи нефти изменяются по крупнейшим месторождениям - от 10,3 млн т (Покачевское, Лянторское) до 35,2-35,1 млн т (Мамонтовское, Федоровское), в среднем составляя 17,2 млн т/год (а без учета двух наилучших месторождений, в среднем, - 12,7 млн т/год).

Максимальные уровни годовой добычи жидкости изменяются по месторождениям от 14,9 млн т (Повховское) до 117,7 млн т (Федоровское), в среднем составляя 55,1 млн т/год; а закачки воды - от 25,7 млн м3 (Суторминское) до 151,1 млн м3 (Федоровское), в среднем - 75,2 млн м3/год.

Соотношение максимальных годовых уровней добычи жидкости и добычи нефти по месторождениям изменяется от 1,3 (Повховское) до 11,1 (Лянторское), в среднем - 3,2 раза;, то же по закачке - от 2,3 (Суторминское и Повховское) до 6,2 (Талинское), в среднем - 4,4 раза.

Рис. 3. Обводненность - отбор от НИЗ

Рис. 4. Темп от НИЗ - отбор от НИЗ

В целом за весь период в сумме по рассматриваемым месторождениям пробурено примерно 97 млн м горных пород, т. е. в среднем по 9,7 млн м на одно месторождение. Наибольшая накопленная проходка (> 13 млн м по каждому в отдельности) приходится на Талинское, Федоровское, Лянторское и Мамонтовское месторождения.

Годовой темп бурения фонда скважин за историю был достаточно высок и изменялся по месторождениям от 7% (Аганское, Федоровское) до 14% (Талинское, Суторминское), в среднем 10% в год.

Наибольшие средние дебиты нефти в первые пять лет эксплуатации имели месторождения: Аганское - 317 - 186 т/сут.; Федоровское - 289 - 185 т/сут. Неплохие средние дебиты нефти в первую пятилетку их работы были получены по месторождениям: Варьеганское - 185 - 120 т/сут., Покачевское - 114 - 80 т/сут., Мамонтовское - 98 - 86 т/сут., Повховское - 94 - 72 т/сут. Наименьшие средние дебиты нефти в этот срок характерны для месторождений: Суторминское - 50 - 25 т/сут., Лянторское - 40 - 8 т/сут.

Количество скважин, перебывавших в добыче нефти за историю разработки, изменяется по месторождениям примерно от 1,7 тыс. шт. (Покачевское) до 5,2 тыс. шт. (Лянторское) и 5,6 тыс. шт. (Федоровское), в среднем ? 3,5 тыс. скважин на одно месторождение.

Удельные начальные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на одну скважину (перебывавшую в добыче нефти), изменяются по месторождениям - от 45 тыс. т/скв. (Лянторское, Суторминское) до 195 тыс. т/скв. (Аганское), в среднем 90 тыс. т/скв.

Накопленный отбор от начальных извлекаемых запасов в год достижения наибольшей добычи нефти изменялся по месторождениям от 15% (Талинское) до 45% (Мамонтовское), в среднем он не достигал 30%, т. е. снижение добычи по ним началось сравнительно рано.

Обводненность продукции в год максимальной добычи нефти изменялась по месторождениям от 23% (Повховское) до 75% (Лянторское), а в среднем - около 43%.

Темпы отбора НИЗ в год «пиковой» добычи нефти изменялись по месторождениям от 4,4% (Лянторское) до 7,3% (Варьеганское), в среднем оцениваясь весьма неплохой величиной 5,5% в год.

Максимальные темпы добычи жидкости от НИЗ нефти по месторождениям варьировали от 11% (Повховское) до 49% (Лянторское), в среднем 8% (без Лянтора 15%), т. е. также были достаточно велики.

В начальный период разработки (от ввода до накопленного отбора нефти 10% от НИЗ) быстрее всего обводнялась продукция сложнопостроенных Лянторского (обводненность - 50%), Талинского (37%) и Суторминского (35%) месторождений.

Небезынтересно заметить, что далее, несмотря на часто декларируемую [4, 6] слабую насыщенность пластов Суторминского месторождения, характеристика обводнения впоследствии (чудесным образом) значительно улучшилась и далее «вышла в лидеры».

При отборе 50% от НИЗ нефти наилучшие характеристики вытеснения (т. е. текущую обводненность) имели месторождения: Повховское 40%; Суторминское ? 50%; Мамонтовское ? 56%, а наихудшие характеристики имели Лянторское, Федоровское и Покачевское месторождения (их обводненность достигала ? 75 - 85%).

Наивысшие темпы снижения уровней добычи нефти в период после года достижения максимума имели Варьеганское и Талинское месторождения:

- на 4-й год (после максимума) добыча нефти по ним составила 36 - 42%, а на 8-й год - лишь 13 - 16% от своей максимальной годовой добычи.

Основная доля месторождений на 10-й год после достижения пика отборов имели текущую добычу нефти на уровне всего лишь 20 - 30% от своего же максимального потолка.

Лишь интенсивно буримое Лянторское месторождение обеспечило на 10-й год после максимума очень высокий уровень добычи нефти 80% от ранее достигнутого наибольшего, а также Повховское (за счет массового применения ГРП) ? 45% от максимума добычи.

Накопленная добыча нефти (в 2003 г.) по группе рассматриваемых месторождений превысила 2,2 млрд тонн, из них 1 млрд тонн ровно (или 45%) приходился в сумме на Мамонтовское и Федоровское месторождения.

Текущий фактический КИН по группе исследуемых месторождений превысил 0,25, а наибольшие КИН были достигнуты по месторождениям: Аганское > 0,40; Мамонтовское - около 0,38; Южно-Сургутское - около 0,29.

Темп отбора текущих извлекаемых запасов нефти по группе рассматриваемых месторождений (исключая Талинское) в 2003 г. составил в среднем примерно 5%, а кратность остаточных запасов нефти - около 20 лет.

Выработанность НИЗ нефти в целом по группе крупнейших месторождений превысила 70% при текущей обводненности около 89%. (Для сравнения: выработанность запасов нефти в целом по ХМАО в «контрольном» 2003 г. составляла 48% при обводненности продукции скважин 83% [15]).

Выводы

1. Крупнейшие нефтяные месторождения Западной Сибири вводились в разработку быстрыми темпами: средний темп бурения 10% в год, продолжительность периода до выхода на пиковую добычу нефти 10 лет после ввода.

2. Месторождения разрабатывались достаточно высокими темпами: на максимуме годовой отбор нефти составлял ? 5,5% от НИЗ нефти и более 15% по отбору жидкости (от НИЗ нефти). Соотношение максимальных достигнутых уровней добычи жидкости и нефти в среднем - 3,2; закачки воды и добычи нефти - 4,4.

3. Средний удельный объем начальных извлекаемых запасов нефти, приходящийся на одно крупнейшее месторождение Западной Сибири, превышает 300 млн т, однако при невысоком среднем КИН (0,36).

4. К началу 2004 г. из указанных месторождений было отобрано более 70% НИЗ нефти при текущей обводненности продукции 89%. Темпы отбора ТИЗ нефти в целом по группе месторождений удовлетворительные 5% (кроме Талинского) при кратности 20 лет.

5. Необходимо уточнить количество извлекаемых запасов нефти по месторождениям: Талинское (требуется их списание), Повховское (просматривается прирост), Покачевское (возможен прирост запасов).

6. На месторождениях пробурено в сумме около 97 млн м горных пород, в добычу нефти введено 34,8 тыс. скважин при удельных НИЗ нефти 90 тыс. т/скв. Фактический удельный накопленный отбор нефти, приходящийся на одну скважину, перебывавшую в добыче на нефть, оценивается в 64 тыс. тонн.

7. Характеристики обводнения месторождений - удовлетворительные (кроме Лянторского и Талинского). Накопленный водонефтяной фактор за историю разработки к 2004 г. достиг 2,3 т/т.

8. Ключевой задачей дальнейших этапов разработки представленной группы крупнейших месторождений является всемерное повышение степени извлечения нефти из недр с доведением его до уровня не ниже 0,40.

Литература

1. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. М.: ВНИИОЭНГ, 1996, Т. 2. 352 с.

2. Архив отдела перспективного планирования СибНИИНП за 1970 - 1993 гг.

3. Разработка нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа (под редакцией В.И.Карасева и др.). Ханты-Мансийск-Тюмень, Изд. дом «ИздатНаукаСервис», 2004. 332 с.

4. Сафин С.Г., Шилов А.В. Состояние и пути улучшения условий разработки нефтегазовых месторождений Ноябрьского региона // Нефтяное хозяйство. 2001. №2. С. 39 - 43.

5. Экспертное заключение «О выполнении условий лицензионного соглашения на Суторминском нефтегазоконденсатном месторождении» (исп. ООО «ТЭРМ»), 1999.

6. Гавура В.Е. Контроль и регулирование процесса разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. 340 с.

7. Баймухаметов К.С. и др. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения. Уфа: РИЦ АНК Башнефть, 1997. 368 с.

8. Баймухаметов К.С. и др. Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторождения. Уфа: Башк. изд-во «Китап», 1993. 280 с.

9. Щелкачев В.Н. Анализ разработки крупнейших нефтяных месторождений СНГ и США. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. 74 с.

10. Щелкачев В.Н. Сравнительный анализ нефтедобычи и разработки нефтяных месторождений по странам мира. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. 119 с.

11. Иванова М.М. и др. Особенности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти (на примере Талинского месторождения). М.: ВНИИОЭНГ, 1996. 71 с.

12. Нефть и капитал (специальный выпуск), 2008. №8. 208 с.

13. Лысенко В.Д. Нефтепромысловое дело. 2001. №8.

14. Комплексная программа научно-исследовательских и опытно-промышленных работ по применению МУН из отложений шеркалинской свиты Талинской площади Крас-ноленинского месторождения. Вестник ЦКР Роснедра, 2006. №2. С. 35 - 51.

15. Недропользование в Ханты-Мансийском автономном округе в 2004 г. ГП НАЦ РН им. В.И. Шпильмана. Тюмень-Ханты-Мансийск, 2005. С.76.

Размещено на Allbest.ru