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.