Геологический отчет ОАО "Варьеганнефть"

                                             I. ОБЩАЯ ЧАСТЬ.

 

     ОАО "Варьеганнефть",  образованное  в 1993г.  на базе  НГДУ "Варьеганнефть", является  держателем 2-х лицензий на право  добычи углеродного сырья (по  Варьеганскому и  Ново-Аганскому  месторождениям, со сроком действия до 2013 г.), одной лицензии на поиск и добычу нефти и газа ( по Калиновому месторождению, со сроком действия до 2024 г.) и одной лицензии на геологическое изучение недр, разведку и добычу углеродного сырья ( по Валюнинскому месторождению, срок действия лицензии – 2026 г.) В отчетном году компания продолжала активную разработку Варьеганского  нефтегазоконденсатного месторождения,  пробную  эксплуатацию  Калинового  месторождения  и продолжает проведение полевых сейсморазведочных работ на Валюнинском. Ново-Аганское месторождение временно не разрабатывается. По этому месторождению заканчивается создание проектного документа.

 

     Варьеганское  нефтегазоконденсатное месторождение  находится в Нижневартовском  районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 140 км северо-восточнее г. Нижневартовска.  В свое время  одно из крупнейших месторождений  Западной Сибири,      Варьеганское  месторождение было открыто в 1967 г., разработка ведется с 1974 г.,  согласно  первой тех. схемы эксплуатации и обустройства,  составленной институтом Гипротюменнефтегаз в 1973 г. и утвержденной ЦКР в январе 1974 г. ( протокол N 383  от  18 января 1974 г).  В настоящее время руководящим проектным документом является «Анализ разработки Варьеганского месторождения», составленный ВНИИнефть и  утвержденный на ЦКР протоколом  N  2270  от 18.06.98 г.

  

         Ново-Аганское месторождение, расположенное  в пределах Нижневартовского  района Ханты-Мансийского автономного  округа на водоразделе рек  Колик-Еган и Аган, было открыто в 1985 г.

Геологический разрез изучаемого района представлен образованиями  доюрского фундамента, платформенными отложениями мезозойской и кайнозойской групп, а также четвертичными  отложениями. Месторождение имеет  сложное геологическое строение, осложненное серией тектонических нарушений.

Пробная эксплуатация Ново-Аганского  месторождения началась в  1998 году. Месторождение разрабатывается  согласно «Проекта пробной эксплуатации», составленным СибНИИНП в 1993  г. и  утвержденным ЦКР в 1995 г.

 

  С 1997 года предприятие  владело лицензией на поиск  и разведку Калинового участка.  Калиновое нефтяное месторождение  открыто поисковой скважиной  4П в 1998 г., которая дала приток  безводной нефти из пласта  Ю1-1. В июле 1999 года при проведении  седьмого раунда лицензирования недр предприятие выиграло аукцион по Калиновому участку, на поиск и разведку которого были вложены собственные средства.

Лицензию на разработку Калинового месторождения ОАО «Варьеганнефть»  получило в сентябре 1999 года.

 

Валюнинский участок расположен в 44 км на северо-запад от г. Радужный. В тектоническом отношении находится на территории Валюнинской мегаседловины. Нефтеносность участка связана с пластами БВ7, БВ8-1, ачим.-1,2,3, Ю1-1, Ю1-2 Валюнинского месторождения.

Лицензия на право пользования недрами Валюнинского лицензионного участка выдана ОАО «Варьеганнефть» в июне 2001 г. сроком до 24.06.2026 г. с целевым назначением – геологическое изучение недр, разведка и добыча углеводородного сырья.

 

 

 

                       II. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ.

 

     Варьеганское  месторождение   многопластовое,  в  разрезе  слагающих пород   выделено  19   продуктивных   пластов:  сеноманский   и   ПК,   АВ4, АВ5, АВ7-8, БВ4-0, БВ4, БВ5, БВ6, БВ7, БВ8-0, БВ8-1, БВ8-2, БВ9, БВ10,  ачм.,  Ю1-1, Ю1-2, Ю2.

 В   промышленной  эксплуатации   находятся   11   объектов:

БВ-4, БВ5, БВ6, БВ7, БВ80-1, БВ8-2, БВ9, БВ10,  АВ7-8,  ЮВ2, ЮВ1-1+ЮВ1-2. Практически  вся площадь месторождения покрыта  мощной сеноманской газовой залежью. Все  промышленные  залежи  являются  нефтегазовыми,  за  исключением пласта ЮВ2.

      Запасы   нефти   утверждены    ГКЗ   СССР   в   1990 г. в объёме:

 

геологические по  категории  ВС1- 845,248 млн.т;

                                                   С2-   21,904 млн.т. 

Начальные извлекаемые  запасы  по   ВС1- 257,521 млн.т

                                                                  С2-    6,175 млн.т.  

В 1989 г.  СибНИИНП произвел пересчет запасов, и  предполагалось  принять  геологические  запасы   в  объёме - 592 млн.т,  НИЗ - 217 млн.т.  Но эксперты  ГКЗ не согласились с аргументами авторов отчета и оставили запасы  Варьеганского месторождения  в первоначальном  варианте.

 ВНИИнефть при составлении  “Анализа разработки Варьеганского  месторождения” также указал  на несоответствие утвержденных запасов нефти динамике и показателям разработки. Несоответствие утвержденных запасов фактическим результатам разработки является самой главной проблемой разработки Варьеганского нефтегазоконденсатного месторождения.

 В течение 2003 г. по Варьеганскому месторождению, согласно постановлению ЦКР от 18.06.98 г. и на основе всех имеющихся геолого-геофизических данных , ОАО «Варьеганнефть» совместно с ООО «ГеоДейтаКонсалтинг» закончили построение трехмерной геологической модели, на базе которой был произведен пересчет балансовых запасов УВ. Материалы по пересчету балансовых запасов УВ были представлены и рассмотрены на ТКЗ РФ  11.04.2003 г. Геологические запасы уменьшились на 15,5%. Отчет рекомендован к защите в ГКЗ.

   

     Варьеганское месторождение находится на IV - последней стадии разработки и характеризуется падающей добычей, высоким обводнением продукции, которая составляет 89,5%. Высокопродуктивные, первоочередные объекты разработки практически полностью разбурены, в значительной степени истощены и обводнены. По пластам  БВ6, БВ7, БВ82 и БВ9,  содержащим 62,2%  от НИЗ,  выработка достигла 87%,  обводненность 95,1%.  Основные остаточные запасы сосредоточены в пласте БВ80-1, представленным маломощными, низкопроницаемыми коллекторами и относятся к категории трудноизвлекаемых. Около 10% остаточных запасов содержатся в неразбуренной  части пласта БВ10 (северная часть залежи) и пласте ЮВ1-2 (центральная часть залежи).

    Для объективного   анализа   состояния   разработки  Варьеганского месторождения, представлена сравнительная   характеристика  основных  показателей разработки 2002г и 2003 г. в таб.N 1.

Показатели	2002г	2003г
Добыча нефти, тыс.т.	11531,149	1704.367
Добыча жидкости, тыс.т.	14802,772	16193.933
Обводненность, %	89,7	89.5
Эксплуатац. нефтяной фонд,	1330	1148
в т.ч. действующий	640	641
Дающий продукцию	607	614
Простой	33	27
Бездействующий	690	506
Эксплуатац.нагнет.фонд,	694	677
в т.ч. действующий	148	149
под закачкой	143	145
Простой	5	4
Бездействующий	512	517

      На сегодня  86,8 % добычи приходится на механизированную  добычу. Из них 85,9% на ЭЦН и  14,1% - на ШГН. 

Применение ГРП на Варьеганском месторождении наметило тенденцию к уменьшению  обводненности продукции с 98,7% в 2002 г. до 89,5% в 2003 г.

 

Ново-Аганское месторождение открыто в 1985 году в зоне активной нефтедобычи. Ново-Аганское нефтегазовое месторождение является многопластовым, сложнопостроенным, с многочисленными дизъюктивными нарушениями. Разрез Ново-Аганского месторождения изучен поисково-разведочными скважинами до глубины 3210 м. Залежи нефти и газа отмечаются в продуктивных пластах ПК, АВ, БВ, ачимовской толще и ЮВ. Первоочередными объектами разработки являются наиболее продуктивные пласты ПК и Ю1. Значительная часть (50%) геологических запасов содержится в пласте ПК15. Сеноманские нефти пласта ПК15 очень тяжелые (их плотность – 945,8 г/см3, в пластовых условиях – 93 г/см3), высоковязкие, сернистые ( содержание серы 0,65% ), смолистые ( до 12% ).

Запасы углеводородов, числящихся на балансе ВГФ, составляют :

балансовые  :

   по категории  С1 -  70 259 тыс.т

  по категории С2 -    7 068 тыс.т

 

извлекаемые :

по категории С1 - 20 956 тыс.т

по категории С2 -   1 629 тыс.т

 

    В соответствии  с утвержденным ЦКР  в 1995 г. проектом пробной эксплуатации  Ново-Аганского месторождения было  начато бурение эксплуатационных  скважин. Пробуренная первая же  скважина  внутри контуров нефтенасыщенности  не подтвердила площади нефтеносности по основным залежам покурской свиты, запасы которой составляют  более 50% от общих утвержденных запасов месторождения. Учитывая сложное геологическое  строение и довольно слабую изученность геолого-физических параметров, с целью более детального изучения строения месторождения была выполнена программа по доразведке месторождения, проведена  высокоразрешающая объемная сейсморазведка.

В период с 1995 по 1998 г.г. на месторождении были проведены большие  объемы сейсмических исследований ( площадная трехмерная сейсмика, покрывающая всю территорию месторождения, вертикальная сейсмопрофилирование). Полученные результаты подтвердили изначальную неподготовленность месторождения к  проектированию.

На основе информации, полученной  из  21 разведочных скважин и с использованием данных сейсморазведки, ООО «ГеоДейтаКонсалтинг» произведен подсчет запасов, утвержденный на ГКЗ РФ  ( протокол № 634 от  23.03.2001 г.)

Представленные в отчете балансовые запасы нефти Ново-Аганского  месторождения :

 

по категории С1 составили – 25 321 тыс.т.

по категории С2 составили  – 11 684 тыс.т.

 

Извлекаемые запасы по категории  С1 – 5 229 тыс.т.

           по категории С2 – 1 660 тыс.т.

 

      Эксплуатационный  фонд Ново-Аганского месторождения  составляют  1 разведочная  скв., находящаяся в бездействии. В настоящее время месторождение не разбуривается до утверждения проектных документов. Завершена работа по составлению технологической схемы опытно-промышленной разработки месторождения, которая прошла защиту на ЦКР 17.12.03 г.

За время пробной  эксплуатации с месторождения отобрано 5,616 тыс.т нефти.

 

  Калиновое  нефтяное месторождение было открыто в 1998 г. поисковой скважиной 4П. Приток получен из пласта Ю1-1.    Запасы углеводородов утверждены на ТКЗ в 1999 г. и составляют:

      балансовые:

    по категории  С1 - 801 тыс.т.

    по категории  С2 - 448 тыс.т.

 

        извлекаемые :

    по категории  С1 - 241 тыс.т.

    по категории  С2 - 134 тыс.т. 

 

  Пробуренные в  2000 году четыре разведочные скважины (6р, 101р, 103р, 104р) не подтвердили структуру куполовидного поднятия и соответственно изменилась площадь нефтеносности в районе скважины № 4П. Получение отрицательного результата потребовало переоценку запасов.

Пробуренная в 2001 году поисковая  скважина №7 открыла, как тогда предположили, новую залежь  в пласте Ю1-1, при испытании получен промышленный  приток  нефти с дебитом 28,8 т/сут. на 6 мм штуцере. Поэтому в декабре 2001 года был выполнен оперативный пересчет запасов нефти и газа по  Калиновому  месторождению и представлен на рассмотрении рабочей комиссии ТКЗ ХМАО. ТКЗ ХМАО постановило: принять по Калиновому месторождению извлекаемые  запасы по категории С1 – 0,836 млн.т. , по категории С2 – 3,523 млн.т. После пересчета запасов прирост извлекаемых запасов по мест-ю составил по категории С1 – 0,595 млн.т., по категории С2 – 3,389 млн.т.

Однако, в 2002 г. протоколом ЦКЗ №453 М от 24.04.02 г. был зафиксирован факт открытия нового месторождения - Южно-Калинового, а не залежи,  как  считалось ранее.

За период пробной  эксплуатации из Калинового месторождения  отобрано 10 534 т. нефти, с Южно-Калинового – 3 940 т. нефти .

За 2003 год с Калинового месторождения добыто 3,7 тыс. т. нефти, средний дебит скважин составил 3,7 т/сут, с Южно-Калинового добыли 1,8 тыс.т с дебитом скважин – 14,4 т/сут.

В 2003 году прошла экспертиза и защита на ЦКР Технологической  схемы опытно-промышленной разработки  Калинового месторождения  и Проекта  пробной эксплуатации Южно-Калинового месторождения.

Утверждены уровни добычи по первоочередным участкам на 2004 –2006 г.г.

 

Лицензия на право  пользования недрами Валюнинского лицензионного участка выдана нашему предприятию 25.06.2001 г сроком до 24.06.2026 г.

По состоянию на 1.01.2003 г. извлекаемые запасы по категории         С1+С2 составляют :

Нефть – 18 487 тыс. тонн

Газ  -  2392 млн. м. куб.

 На месторождении  пробурены 24 поисково-разведочные  скважины, из числа которых 16 ликвидированы,  как выполнившие свое назначение .

  В начале 2003 г. были  расконсервированы две скважины: 212П – в марте и  234П - в апреле месяцах. Из-за отсутствия дорог, эксплуатация на Валюнинском месторождении является сезонной. За 29 дней эксплуатации месторождения в 2003 году добыча нефти составила 702 тонны с дебитом скважин 24,2 т/сут. Результаты испытания этих двух поисковых скважин показали, что потенциал месторождения выше, чем изначально предполагалось. И поэтому, в марте 2004 года будет представлен отчет на ТКЗ по переоценке запасов месторождения.

 

                      III. ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ.

 

 

    Основными  направлениями в поддержании уровня добычи нефти, как и в предыдущие годы, являлись следующие:

 

1.Ввод в эксплуатацию  новых скважин.

2.Вовлечение в разработку  невыработанных участков  залежи       (дострелы,   приобщения), интенсификация .

3.Перевод скважин  на вышележащие объекты.

4.Оптимизация режима работы  скважин.

5.Проведение ремонтно-изоляционных  работ с использованием новейших  технологий с целью изоляции  заколонных перетоков и промытых  участков залежей.

6.ГРП - гидравлический  разрыв пласта.

7.ФХВ – физико-химическое воздействие на  ПЗП.

8.Перевод скважин на механизированный  способ эксплуатации.

 

     Так, по первому  пункту за год  было введены  4 новые скважины и получен  эффект в объеме 6,6 тыс. т нефти.  На 2-х из 4-х введенных скважинах  был применен гидроразрыв пласта, что позволило увеличить дебит этих скважин. В результате, средний дебит по нефти на новых скважинах составил 19,2 т/сут против 16,2 т/сут в 2002 году. 

     По второму пункту (интенсификация) работы были  проведены   в  87  скважинах, что дало нам  дополнительно 22,3 тыс.т. нефти . Средний прирост дебита нефти по данному мероприятию составил 3,8 т/сут.       

     В случае  высокой обводненности и при   условии  выполнения  своего  назначения, осуществлялся  перевод  скважин с прежнего объекта эксплуатации на вышележащий, а также приобщение новых пластов к ранее эксплуатируемым. Такой вид мероприятия осуществлен в 58 скважинах. Это позволило получить эффект в объеме  13,3 тыс.т.  нефти при среднем приросте дебита 5,2 т/сут.

          Следующим видом работы, направленным на поддержание уровня добычи нефти, является  оптимизация режима работы скважин. Так, в результате проведения данного вида работ на 83  скважинах, полученная доп. добыча  составила 30,6  тыс.т. нефти.

В 2003 году нашим предприятием проведен большой объем работ по повышению нефтеотдачи пластов, интенсификации притоков. Из примененных технологий к эффективным можно отнести следующие работы:

1. Гидроразрыв пласта.
2. Применение потокоотклоняющей технологии с использованием ЩПСК (щелочной полимер-суспензионная композиция).
3. Применение методов интенсификации глинокислотой с гидроразмывом по пласту.

Основной  упор был  сделан на применение ГРП на Варьеганском месторождении. Проведение ГРП на Варьеганском месторождении было начато  еще  в 1999 году силами компании «BJ-сервис». В 2003 году этим методом были охвачены 114 скважины, две из них- новые. Работы проводились компаниями «Ньюко» и «Шлюмберже». В результате применения данного метода было получено дополнительно 326,5 тыс.т. Средняя эффективность на 1 скв/операцию составила 20,4 т/сут.

В связи с тем, что  по  наиболее высоко продуктивным объектам запасы отобраны ,возникла необходимость  проведения на этих объектах таких  методов увеличения нефтеотдачи, как  физико-химическое воздействие на пласт.

Началом применения такого воздействия  можно считать работы, начатые ООО «Сибхимсервис» в 2000 году, связанные с применением  потокоотклоняющих технологий с  использованием ЩПСК (щелочная полимер-суспензионная  композиция) и ПС (полимерная суспензия). В 2003 году проведено 44 операции на   нагнетательных скважинах. Применение данной технологии позволило дополнительно добыть 63,4 тыс.т. Реагирующий фонд вырос с 48 до 90 скв. Нагнетательный фонд, обрабатываемый по данной технологии, вырос с 16 скв. до 26. Это позволило оптимизировать систему разработки данного участка и повысить эффективность проводимых работ по ПНП, что должно сказаться на результатах в 2004 г.

   На механизированный  способ эксплуатации были переведены  за год 3 скважины, но эффект  по двум из них приходится на ГРП и возврат, и лишь по одной скважине за 26 дней эксплуатации доп.добыча составила 3 тонны. В дальнейшем на этой скважине был применен ГРП и прирост добычи нефти уже относился к ГРП.

       

     В результате  всех проведенных мероприятий полученный эффект составил 472,659 тыс. т. нефти.   

 

          

 

  

                               IV. СОСТОЯНИЕ ФОНДА.

 

 

     Согласно проекту  разработки Варьеганского месторождения,  проектный нефтяной фонд составляет 1898 скв., проектный нагнетательный – 1268 скв. На 1.01.2004 г.  пробуренный нефтяной фонд -1521   скв. и нагнетательный - 1069  скв., что составляет 80,1% и  84,3 %  соответственно.

 

 

    Основные объекты   разработки  практически полностью  разбурены. Это наглядно видно  из табл. N 2.

 

 

 

Объект	Проектный		Пробуренный
	Добыв.	Нагнет.	Добыв.	Нагнет.
БВ4	106	35	89	35
БВ5	107	66	65	34
БВ6	242	152	241	147
БВ7	177	114	172	102
БВ80-1	610	422	379	346
БВ82	197	117	182	102
БВ9	112	56	112	54
БВ10	110	128	110	126
ЮВ11	119	93	108	83
ЮВ12	89	48	51	28
ЮВ2	29	37	12	12
Итого	1898	1268	1521	1069

     Эксплуатационный  нефтяной фонд Варьеганского месторождения на 1.01.2004 г. составил 1143 скв.,

     в т.ч.   действующий       - 641

                дающий                 - 614

                бездействующий  - 501

 

 

     Эксплуатационный  нагнетательный фонд Варьеганского  месторождения на 1.01.2004 г.- 677 скв.

     в т.ч.   действующий         - 149

                 под закачкой          - 145

                 бездействующий   - 506

 

 

       

По состоянию на 1.01.2004 г. нефтяной фонд скважин Ново-Аганского месторождения распределился таким образом :

 

     Эксплуатационный  – 1 скв.,

    в т.ч.  действующий  – 0 скв,

          бездействующий - 1 скв.

 

Эксплуатационный нагнетательный фонд Ново-Аганского месторождения  на 1.01.2004 года – 0 скв 

 

Эксплуатационный нефтяной фонд Калинового месторождения на 1.01.2004 года –1 скв., в т.ч.

Действующий – 0 скв

Бездействующий – 1 скв

Фонд освоения  - 0 скв.

 

Эксплуатационный нефтяной фонд Южно-Калинового месторождения на 1.01.2004 года –1 скв., в т.ч.

 

               Действующий – 0 скв

Бездействующий – 1 скв

 

 

 

5. ЗАДАЧИ  НА 2004 ГОД.

 

 

        Основной задачей предприятия на 2004 год, как и в прежние годы, является поддержание необходимого уровня добычи нефти, сокращение бездействующего фонда, а следовательно, разработка мероприятий и поиск новых методов повышения нефтеотдачи пласта, в частности, на Варьеганском месторождении, находящемся на последней - IV стадии разработки.

      Как  известно, данная стадия характеризуется  высокой обводненностью пластов  и основными объектами разработки  являются пласты с трудноизвлекаемыми запасами.

    Для решения  проблем повышения нефтеотдачи  таких пластов нами будут применены  различные технологии.

        В 2004 году на Варьеганском месторождении запланировано применение следующих методов :

потокоотклоняющая технология с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи пласта ; солянокислотная и глинокислотная обработки в целях борьбы с парафиноотложениями и солеотложениями ; электрообработка пластов, а также продолжим применение ГРП - гидроразрыв пласта и физико- химическое воздействие на пласт (ФХВ). В дальнейшем планируется проведение опытно-промышленных работ по зарезке боковых стволов.

Основной прирост добычи ожидается от ГРП – 215,809 тыс.т. нефти  и ввода новых 15-ти скважин- 247,870 тыс.т  нефти.

В 2003 году выполнены работы по переоценке балансовых запасов нефти и газа продуктивных пластов Валюнинского месторождения, защита на ТКЗ планируется в 1 квартале 2004 г. Составляется проект пробной эксплуатации (ЗАО АЦ «СибИнкор»), рассмотрение которого на ЦКР планируется в конце 1квартала 2004 г.

На предстоящий год  по Валюнинскому месторождению запланированы следующие расчетные работы:

- добыть 4,683 тыс.т. нефти

- провести расконсервацию  и испытание скв . 261

- бурение поисковой  скважины с проектной глубиной  3200 м.

- сейсморазведочные работы 2Д – 284 км

- завершить работы  по переоценке запасов и составлению  проекта пробной эксплуатации  месторождения. 

В 2003 году выполнены работы по переоценке балансовых запасов нефти  и газа продуктивных пластов Валюнинского месторождения, защита на ТКЗ планируется в 1 квартале 2004 г. Составляется проект пробной эксплуатации (ЗАО АЦ «СибИнкор» ), рассмотрение которого на ЦКР планируется в конце 1 квартала 2004г.

Основными задачами (расчетными) по Калиновому месторождению на 2004г.  являются следующие:

- добыть 1,680 тыс.т. нефти

- пробурить разведочную  скважину- 2 900 п.м.

- произвести испытание  поисковых скважин 1П и 3П.

Запланированная добыча (расчетная) Южно-Калинового месторождения составляет 1,386 тыс.т.нефти.

 

  Основными направлениями  деятельности предприятия на 2004 год

являются: 

 

1.Добыть нефть в  объёме – 2100,0 тыс. т.

2.Ввести в эксплуатацию 15  новых  скважин  на добычу 247,870

 тыс. т .

3.Произвести закачку  воды в пласт в объёме -   14 949,216 тыс.м3.

4.Вывести из бездействующего  фонда 82  скважины .

5.Перевести на механизированную  добычу  15 скважин. 

6.Оптимизировать работу 36 скважин на 11,847тыс. т. дополнительной  нефти.

7.Сделать 15 возвратов  на вышележащие горизонты на  доп. добычу 17,308 тыс. т.

8.За счет  ГРП планируется  дополнительно добыть 215,809тыс. т. нефти  из 72 скв.

9.Применение  ФХВ на 60 нагнетательных скважинах  позволит получить дополнительно  85,650 тыс. т. нефти.

 

В результате проведения всех мероприятий  планируется получить 616,220 тыс. тонн дополнительной нефти.

 

Годовой  отчет  по  ПРС –  КРС

                                        за 2003 год.

 

     Для  поддержания   необходимого  уровня  добычи  нефти, сокращения  бездействующего   фонда  скважин  в  отчетном  году  на  месторождении  при   плане  8  бригад,  работало  8,42  собственных  бригад  ПРС  и  при  плане  8 бригад  КРС,  работало  8,25 бригад  - подрядной  организации  ООО «Варьеган-Ремонт».