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
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)
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.
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
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.
