1.4 Текущее состояние разработки

Лянторского месторождения

В 2010 году управление разрабатывало девять месторождений: Лянторское, Маслиховское, Назаргалеевское, Западно-Камынское, Санинское, Северо-Селияровское, Сыньеганское, Западно-Сахалинское, Ларкинское. Проведена пробная откачка нефти на Северо-Тутлимском месторождении. 73,6% годового объема добычи нефти по управлению приходится на 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 ведется одной скважиной и объект БС8/2, нефтеносность которого установлена на Тутлимской структуре, вовлеченный в разработку в 2002 году. Месторождение разрабатывается на основании «Проекта разработки Лянторского месторождения», выполненного ТО СургутНИПИнефть, протокол ЦКР Министерства природных ресурсов и экологии РФ № 1077 от 15.07.2008г., утверждающий уточненные проектные уровни добычи нефти, жидкости, закачки воды до 2068 года, в котором предусматривается:

- выделение трех эксплуатационных объектов разработки: АС9-11, БС18, БС8/2;

по основному объекту разработки АС9-11:

- размещение добывающих и нагнетательных скважин по обращенной девятиточечной системе с плотностью сетки 16 га/скв с организацией на отдельных участках залежи барьерного, очагового и приконтурного заводнения;

- по Тайбинско-Таняунской залежам – трехрядной по квадратной сетке (400х400м) с плотностью 16 га/скв;

- на участке Тутлимской залежи – трехрядной по квадратной сетке (500х500м) с плотностью 25 га/скв;

- по пласту АС9 на участке слияния Востокинской и Таняунской площадей – трехрядной системы разработки с размещением скважин по квадратной сетке (566х566м) с плотностью 32 га/скв;

- по пласту АС11 на участке северного купола – трехрядной системы разработки с размещением скважин по квадратной сетке (400х400м) с плотностью 16га/скв;

по объекту БС18:

- площадная обращенная 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 01.01.2010 пробурено 5952 скважины, из них: добывающих - 4370, нагнетательных – 1430. Проектный фонд реализован на 94,8 %.

С начала разработки месторождения отобрано 216287,622 тыс.т нефти, что составляет 91,4% от начальных извлекаемых запасов.

За 2009 год по месторождению добыто 5821,675 тыс.т нефти. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 2,46%, от текущих извлекаемых запасов – 22,3%. В 2009 году введены в эксплуатацию 5 новые добывающие скважины, добыча из них составила 9,932 тыс.т. нефти, среднегодовой дебит одной новой скважины по нефти составил 13,12 т/сут, по жидкости 79,22 т/сут, среднегодовая обводненность 83,44%.

Добыча жидкости по месторождению за 2009 год составила 133394,407 тыс.т. Среднегодовой дебит одной действующей скважины составил по нефти - 4,94 т/сут, по жидкости - 113,24 т/сут, среднегодовая обводненность 95,64%.

Рисунок 1.4.1 – Динамика добычи нефти и жидкости

Эксплуатационный фонд добывающих скважин на конец года составил 3454, действующих – 3255. По причине слабого притока 91 скважина работают в периодическом режиме. На 01.01.2010 года на месторождении эксплуатационный фонтанный фонд составил 47 скважин, действующий – 16, со средним дебитом нефти за год 7,51 т/сут. Добыча нефти за 2009 год фонтанным способом составила 37,735 тыс.т - 0,65% от общей добычи по месторождению. Максимальный объем добычи – 97,7% составляет добыча из скважин, оборудованных ЭЦН (5689,287 тыс.т). Эксплуатационный фонд скважин, оборудованных ЭЦН, на 01.01.2010 года составил 3258, действующий - 3132 со среднегодовым дебитом нефти 5,03 т/сут, жидкости 117,38 т/сут. Эксплуатационный фонд скважин, оборудованных ШГН - 149, действующий – 107, средний дебит нефти за год 2,31 т/сут, добыча за 2009 год из них составила 94,653 тыс.т (1,62%). Неработающий фонд добывающих скважин на 01.01.2010 года по месторождению составил 231 скважину, или 6,68 % от эксплуатационного фонда. В бездействующем фонде Лянторского месторождения находится 199 нефтяных скважин. Основной причиной бездействия добывающих скважин является остановка скважин из-за высокой обводненности продукции (169 скважин, или 84,9% от бездействующего фонда).

Эффект от проведения капитальных ремонтов за 2009 год составил 384,447 тыс.т нефти (в том числе по нагнетательным скважинам – 31,121 тыс.т нефти). От приобщения пласта в 17 добывающих и 1 нагнетательной скважинах дополнительно добыто 11,019 тыс.т нефти. В отчетном году бригадами капитального ремонта скважин проведены работы по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн в 20 добывающих и 6 нагнетательных скважинах. Ремонтно-изоляционные работы по ликвидации перетоков проведены в 13 добывающих и 17 нагнетательных скважинах, в том числе по ликвидации межпластовых перетоков в 12 добывающих и 17 нагнетательных скважинах; по снижению обводнённости продукции проведена селективная изоляция в 95 добывающих скважинах, отключение отдельных обводнённых пластов – в 17 добывающих скважинах. С целью регулирования заводнения провели изоляцию пласта в 3 и селективную изоляцию в 26 нагнетательных скважинах.

Эксплуатация пласта БС8/2 ведется с 2002 года. На 01.01.2010 года с начала разработки отобрано 1107,117 тыс.т нефти, за текущий год добыча нефти составила 133,994 тыс.т. Пласт БС8/2 эксплуатировался 30 скважинами, средний дебит нефти одной скважины за год составил 12,39 т/сут, жидкости – 73,67 т/сут при среднегодовой обводненности 83,19%.

Пласт БС18 в 2009 году эксплуатировался одной скважиной, введенной в работу в декабре боковым стволом. По пласту с начала разработки отобрано 3,542 тыс.т, что составляет 1,96% от начальных извлекаемых запасов. За текущий год по пласту отобрано 28 т нефти. Среднегодовой дебит нефти одной скважины составил 1,56 т/сут, жидкости – 35,56 т/сут при обводненности 95,63%.

Основным объектом разработки является объект АС9-11, на долю которого приходится 97,7 % годовой добычи нефти и 99,0 % действующего фонда нефтяных скважин. По объекту разработки АС9-11 за 2009 год извлечено 5687,653 тыс.т нефти, с начала разработки 215176,963 тыс.т – 91,5% от извлекаемых запасов, за год добыто 132596,890 тыс.т. жидкости. В 2009 году введены в разработку 5 новые добывающие скважины, добыча по которым составила 9,932 тыс.т нефти, средний дебит нефти одной новой скважины за год составил 13,12 т/сут при среднегодовой обводненности – 83,44%.

Основные показатели разработки Лянторского месторождения приведены в таблице 1.4.1.

Рисунок 1.4.2 – Темп отбора от текущих запасов

Добыча нефти по месторождению сопровождается большими объемами попутно добываемой воды. Все скважины работают с водой, на 01.01.2010 года с обводненностью до 50% работают 59 скважин (1,8% действующего фонда), с обводненностью от 50% до 90% работают 356 скважин (10,9%). 2830 скважин (86,9% действующего фонда) работают с обводненностью выше 90%, из них 486 скважин работают с обводненностью более 98% (14,9%). За 2009 год обводненность продукции скважин выросла с 95,39% до 95,77%, рост обводненности составил 0,38 %.

В связи с нецелесообразностью эксплуатации высокообводненных малодебитных скважин в течение 2009 года 103 скважины переведены в пьезометрический фонд, 1 скважина в фонд консервации.

По всем ДНС текущая обводненность составляет более 95%, за исключением ДНС-18, 19 (89,7% и 92,69% соответственно). Обводненность более 95% отмечается как в районах с высокой степенью выработки запасов - ДНС-3, 4, 5, 6, так и с низкой степенью выработки - ДНС-12, 13, 14, 16, 17. Наибольший объем накопленной добычи приходится на ДНС- 3, добыча с начала разработки составила 29633,807 тыс.т нефти, ДНС- 6 - 23719,802 тыс.т, ДНС- 4 - 18992,047 тыс.т, ДНС-5 – 16204,296 тыс.т, что соответственно составляет 13,7%, 10,9%, 8,7%, 7,4% от накопленной добычи по месторождению. Основные текущие отборы нефти сосредоточены на ДНС-18 (10,5% годовой добычи по месторождению), ДНС-6 (8,7%), ДНС-3 (7,6%).

Для вовлечения в разработку контактных и перемещенных запасов нефти в 2009 году были произведены дострелы в 87 добывающих скважинах. Большая часть дострелов (53 скважины) направлена на вовлечение в разработку первоначально газонасыщенных интервалов, в процессе разработки замещенных нефтью. В 8 скважинах (9% от всего количества) был получен приток воды с небольшим содержанием нефти, в остальных скважинах получен приток нефти с водой. 4 скважины (5% от всего количества) вывели из бездействующего фонда, 1 скважину (1%) перевели из нагнетательного в добывающий фонд, 15 (16%) скважин перевели из пьезометрического в добывающий фонд. В 1 скважине эффект не был достигнут по причине отсутствия притока, связи с чем после проведенного ГТМ скважина находится в бездействии. Дополнительная добыча нефти от проведения данных мероприятий за год составила 28,6 тыс.т. Средний прирост дебита нефти в результате проведения дострелов газонасыщенных пластов составил 5 т/сут. Средний дебит нефти скважин после проведения работ составил 7,7 т/сут.

По районам ДНС можно выделить участки, где получены максимальные приросты: ДНС-3 (7,8 т/сут), ДНС-11, ДНС-12 (7 т/сут), в районе ДНС-2 прирост 10 т/сут обуславливается тем, что в скважине 59Г, переведенной из пьезометрического фонда, средний дебит по нефти за 1 месяц работы составил 41,7 т/сут, на конец года дебит по нефти составил 14,4 т/сут. Сравнение результатов дострелов по районам ДНС приведено на рисунке 1.4.3.

Сравнительно невысокие результаты, полученные в скважинах района ДНС-6, связаны с достаточно высокой выработкой запасов, также района ДНС-13, 14, объясняются более сложным геологическим строением пластов, большим этажом газоносности, наличием подошвенной воды, и, как следствие, высокой обводненностью продукции скважин.

Наличие в газовой шапке непроницаемых экранов, выдержанных по площади, является положительным фактором при подборе скважин для проведения данного вида ГТМ. Дострелы не проводятся в скважинах с монолитным строением коллекторов (не имеющие в разрезе непроницаемых перемычек), или необводненные, т.е. скважины в которых миграция нефти в газовую шапку имеет незначительные масштабы.

Работы по вовлечению контактных нефтенасыщенных интервалов, а

также газонасыщенных толщин, в процессе разработки замещенных нефтью, ведутся с начала разработки месторождения. С августа 2003 года дострелы газонасыщенных интервалов проводятся с одновременной изоляцией обводнившихся интервалов. В таблице 1.4.1 приводится сравнение результатов работ за данный период.

Рисунок 1.4.3 – Сравнение результатов дострелов по районами ДНС

Для вовлечения в активную разработку районов со слабо дренируемыми запасами нефти с 1998 года ведутся работы по проведению КР-6. В 2009 году на месторождении данный вид работ проведён в 61 скважине. Большая часть работ по КР-6 выполнена на высокообводненных скважинах (41 скважина, 67,2%) и на скважинах со слабым притоком (12 скважин, 19,7%). Боковые стволы с горизонталь-

ными участками - в 54 скважинах (88,5%), с пилотным стволом в 6

Таблица 1.4.1 – сравнительный результат работ за данный период.

Год	Кол-во дос- трелянных скважин, шт.	Дебит нефти, т/сут		прирост дебита нефти, т/сут	Успеш-ность, %	с при- ростом 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	8,0	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

скважинах (9,8%), с наклонно-направленным стволом 1 скважина (доразведка нижележащих горизонтов). Начальный дебит нефти в

среднем по скважинам с боковыми стволами, запущенным в 2009 году, составил 35,9 т/сут, на конец года – 14,8 т/сут. Новыми боковыми стволами в 2009 году добыто 238,248 тыс.т нефти. Проведением КР-6 на месторождении достигается намеченный эффект. Так, в скважинах со слабым притоком, после проведения КР-6 получен средний дебит жидкости до 53,2 м3/сут, в высокообводненных скважинах средний дебит нефти на конец года составил 13,7 т/сут. В таблице 1.4.2 приводится сравнение показателей по категориям фонда и по типам стволов.

Таблица 1.4.2 – Сравнительный показатель по категориям фонда и по типам стволов

Категории	Кол-во, 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	12	60,1	23,7	53,2	16,2
высокообводненные	41	97,5	40,8	92,1	13,7
аварийная	1	74	42,6	70	8,1
перенос отборов в зону невыработанных запасов	7	87	28,7	85,9	16,4
2. По типу ствола
горизонтальные	54	89,9	37,2	85,9	14,6
Горизонтальный с пилот.	6	82	30	63,2	13,9
наклонно-направленные	1	34	1,1	33	1,6

Всего с начала внедрения мероприятия работы по КР-6 выполнены в 473 скважинах. Добыча из них на конец 2009 года составила 6557,571 тыс.т нефти. В 2010 году планируется провести КР-6 в 45 скважинах Лянторского месторождения.

По основному объекту разработки АС9-11 сформирована площадная обращенная девятиточечная система воздействия с плотностью сетки 16 га/скв. Для поддержания пластового давления в отчетном году закачано 141278,928 тыс.м³ воды. Среднесуточная закачка воды составила 387065,7 м³/сут. За 2009 год введено под закачку 6 скважин, действующий фонд нагнетательных скважин на конец года составил 1271 скважина, среднегодовая приемистость одной скважины составила 313,85 м³/сут. Компенсация отбора жидкости с учетом добычи прорывного газа закачкой за год по объекту АС9-11 составила 99,98%, с начала разработки 103,55%. По пласту АС9 пластовое давление на 01.01.2010 года составляет 199,3 атм., по сравнению с 01.01.2009 года давление снизилось на 1,6 атм. Давление в газовой шапке снижено до 173,4 атм., что на 36,6 атм. ниже первоначального. Компенсация по пласту АС9 за год составила 110,9%, с начала разработки - 105,9%. Пластовое давление по районам ДНС-2, 3, 4, 5, 6, 8, 9, 10, 12, 13, 15, 17, 20 удерживается на уровне 194 -199,7 атм., по остальным ДНС от 200,1 до 208,8 атм. По пласту АС10 пластовое давление на 01.01.2010 года составляет 201,4 атм., по сравнению с 01.01.2009 года давление снизились на 1 атм. Компенсация за год по пласту АС10 составила 94,2% и 101,6% с начала разработки. Пластовое давление на 01.01.2010 года по районам ДНС составило более 200 атм., кроме ДНС-3 – 199,1 атм., ДНС-6,19 – 199,5 атм., ДНС-10 – 199,9 атм., ДНС-20 – 199,6 атм. Давление распределяется от 199,1 атм. (ДНС-3) до 208,7 атм. (ДНС-16). По пласту АС11 пластовое давление на 01.01.2010 года составляет 205,7 атм., по сравнению с 01.01.2009 годом снизилось на 0,3 атм., минимальное пластовое давление 199,5 атм. наблюдается в районе ДНС-2, максимальное 209,3 атм. район ДНС-8. Компенсации за год по пласту АС11 составляет 77,9%, с начала разработки 109,9%.

В 2009 году для поддержания пластового давления по пласту БС8/2 закачано 274,123 тыс.м³ воды, среднесуточная закачка воды по пласту составила 751 м³/сут, действующий фонд состоит из 2 нагнетательных скважин. Пластовое давление по пласту БС8/2 (ДНС-18) на 01.01.2010 года составило 226 атм., по сравнению с 01.01.2009 годом увеличилось на 1,2 атм. Компенсация за текущий год составила 33,4% и 18,06% с начала разработки.

Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин по месторождению на конец года составил 1317, действующий – 1273 скважин.

На Тайбинской и Таньяунской структурах Лянторского месторождения изменена система воздействия на пласт на трехрядную систему в сочетании с очаговым и приконтурным заводнением. На данный момент сформировано 10 разрезающих рядов, состоящих из 69 нагнетательных скважин. По мере обводнения скважин, находящихся в отработке, будет продолжено формирование рядов.

С целью создания барьеров на линии внутреннего контура газоносности во избежание взаимодействия газовой шапки и нефтяной оторочки по пласту АС9 с начала разработки сформировано 5 барьерных рядов (29 нагнетательных скважин), по пласту АС10 - 5рядов (25 нагнетательных скважин).

За 2009 год по месторождению отбор попутного газа составил 2145474,949 тыс.м³. Динамика отборов газа по площадкам ДНС зависит от преобладания типов геологического строения. Добыча нефти по ДНС-2, 5, 6, 9 сопровождается большими объемами добычи газа, что составляет по ДНС-2- 10,4%, по ДНС-5- 12,8%, по ДНС-6- 12,9%, по ДНС-9 - 12,9% от общей добычи газа за год по месторождению. Максимальный общий газовый фактор приходится на ДНС-4 - 1062 м³/т, ДНС-9- 980м³/т, ДНС-2 - 798м³/т, ДНС-5 - 681 м³/т при среднем по месторождению 369 м³/т. По состоянию на 01.01.2010 года работающий фонд скважин с повышенным газовым фактором составляет 223 скважины, всего в течении года с повышенным газовым фактором работала 281 скважина.

На месторождении ликвидированы 442 скважины, что составляет 7,4% от пробуренного фонда. В наблюдательном фонде находятся 49 нефтяные, в пьезометрическом 570 нефтяные, 15 нагнетательные, 8 газовые и 15 водозаборные, в консервации - 53 нефтяные 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. Объемы основных видов гидродинамических исследований за 2009 год представлены в таблице 3.13. Запланированные объемы исследований с целью контроля технологических параметров работы скважин, физико-химических характеристик пластовых флюидов, контроля энергетического состояния залежей и определения гидродинамических параметров пластов выполнены. При плане 4538 добывающих и нагнетательных скважин фактически исследовано 4609 скважин. Охват действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин составил 100%. Контроль энергетического состояния включает замеры пластового и забойного давлений. Для механизированного фонда скважин пластовые и забойные давления определяются путем измерения статических и динамических уровней с последующим перерасчетом на давления. Контроль за изменением пластового давления в газовой шапке ведется в 55 скважинах. Охват добывающих и пьезометрических скважин замерами пластовых давлений за 2009 год составил 100%, в т.ч. прямыми замерами – 20,0%. Для оценки добывных возможностей скважин в 2009 году проведены гидродинамические исследования по определению продуктивности методом установившихся отборов в 540 добывающих скважинах, что составляет 16,2 % от действующего фонда скважин. На неустановившихся режимах фильтрации исследованы 450 добывающих и 134 нагнетательных скважин. Физико-химическая характеристика пластовых флюидов Лянторского месторождения исследована на образцах 9 глубинных проб из 3 скважин и на образцах 51 поверхностной пробы. Определение химического состава попутно добываемых вод выполнено по 919 скважинам.

Всего промыслово-геофизических исследований (ПГИ) по контролю за разработкой за 2009 год проведено 1251 при плане 1770. Охват промыслово-геофизическими исследованиями за отчетный год по добывающим скважинам Лянторского месторождения составил 18,3% и 23,9% по нагнетательным скважинам. Ведется контроль за изменением газонасыщенности и газонефтяного контакта. Всего проведены исследования по определению газонасыщенности радиоактивными методами в 101 добывающей скважине, в 62 - нагнетательных и в 40 - наблюдательных скважинах. Для оценки выработки запасов и определения текущей нефтенасыщенности за 2009 год проведены исследования углерод-кислородным каротажем в 49 наблюдательных скважинах. По контролю за возможными газоперетоками сформирована опорная сеть из 215 скважин из числа добывающих, нагнетательных, пьезометрических и наблюдательных скважин. Из данной опорной сети исследовано 166 скважин. Механизированный фонд скважин методами ПГИ исследуется, в основном, в период ремонта. При общем количестве исследований 2716 при КРС выполнены 2262. Сведения по геофизическим исследованиям скважин приведены в таблице 3.14.

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 отчетного года по месторождению проведено этой установкой 2241 замеров в 709 скважинах.