В СП «Ватойл» доля низкодебитных по жидкости скважин относительно меньше, чем в ООО «ЛЗС», и составляет 26 %. В то же время, процент средне- и выеокодебитных (от 50 до 200 т/сут) скважин больше - 43%. Кроме того, СП «Ватойл» располагает относительно наибольшим фондом скважин, дающих более 200 т/сут жидкости (30 скважин или 9 % от действующих добывающих скважин компании).
Распределение добывающего фонда по способам эксплуатации отражает сложившуюся структуру дебитов скважин по жидкости. С самого начала разработки добывающие скважины эксплуатировались механизированным способом, и лишь малая доля их - всего 104 скважины - некоторое время фонтанировали. Последние фонтанные скважины были переведены под насосную эксплуатацию в 1997 году. В настоящее время весь добывающий фонд механизирован, основными способами эксплуатации являются установки ЭЦН и ШГН, и на объекте АВ1-3 две скважины фонтанируют.
В целом по объекту АВ1-3 на 01.01.02 число скважин с ШГН составило 785 (47,3% от общего числа действующих скважин), с ЭЦН - 871 (52,5 %). Подобное распределение характерно для СП «Ватойл», где больше половины действующего фонда работало с ЭЦН, тогда как на участках смежников большую долю составляли скважины с ШГН. В ООО «ЛЗС» действовало 624 скважины с ЭЦН (47% от общего числа действующих скважин), в ЗАО «Еганойл» -16 скв. (71%) ЭЦН и 7 скв. (30%) ШГН.
Средние дебиты скважин за декабрь 2001 г., оборудованных ШГН, во всех компаниях примерно одинаковы и составляли по ООО «ЛЗС» - 2,5 т/сут нефти (6,5 т/сут жидкости), СП «Ватойл» -2,8 т/сут (5,4 т/сут) и ЗАО «Еганойл» -1,9 т/сут (7,5 т/сут). Дебиты скважин с ЭЦН в ООО «ЛЗС» составляли в среднем 16,6 т/сут нефти (74,3 т/сут жидкости), тогда как в СП «Ватойл» они были выше - 20,8 т/сут (106,5 т/сут).
Характер обводнения скважин в пределах объекта изменяется в самых широких пределах - от длительной работы скважин с относительно низкими величинами обводненности (не более 10 - 15%) до быстрой, фактически мгновенной, обводненности до величин 60, 70 и более процентов, причем последний случай является достаточно широко распространенным.. В пределах месторождения достаточно сложно выявить закономерность положения скважин, характеризующихся тем или иным характером обводнения (он зависит от целого набора геолого-физических и технических факторов), однако краткий анализ показал, что первый тип динамики обводнения чаще встречается в скважинах, эксплуатировавших только верхний пласт АВ1, тогда как второй характеризует те скважины, где вскрыт пласт АВ25 либо весь продуктивный интервал АВ1-2.
Безводную нефть дают лишь единичные скважины, находящиеся на участке ООО «ЛЗС». Число скважин с невысокой обводненностью до 20% составляет на дату анализа по объекту 157 скважин (9,4 %). 1226 скважин или 73,2 % от общего числа имеют обводненность от 50 до 90% и около 22 % обводнены более чем на 90%. По отдельным предприятиям картина отличается от общей незначительно. Для всех предприятий характерно, что практически весь добывающий фонд дает нефть с водой и более половины скважин имеют обводненность выше 50%. В СП «Ватойл» доля скважин с низкой обводненностью выше, чем в среднем по горизонту, но и высокообводненных скважин также больше.
За период разработки объекта в эксплуатации на нефть перебывало всего 2502 скважины. В среднем на одну скважину, участвовавшую в разработке, отобрано 38,6 тыс.т нефти против 76,5 тыс.т удельных извлекаемых запасов, приходящихся на одну скважину (с учетом добывающих, нагнетательных и резервных) по проекту . Для ООО «ЛЗС» средний отбор на скважину составляет 36,2 тыс.т, СП «Ватойл» - 50,3 тыс.т и ЗАО «Еганойл» - 27 тыс.т.
По величине накопленного отбора нефти скважины распределены крайне неравномерно. Наибольшие объемы нефти были получены из нескольких скважин на юго-востоке центральной части залежи на территории деятельности ООО «ЛЗС» и СП «Ватойл», где добыча на одну скважину достигла 402 - 517 тыс.т (скв. 1994, 622, 1979-ООО «ЛЗС» и 1927,1928,8733- СП «Ватойл»). Более 200 тыс.т нефти дали 95 скважин.
Согласно данным отчетности предприятий доля проблемных скважин в структуре добывающего фонда достаточно стабильна ж составляла в 1998 году 55% (1400 скв), в 1999 году 52% (1344 скв), в 2000 году 52% (1362 скв). Можно говорить и об определенной стабильности «нерентабельной» составляющей проблемного фонда при колебаниях цены на нефть. Расчеты показали, что при снижении цены с 19 до 15 долларов/баррель, то есть на 20%, фонд нерентабельных скважин возрастет на 100 единиц или на 10%. Аналогично, при увеличении цены до 23 долларов/баррель фонд нерентабельных скважин уменьшится на 120 единиц или 12%.
Диапазон дебитов нефти достаточно широк. Минимальные значения по объектам составляют от 0,02 т/сут (скв. 4608, БВ1-2) до 0,3 т/сут (скв. 4460, АВ8), максимальные 2,2 т/сут (св. 8141, АВ8) - 4,4 т/сут (скв. 5191, АВ1-3).
Средние нерентабельные дебиты нефти по объектам и недропользователям практически одинаковы и составляют 1,1 - 1,4 т/сут. Дебиты жидкости по этой группе скважин меняются в достаточно широких пределах от 0,2 т/сут (скв. 4372, объект БВ1-2) до 214 т/сут (скв. 5191, объект АВ1-3), их средние значения по объектам и недропользователям варьируют от 2,8 т/сут (ЮВ1, ЛЗС) до 29,4 т/сут (БВ1-2, Ватойл). На рис.3.26 представлены гистограммы распределения нерентабельных скважин по дебитам нефти и жидкости.
Почти 40% скважин работали с дебитами нефти менее 1 т/сут, более половины отбирали от 1 до 2,5 т/сут и лишь 7% скважин имели суточную производительность более 2,5 т/сут, в том числе 1 скважина более 4 т/сут.
Анализ данных по дебитам жидкости позволяет в первом приближении обозначить основные факторы, обусловившие нерентабельность эксплуатации рассматриваемых скважин.
Определяющим
фактором для скважин с дебитами жидкости менее 3 т/сут, а они составляют почти
40% нерентабельного фонда, является их низкая продуктивность. Такие скважины
убыточны даже при безводной эксплуатации. Еще 40% нерентабельных скважин,
имеющих дебиты жидкости от 3 до 10 т/сут, составляют промежуточную группу, для
которой и продуктивность и обводненность оказывают существенное влияние на их
экономический статус. Для скважин, имеющих дебиты жидкости более 10 т/сут,
основным фактором пребывания в группе нерентабельных является высокая
обводненность добываемой продукции.
4.1.1 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
В период с начала разработки по 1989 г. включительно проектными для месторождения являлись показатели, рассчитанные в Технологической схеме разработки 1984 г. (протокол ЦКР МНП № 1173 от 25.12.1985 г.) и в дополнении к ней (БашНИПИнефть, 1987 г. протокол Главгеологии МНП № 14 от 19.02.1988 г.), определившем проектные решения и уровни добычи по первоначально не рассматривавшемуся объекту АВ8. В этот период основные несоответствия достаточно быстро обнаружились между реальными и предполагавшимися продуктивными характеристиками пластов. Фактические дебиты новых скважин по жидкости и нефти оказались заметно ниже проектных (на 40-50%). Для поддержания проектных уровней добычи с 1986 г. были увеличены объемы эксплуатационного бурения и уже к 1990 г. фонд пробуренных скважин превышал проектный на 25%. Тем не менее за рассмотренный период фактическая накопленная добыча нефти все время отставала от проектной и на 01.01 1990 г. была ниже на 10%.
В 1989 г. фактическая годовая добыча жидкости впервые достигла проектного уровня, а добыча нефти превысила проектную на 7% за счет более низкой средней обводненности скважин. К этому времени заканчивается период интенсивного разбуривания месторождения и из стадии освоения оно переходит в стадию поддержания стабильного уровня добычи нефти, продолжающуюся с колебаниями вплоть до настоящего времени. Среднегодовая фактическая добыча в период 1990-1998 г.г. составила 7950 тыс. т с отклонениями от плюс 14% до минус 11%. К моменту перехода месторождения во вторую стадию разработки проектный фонд предусмотренный техсхемой (без учета резервных скважин) был разбурен на 52%. Неразбуренными оставались обширные периферийные зоны месторождения, содержащие запасы преимущественно более «низкого качества», чем центральная часть.
Основные проектные показатели разработки были скорректированы на период 1990-1995 г.г. в рамках работы по авторскому надзору. В течение двух первых лёт указанного срока фактическая добыча нефти даже превышала проектную несмотря на незначительное отставание в отборе жидкости. С этого же времени фактические средние дебиты скважин по жидкости соответствуют откорректированным проектным, а по нефти превышают их на 3-5%. Вместе с тем из-за значительного снижения темпов бурения, набранное к 1990 г. превышение фонда над проектом, быстро теряется и в период после 1991 г. отставание фактического действующего фонда от проектного все более увеличивается, достигая почти 10% к 1996 г. Еще более значительное отставание от проекта наблюдается по нагнетательному фонду скважин. Причем в отличие от добывающего, фактический нагнетательный фонд был ниже проектного с самого начала разработки месторождения. В период 1990-1995 г.г. по отношению к скорректированному (уменьшенному) в авторском надзоре проектному фонду нагнетательных скважин наблюдалось постоянное увеличение несоответствия, составившее к 1996 г. почти 40%. Этим объясняется начавшееся с 1992 г. отставание от проекта объемов закачки, хотя средняя приемистость была по прежнему выше проектной.
В 1996 г. основные проектные показатели разработки месторождения были пересмотрены ИКР Минтопэнерго РФ (протокол № 1954 от 01.12.1995г.). Проектный уровень добычи нефти был снижен с 9,3 млн. т до 8,1 млн. т и в период 1996-1998 г.г. расхождение фактических показателей и проектных имело в целом несущественный характер. Отметим лишь, что в эти годы фактическая обводненность впервые превысила проектную, причем это превышение имеет тенденцию роста.
В связи с образованием в 1995 г. двух новых добывающих предприятий (СП "Ватойл" и ЗАО «Еганойл») и выделением в пределах площади месторождения соответствующих участков деятельности, проектные показатели на период 1996-2000 г.г. были утверждены ЦКР Минтопэнерго РФ как в целом по месторождению, так и по каждому предприятию отдельно. Проектные уровни до 2015 г. были утверждены ЦКР Минтопэнерго РФ в 1999 г. (протокол № 2464 от 27.10.99г. и протокол №2401 от26.08.99г.), где были скорректированы показатели 1999 г. и 2000 г.
В период 1999 - 2001 г.г. фактическая добыча нефти и жидкости превышали проектные показатели. Фактические средние дебиты скважин по жидкости и по нефти превышали проектные на 17-25 %. После 1998 г. сохранялся рост обводненности и превышение ее над проектной. Вместе с тем наблюдается снижения темпов бурения в период после 1991 г и только в 2001 г. объемы эксплуатационного бурения превысили проектные.
Следствием чего является превышение проектного действующего фонда скважин над фактическим с 1990 г. по 2001 г. включительно. Кроме того, наблюдается значительное отставание от проекта нагнетательного фонда скважин, хотя тенденция отставания от проекта объемов закачки начатая в 1992 г. после корректировки проектных показателей, в 1999 г., не сохранилась. В период с 1999 по 2001 г.г. фактическая годовая закачка превышает проект.
При сопоставлении проектных и фактических объемов годовой добычи нефти по недропользователям видно, что как ООО "ЛЗС", так и СП "Ватойл" в 1996-2001 г.г. ежегодно в различной степени превышали утвержденные цифры, а имевшее место незначительное невыполнение проектных объемов по месторождению в целом полностью относится на счет ЗАО «Еганойл».
Можно констатировать, что в пределах лицензионного участка ООО «ЛЗС» в рассматриваемый период времени расхождения фактических и проектных показателей по добыче и закачке в целом минимальны и лежат в пределах точности прогноза. В основном наблюдается превышение фактических показателей над проектными. Отставание по эксплуатационному разбуриванию, наблюдавшееся с 1996 г., было преодолено только в 2001 г.
В пределах лицензионного участка СП "Ватойл" в части показателей добычи отмечалось заметное перевыполнение проектных цифр, кроме 2001г., когда фактическая добыча нефти снизилась на 6 %. Суммарная добыча нефти за три года (с 1999 г. по 2001 г.) практически равна проектной, а фактическая добыча жидкости примерно на 14 % превысила проект. Действующий фонд добывающих скважин в 2001 г. был больше проектного на 13%. Такое превышение проектных уровней добычи по жидкости объясняется постоянным ростом средней продуктивности действующего фонда, особенно за счет вводимых из бурения новых скважин, по которым средний фактический дебит жидкости превышает проектный с 1996г. по 2001 г. включительно. В целом в 1996-2001 г.г. разработка участка СП "Ватойл" сопровождается мероприятиями, направленными на форсирование отборов жидкости, одним из следствий которых является и более высокая, чем планировалось, обводненность добывающей продукции.
Резюмируя сказанное выше, можно констатировать, что в истории освоения Ватьеганского месторождения выделяются три этапа планирования и осуществления проектных решений и прогноза технологических показателей разработки. Первый этап охватывает период времени с начала проектирования разработки месторождения по 1989 г., когда были проанализированы первые итоги реализации первоначальных проектных решений. Второй этап (1990-1995 г.г.) характеризуется, главным образом, совершенствованием ранее принятых проектных решений в части их увязки с существенно обновившимися данными о геологическом строении месторождения. Проектные показатели на этот период времени были скорректированы с учетом фактических данных о реальной продуктивности скважин и сложившейся ситуации с разбуриванием. Третий этап, начавшийся с 1996 г., можно квалифицировать как период дальнейшего развития уже реализованных и выработки новых проектных решений по разработке месторождения, базирующихся на генеральном пересчете запасов нефти, проведенным по состоянию на 1.01.99г.
Ниже приводятся сведения о соотношении проектных и фактических показателей по основным объектам разработки.
Поскольку в технологической схеме пласты АВ1-2 и АВЗ рассматривались как самостоятельные объекты, в данном разделе информация по их разработке приводится как совместно, так и раздельно.
Эксплуатационное разбуривание залежей АВ1-2 и АВЗ было начато в 1984-85 гг. на первоочередном участке в районе кустовых площадок №№32, 33, 38, 39, 40, 41,42, 46 и 47 по самостоятельной квадратной сетке 5 00x5 00м на каждый объект, согласно технологической схеме СибНИИНП 1984 г [12].
Закачка воды в пласты АВ1-2 осуществлялась с середины 1985 года. Согласно проекту, для закачки используют воды двух типов - сеноманскую и промысловую сточную. Начальная приемистость скважин составляла около 330 м3/сут при давлении на устье 11,5- 12,5 МПа.
Система нагнетания преимущественно рядная, однако ее формирование не завершено до сих пор, и большое количество скважин в нагнетательных рядах либо находится в отработке на нефть, либо простаивает по разным причинам. В пределах месторождения можно выделить 14 рядов нагнетательных скважин. Кроме того, в центральной части месторождения расположено еще несколько десятков нагнетательных скважин, формирующих сочетание площадной и избирательной (очаговой) систем воздействия на пласт. Элементы такой системы формируются в настоящее время также в юго-восточной части залежи, в пределах лицензионного участка деятельности СП "Ватойл".
Начальная стадия разработки объекта АВ1-3 продолжалась до 1991 года, когда был достигнут максимальный уровень добычи нефти 7962 тыс. т в год (по пласту АВ1-2 7950,9 тыс.т.). В этот период показатели текущей и накопленной добычи нефти и жидкости практически совпадали с проектными благодаря интенсивному разбуриванию горизонта и формированию системы воздействия на него. Однако проектные отборы нефти на начальной стадии были обеспечены, главным образом, за счет опережающего ввода добывающих скважин в 1987-1989 гг. Впоследствии объемы эксплуатационного бурения были снижены, и проектные показатели по вводу новых скважин не выдерживались. В то же время, средние величины дебита скважин по нефти и по жидкости в эти годы (кроме 1991 г.) были ниже запроектированных. Дебиты новых скважин горизонта АВ1-2 по нефти в первые годы были близки к проектным и составляли от 27 до 32 т/сут, но, начиная с 1986 года, также оказывались постоянно ниже (16,6 - 22 т/сут). Фактическая динамика нарастания обводненности продукции пластов АВ1-2 на начальной стадии оказалась более благоприятной, чем проектная. В то же время, обводненность по АВЗ практически с самого начала его эксплуатации была высокой и составляла от 70 до 88 %, тогда как по проекту на этот период предусматривался постепенный рост с 25 до 73 %. В течение 1985-1991 гг. средняя обводненность продукции горизонта АВ1-2 варьировала от 20,7 % до 25,4 % и в 1991 году составила 23,2%.