Ретроспективный обзор показателей разработки крупнейших месторождений Западной Сибири

Retrospective review of development indices of West-Siberian greatest fields

A. YANIN, Term Project bureau llc.

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,

The author compared main indices during development history of 10 greatest (oil producing) fields of Siberian region.

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.
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 ∼ 18% (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.

References

  1. Geology and development of greatest and unique oil and oil-and-gas fields of Russia. M.: VNIIOENG, 1966, Vol. 2, 352 pages.
  2. Archives of perspective planning department of SibNIINP for 1970-1993.
  3. Development of oil fields of Khanty-Mansi autonomous region (edited by V.I. Karasyov et al.) Khanty-Mansiysk-Tyumen,"IzdatNaukaServis"Publishing house,2004.332 pages.
  4. S.G. Safin, A.V. Shilov. Condition and ways of bettering development conditions of oil-and-gas fields of Noyabrsk region // Oil economy, 2001, #2. Pp. 39-43.
  5. Expert conclusion "On fulfilling conditions of license agreement at Sutorminskoe oil-gas-condensate field" (execut."TERM"Co.Ltd).1999.
  6. V.Ye. Gavura.Control and regulating of development process of oil and gas-and-oil fields. M.: VNIIOENG, 2001. 340 pages.
  7. K.S. Baymukhametov et al. Geologic structure and development of Arlanskoe oil field. Ufa. Bashneft ANK RIZ, 1997. 368 pages.
  8. K.S. Baymukhametov et al. Geologic structure and development of Tuymazinskoe oil field. Ufa, Bashkirian publishers "Kitap", 1993, 280 pages.
  9. V.N. Shchelkachev. Analysis of development of the greatest oil fields of CIS and USA. M.: VNIIOENG, 1994. 74 pages.
  10. V.N. Shchelkachev. Comparative analysis of oil production and development of fields in the world countries. M.: VNIIOENG 1996, 119 pages.
  11. M.M. Ivanova et al. Peculiarities of development of fields with hardly extractable oil reserves (example of Talinskoe field). M., VNIIOENG, 1996. 71 page.
  12. Oil and capital (special issue). 2008, #8. 208 pages.
  13. V.D. Lysenko. Oil field business, 2001, #8.
  14. Complex program of scientific-research and experimental-industrial works on MUN using from Sherkalinskaya formation deposits of Talinskoe area of KrasnoLeninskoe field. RosNedra ZKR herald, 2006, #2. Pp.35-51.
  15. Bowels using in Khanty-Mansi autonomous area in 2004. the V.I. Shpilman RN NAZ GP, Tyumen-Khanty-Mansiysk, 2005. P. 76.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Янин А.Н.

    Янин А.Н.

    генеральный директор

    ООО «Проектное бюро «ТЭРМ»

    Просмотров статьи: 13345

    Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru