ЗАКЛЮЧЕНИЯ, ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

 

Промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях сортымской свиты нижнего мела (пласты БП₁₂¹ и БП₁₂²).

Фильтрационно-емкостные свойства (ФЭС) изучены на 210 образцах керна, эксперименты по определению ОФП на керне не проводились, в качестве аналога взяты результаты экспериментов на керне пласта БП₁₂ соседнего участка. Величина коэффициента вытеснения нефти определена по корреляционной зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости, построенной по результатам исследований керна одновозрастных отложений соседних месторождений (Тарасовское, Барсуковское, Ново-Пурпейское, Северо-Губкинское). Гидродинамические исследования проводились в 12 скважинах. Пласты охарактеризованы по данным 9 глубинных проб нефти и 3 газоконденсатных исследований. Запасы нефти, газа и конденсата Присклонового месторождения утверждены ГКЗ Роснедра в 2008 г. (протокол №1734-дсп от 26.09.08г.).

За весь период разработки Присклонового месторождения были составлено пять проектных документов. В середине 2009 года утверждена «Технологическая схема разработки Присклонового месторождения (Усть-Пурпейский лицензионный участок)» (протокол ТО ЦКР ЯНАО № 07-09 от 03.04.2009 г.), принята по суммарному варианту (БП₁₂¹ - вариант 3а, БП₁₂² (район скв.№41р) - вариант 2), сроком на 2009-2012гг.

В разработке находится пласт БП12-1, пласт БП12-2 не разрабатывался. Разработка залежи пласта БП12-1 в начале 2009 года была приостановлена до нормализации пластового давления.

По состоянию на 01.01.2009 г. на месторождении пробурено 33

 

скважины, три скважины в собственности государства. Из 33 скважин 16 нефтяных, 9 газоконденсатных, 5 нагнетательных, 3 водозаборные.

В бездействующем нефтяном фонде числится три скважины, в газоконденсатном 3 скважины.

По состоянию на 1.01.2009 г. накопленная добыча нефти составила 594,9 тыс.т при проектной 599,3 тыс. т, добыча жидкости – 608,4 тыс.т. при проектной 617 тыс. т. Текущий КИН составляет 0,204, при утвержденном КИН - 0,416. Отобрано 49,1% от НИЗ нефти, при проектном значении 49,4%.

Накопленная добыча конденсата составила 241,2 тыс.т. Коэффициент извлечения конденсата - 0,232, при утвержденном 0,420, накопленная добыча свободного газа 476,1 млн.м³.

В 2008 году добыча нефти составила 25,9 тыс.т. нефти, при проектной– 30,3 тыс.т. Отклонение составляет 14,5% (4,4 тыс.т), что не превышает допустимых. Добыча жидкости 30,1 тыс.т, при проектной 38,7 тыс.т. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти за 2008 год составил 7,3т/сут, по жидкости – 8,5 т/сут, при проектных – 8,8 т/сут и 11,3 т/сут соответственно. Фактическая обводненность продукции скважин составила 13,9 %, при проектной величине -21,7%.

За 2008 год закачано воды – 58 тыс. м³, при проектном 85,7 тыс. м³, накопленный объем закаченной воды на 1.01.2009 г. составил 1413 тыс.м³, что явно недостаточно для компенсации отборов.

По состоянию на 1.01.2010 г. накопленная добыча нефти составила 595,8 тыс.т, добыча жидкости – 609,4 тыс.т. Текущий КИН составляет 0,204, при утвержденном КИН - 0,416. Отобрано 49,2% от НИЗ нефти.

В 2009 году добыча нефти составила 0,921 тыс.т. нефти, добыча жидкости 1,1 тыс.т., добыча конденсата не велась. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти за 2009 год составил 4,3т/сут, по жидкости – 4,8 т/сут. Фактическая обводненность продукции скважин составила 9,5.

За 2009 год закачано воды – 27,4 тыс. м³, накопленный объем закаченной

 

воды на 1.01.2010 г. составил 1441 тыс.м³.

Причинами невыполнения проектных уровней добычи являются остановка ряда скважин в 2008 году, ввиду высокого газового фактора, вследствие прорыва газа из газоконденсатной части залежи пласта БП12-1.

Темпы отбора газа ниже запроектированных значений, поэтому в газовой зоне пласта пластовое давление снизилось на величину, меньшую, чем планировалось проектом. Проектное пластовое давление – 10,4 МПа. Фактическое пластовое давление в зоне отбора (газоконденсатная залежь) составило 12 МПа, при начальном 27,5МПа. Давление насыщения составляет 22,9 МПа.

Вследствие прорыва газа в нефтяную часть залежи и интенсивными отборами газоконденсата, а также недокомпенсацией пластовое давление в зоне отборов по состоянию на 1.01.2009 года составляет 11,2 МПа, при начальном 28МПа. Энергетическое состояние пластов можно считать не удовлетворительным.

Рекомендованная в предыдущих проектных документах технология бурения скважин с горизонтальным окончанием представляют интерес в получении эффекта. Накопленная добыча по скважинам №408г, составил 37 тыс.т, Средний показатель по остальным действующим нефтяным скважинам (порядка 30 тыс.т). Средний дебит по нефти горизонтальных скважин за весь период эксплуатации составил по Присклоновому месторождению пласта БП12 -1 11,5 т/сут. По обычным скважинам этот показатель выше и составляет по пласту БП12-1 - 13.2 т/сут.

Перспективной технологией для разработки залежей является зарезка вторых стволов для зон с невыработанными запасами с горизонтальным окончанием.

Разработку газовой шапки Присклонового месторождения экономически целесообразно вести с применением водогазового воздействия. Для поддержания давления и выработки остаточных запасов нефти предлагается создать на границе нефтяной части и газовой, как уже рекомендовалось в предыдущем

проектном документе, дополнительного барьерного ряда из нагнетательных скважин по линии скважин №№ 423, 427, 429, либо, как вариант по линии №№ 423, 424, 425 путем их перевода в ППД.

Необходимость данной работы обусловлена, в первую очередь, изменением ситуации на месторождении в границах лицензионного участка ООО «Пурнефть» по пласту БП _12-1.

В связи с тем, что наблюдается падение добычи углеводородов, а также снижение пластового давления как в нефтяной, так и газоконденсатной залежах, недропользователем было принято решение остановить добычу углеводородов из залежи пласта БП _12-1 в начале 2009 года сроком на период 2010-2012 гг., с продолжением закачки воды через имеющиеся нагнетательные скважины для восстановления пластового давления в целом по залежи, также рассмотрен вариант с периодической эксплуатацией нефтяной части залежи единичными скважинами.

С учетом данной ситуации после обобщения всех материалов предложены возможные варианты возобновления разработки залежи углеводородов пласта БП _12-1, которые по сути меняют принципиальные решения Технологической схемы разработки 2009 года по части остановки промысла.

Начиная с 2013 года закачку воды производить через барьерный ряд циклично во времени, чередуя с добычей газа через нефтяные скважины.