Состояние разработки месторождения в целом

Рогожниковское месторождение открыто в 1988 году, в опытно-промышленную разработку введено в 2005 году.

За пятилетний период эксплуатации месторождения было составлено три проектных технологических документа и три авторских надзора.

Первый проектный документ составлен Тюменским отделением «СургутНИПИнефть» в 2002 году — «Технологическая схема ОПР Рогожниковского месторождения» (протокол Ханты-Мансийской ТКР от 09.08.2002, № 341).

В период с 2002 по 2005 год в пределах лицензионного участка пробурено 25 поисковых и разведочных скважин, отработано 2319 пог. км сейсмических профилей (плотность сети наблюдений 1.75 пог. км/км²), выполнено 4158 определений литолого-петрофизических характеристик продуктивных пород, получены адресные петрофизические зависимости. Большой объем нового фактического материала значительно уточнил геологическое строение месторождения. В связи с этим, в 2005 году Тюменским отделением «СургутНИПИнефть» составлен второй проектный документ — «Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки Рогожниковского месторождения» (протокол ТО ЦКР по ХМАО от 29.08.2005 г., № 690).

Рогожниковское месторождение введено в опытно-промышленную разработку в конце 2005 года разведочной скважиной № 825Р на объект Тр. Эксплуатационное бурение проектных скважин на пласты ЮК₂₋₅ и Тр началось в 2006 году. Объект ЮК₁ введён в опытно-промышленную разработку в 2006 году разведочной скважиной № 785Р. Объект ВК₁ введён в опытно-промышленную разработку в августе 2008 года скважиной № 1693, переведенной с объекта Тр. Объект ЮК₀ планируется ввести в опытно-промышленную разработку в 2011 году. Объект Pz планируется ввести в опытно-промышленную разработку в 2021 году.

По состоянию на 01.01.2010 г. на балансе предприятия числилась 291 скважина, в том числе: эксплуатационный фонд добывающих и нагнетательных скважин — 282, водозаборных — 9 (табл. 5.1). Коэффициент использования фонда скважин: добывающих — 0.95, нагнетательных — 0.95. Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин: добывающих — 0.96, нагнетательных — 0.98.

Утвержденный проектный фонд по участку ОПР, всего — 520 скважин, в том числе добывающих — 338, нагнетательных — 170, водозаборных — 12. Состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2010 года представлено в таблице 5.2.

В 2009 году на месторождении добыто 1469.4 тыс. т нефти при проектном отборе — 1430.0 тыс. т (табл. 5.3), изменение 39.4 тыс.т. (2.8%).

Фактический фонд добывающих скважин на 01.01.2010 г. составлял 264 скважины (проект — 244). Фактический дебит по нефти составил 21.3 т/сут при проектном 24.5 т/сут, фактическая обводненность продукции — 31.3%, проектная — 35.2%.

Фонд нагнетательных скважин факт — 17, проект — 15. Фактическая приёмистость нагнетательных скважин — 172.3 м³/сут, проектная — 189.6 м³/сут. Закачка воды в 2009 году составила 729.5 тыс. м³. По состоянию на 01.01.2010 года текущая компенсация отборов — 34.1%, накопленная — 33.8%.

* отклонение фактической годовой добычи нефти от ориентировочной не лимитируется в соответствии с пунктом 3.12 «Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» (приказ МПР России 21.03.2007 № 61).

Таблица 1.4 — Характеристика фонда скважин Рогожниковского месторождения по состоянию на 01.01.2010 г.

Таблица 1.5 — Состояние реализации проектного фонда скважин по участку ОПР на 01.01.2010 г.

Таблица 1.6 — Сравнение проектных и фактических показателей разработки Месторождение: Рогожниковское Лицензионный участок: Рогожниковский.

Скважина № 1608 (нагнетательная в отработке на нефть) находилась в бездействии по причине прекращения фонтанирования, ввод этой скважины запланирован в январе 2010 года, после перевода скважин на механизированный способ добычи. Скважина № 1687 находилась в бездействии по причине высокой обводнённости, ввод этой скважины запланирован в феврале 2010 года, после проведения ремонтно-изоляционных работ.

Потенциал суточной добычи нефти при одновременном вводе бездействующих скважин в эксплуатацию — 59.6 т.

Ликвидированы 52 разведочные и поисковые скважины, как выполнившие свое проектное назначение. Согласно последнему проектному документу ввод ликвидированных скважин в эксплуатацию предусмотрен по мере обустройства месторождения.

По состоянию на 01.01.2010 года накопленная добыча нефти по месторождению- 2452.2 тыс.т. С начала разработки Рогожниковского месторождения в эксплуатации на нефть пребывало 280 скважин, под закачкой воды — 18.

В результате анализа геолого-физических условий, свойств пластовых флюидов, подсчета запасов Рогожниковского месторождения нефти было установлено следующее:

По геологическому строению месторождение является сложным; по количеству извлекаемых запасов — крупным.

Суммарные балансовые запасы нефти по месторождению (пласты ВК₁, ЮК₀, ЮК₂₋₉ и Pz) составили 94 829 тыс. т по категории С₁; 312 192 тыс. т по категории С₂ и 407 021 по категориям С₁+С_2.

На Рогожниковском месторождении выявлены залежи нефти в доюрских образованиях (пласты Тр, Pz), в отложениях тюменской (группа пластов ЮК₂₋₅), абалакской (пласт ЮК₁), тутлеймской (пласт ЮК_о), викуловской (пласт ВК₁) свит. Разрезы горизонтов представлены терригенными горными породами.

По результатам анализов нефть характеризуется как легкая, маловязкая, малосернистая, малосмолистая, парафинистая, с выходом фракций до 300^°С в среднем более 50% объемных.

В результате анализа разработки месторождения было выявлено, что оно находится на первой стадии разработки. В настоящий момент объектами опытно-промышленной разработки являются залежи ВК₁, ЮК₀, ЮК₂₋₅ и Тр, объект доразведки — ЮК_1. Уровень добычи нефти составляет 2000.1 тыс. т, жидкости 4639.6 тыс. т.

Состояние фонда скважин скважин удовлетворительное.

Эксплуатационный фонд Рогожниковского месторождения по состоянию на 01.01.2010 г. составил 265 скважин, из них действующий фонд — 261 скважина (дающие нефть — 251, простаивающий — 10), бездействующий фонд — 3, в освоении — 1. Из 251 скважины, дающей нефть, 209 эксплуатируется УЭЦН, 42 _ фонтанным способом.

Фактический дебит по нефти составил 21.3 т/сут при проектном 24.5 т/сут, фактическая обводненность продукции — 31.3%, проектная — 35.2%.

Фонд нагнетательных скважин факт — 17. Приёмистость нагнетательных скважин — 172.3 м³/сут. Закачка воды в 2009 году составила 729.5 тыс. м³. По состоянию на 01.01.2010 года текущая компенсация отборов — 34.1%, накопленная — 33.8%. По всем исследованным пробам газовый фактор колеблется от 13.49 до 15.99 м³/т (в среднем 15 м³/т), плотность дегазированной нефти составляет в среднем 854 кг/м³, пересчетный коэффициент составляет около 0.95.

В неработающем фонде числились 3 добывающих скважины объекта Тр. Вовлечение объекта Zp в разработку планируется в 20 121 году. Добыча нефти и жидкости составили 1767.2 тыс. т. и 4270.2 тыс. т. соответственно.