Особенности разработки холмогорского месторождения

Холмогорское нефтяное месторождение расположено в северной части Сургутского нефтегазоносного района. Административно основная часть территории месторождения входит в состав Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа и лишь небольшая его часть (северная) находится на территории

Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. В непосредственной близости от Холмогорского месторождения находятся крупные, интенсивно разрабатываемые нефтяные (Ка-рамовское, Федоровское, Когалымское, Пограничное) месторождения [1].

Холмогорское нефтяное месторождение открыто в 1973 году. Разработка месторождения начата в 1976 г. согласно "Технологической схеме разработки первоочередного участка Холмогорского месторождения" В 1983 году СибНИИНП выполнил анализ разработки Холмогорского месторождения, который был утвержден в качестве дополнительной записки к технологической схеме разработки с проектным уровнем добычи нефти – 8,2 млн.т/год. В 1988 году выполнен подсчет запасов. Начальные балансовые запасы нефти по категориям В+С1 утверждены ГКЗ. На утверждённые запасы СибНИИНП в 1988 г. составил проект разработки, принятый ЦКР со следующими принципиальными положениями: выделение двух эксплуатационных объектов (БС 10, БС 11 ), с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин; формирование по объекту БС 10 избирательной системы заводнения с использованием возвратного фонда скважин с пласта БС 11 ; распространение блочно-замкнутой системы на всю залежь БС₁₁. В этом же году произвели разделение объекта БС 11 на два БС 11¹ и БС 11² , из которых объект БС₁₁ ² являлся второстепенным и обладающим геологическими запасами менее 5%.

В 1994 г. НИПП "ИНПЕТРО" было выполнено ТЭО КИН Холмогорского месторождения в котором были уточнены подсчетные параметры балансовых запасов и произведен пересчет извлекаемых запасов. Утвержденные КИН составили: по пласту БС₁₀ – 0,220; по пласту БС 11¹ – 0,370 и по пласту БС 11² – 0,100.

На базе этих утвержденных извлекаемых запасов НИПП "ИНПЕТРО" был выполнен «Проект доразра-ботки Холмогорского месторождения» который предусматривал следующие основные решения по развитию разработки:

• -    сохранение выделенного ранее эксплуатационного объекта БС₁₀ и разобщение объекта БС₁₁ на два, соответствующих пластам БС 11¹ и БС 11² ;

• -    реализация блочной системы разработки по пласту БС 11¹ и избирательной – по пластам БС 10 , БС 11² .

В рамках документа "Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождениям ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз" на период действия лицензионных соглашений" были утверждены уровни добычи нефти на период 1999-2014 гг.

В 2005 г. департаментом планирования разработки месторождений ОАО «Сибнефть» выполнено ТЭО КИН. В ТЭО КИН уточнены подсчетные параметры балансовых запасов и произведен пересчет извлекаемых запасов. Геологические запасы по всем объектам разработки не изменились и соответствовали ранее утвержденным. ГКЗ утверждены новые величины КИН: по пласту БС₁₀ – 0,319, по пласту БС₁₁ ¹ – 0,419 и по пласту БС 11² – 0,203. В целом по месторождению утвержденный КИН – 0,390.

В связи с применением прогрессивных технологий разработки месторождения, возникла необходи- мость корректировки уровней добычи по месторождению. В 2006 году выполнена работа «Анализ разработки Холмогорского нефтяного месторождения» (протокол ЦКР № 3874 от 06.12.2006 г.) со следующими утверждёнными показателями:

• -    уровни добычи нефти 2006–2009 г.г: 557,2; 566,1; 669,9; 851,4 тыс.т;

• -    выделение трёх объектов разработки БС 10 , БС 11¹ , БС 11² ;

• -    применение избирательной системы заводнения по объектам БС 10 , БС 11² , блочно – замкнутой – по объекту БС₁₁ ¹ ;

• -    общий фонд скважин – 1327, в том числе добывающих – 1003, нагнетательных – 324;

• -    бурение трёх горизонтальных скважин (ГС), зарезка 50 боковых горизонтальных стволов (БГС), 75 – гидравлических разрывов пласта (ГРП).

В 2008 г. для уточнения проектных уровней добычи возникла необходимость в выполнении авторского надзора за реализацией проектных решений. Работа была принята в качестве «Авторского надзора за реализацией действующего проектного документа по разработке Холмогорского месторождения» сроком на 3 года по второму варианту разработки.

Холмогорское месторождение находится на завершающей стадии разработки. Высокая обводненность продукции, значительное количество скважин, выведенных из эксплуатации, большая кратность запасов создают проблему по удержанию достигнутых уровней добычи нефти и отбора утвержденных извлекаемых запасов.

Исходя из состояния разработки и структуры остаточных запасов нефти, необходимо увеличение объемов работ, связанных с совершенствованием и усилением системы разработки, применением современных методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов.