5.Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов ЮВ₁² характеризуются следующими значениями: пористость от 10,9 до 24,3%. Проницаемость изменяется в пределах от 0,2^.10^-3мкм² до 101^.10^-3мкм².

6. Установлена зависимость проницаемости с гранулометрической характеристикой пород-коллекторов, в частности, с содержанием песчано-алевритовой фракции. С ее увеличением возрастает значение коэффициента проницаемости.

При проведении рентгеноструктурного анализа была установлена прямая связь между содержанием каолинита в цементе и проницаемостью. Содержание набухающих монтмориллонитовых пакетов в составе смешано-слойных глинистых минералов не более 30%, то есть набухаемость в породе не выше 0,2%. Это свидетельствует о том, что в процессе разработки их влияние на изменение фильтрационно-емкостных характеристик пласта будет минимальным.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1. Проектное решение по разработке месторождения

Хохряковское нефтяное месторождение открыто в 1972 году, введено в разработку в 1985 году на основании «Технологической схемы разработки», составленной СибНИИНП и утвержденной 18.05.1978 года протоколом ЦКР МНП № 621. Промышленная нефтеносность связана с юрскими горизонтами ЮВ₁ и ЮВ₂, разрабатываемых совместно как единый эксплуатационный объект.

В основу проектных решений были положены сведения о бурении 15 разведочных скважин, 12 из которых располагались в пределах контура нефтеносности.

Первоначальные запасы утверждены в ГКЗ СССР в 1976 году (протокол № 7697 от 29.09.1976 г.) и составляли:

• балансовые по категориям – С₁ – 151,8 млн.т, С₂ – 5.7 млн.т;

• извлекаемые по категориям – С₁ – 48,6 млн.т, С₂ 1,8 млн.т.

Проектный коэффициент нефтеотдачи – 0,32.

Основные проектные решения утвержденного «Технологической схемой» варианта разработки следующие:

• выделение одного эксплуатационного объекта разработки – горизонта ЮВ₁;

• общий проектный фонд скважин – 472, в том числе 269 добывающих, 123 нагнетательных и 80 резервных;

• размещение скважин по сетке 600 х 600 м с площадным заводнением;

• проектный уровень добычи нефти 1,7 млн.т/год;

• максимальная добыча жидкости 2,2 млн.т/год;

• максимальный объем закачки воды 3,4 млн. м³/год;

• давление на устье нагнетательных скважин – 14 МПа;

• давление на забое добывающих скважин – 15 МПа;

• диаметр эксплуатационных колонн – 146.

В 1986 году по предложению СибНИИНП, решением ЦКР МНП № 1187 от18.02.1986 года, утверждено изменение площадной системы заводнения на трехрядную. Основной проектный фонд остался без изменения: 392 скважины, в том числе 295 добывающих и 97 нагнетательных скважин.

При проведении буровых работ в том же году был выделен и оконтурен горизонт ЮВ₂. Протоколами ЦКГР п/о «Нижневартовскнефтегаз» (НВНГ) №№ 62 и 106 от 09.10.86 г. и 06.08.87 г., соответственно, принято решении о бурении дополнительных 11 скважин на этот пласт.

С целью сокращения объемов попутно добываемой воды и улучшения характеристик вытеснения СибНИИНП в 1988 году предложено пробурить на горизонт ЮВ₁ дополнительно 88 скважин в зонах стягивающих рядов (протокол ЦКГР п/о НВНГ № 140 от 15.02.88 г.).

В 1990 году на основании результатов геолого-промыслового анализа работы скважин и детальных технико-экономических расчетов СибНИИНП составлена «Дополнительная записка к технологической схеме разработки». В результате обоснования экономической целесообразности оптимизации плотности сетки скважин было рекомендовано бурение дополнительно 171 скважины, в том числе 88 утвержденных в 1988 г (протокол № 276 от 24.05.91г.).

В процессе эксплуатации Хохряковского месторождения появились новые данные о фильтрационно-емкостных свойствах и распространении продуктивных горизонтов и пластов. Отмечается расширение контура нефтеносности горизонта ЮВ₁ в восточной части месторождения. На Центральном и Северном поднятии выявлена новая залежь горизонта ЮВ₂. В связи с этим в 1991 году был выполнен оперативный подсчет запасов по данным бурения 432 эксплуатационных и 22 разведочных скважин, по результам которого балансовые запасы в целом по месторождению по категории В + С₁ увеличились на 27 702 тыс.т (на 17.9 %), по категории С₂ уменьшились на 56641 тыс.т и составили 103 тыс.т. Запасы по горизонту ЮВ₂ определены по категории В + С₁ в объеме 17195 тыс.т.

На основании пересчета запасов нефти и по результатам эксплуатации приконтурных скважин СибНИИНП принято решение об отмене бурения 10 и размещение 55 дополнительных скважин.

В 1992 году в связи с ужесточением работ скважин в природоохранных зонах на Хохряковском месторождении было принято решение об отмене бурения 5 скважин (протокол НГДУ «Нижневартовскнефть» от 05.11.92 г).

В связи с неоднократным уточнением проектных решений и появлением дополнительной информации о геологическом строении продуктивных пластов специалистами СибНИИНП в 1994 – 95 г.г. подготовлено «Дополнение к технологической схеме разработки Хохряковского месторождения». Основные проектные решения (протокол ЦКР №1877 от 20.09.1995г.) принятого 2а варианта разработки (коэффициент нефтеизвлечения достигает 0.32) изложены ниже:

• общий проектный фонд скважин составляет 692 ед., в том числе 469 добывающих и 223 нагнетательных скважины;

• бурение новых скважин: 71 добывающая, 39 нагнетательных скважин основного и 121 скважина резервного фонда;

• предусмотрена интенсификация системы заводнения путем организации блочно-замкнутых элементов разработки;

• проведение ГТМ по интенсификации добычи нефти из пробуренного фонда, включая кислотные обработки и дострел нефтенасыщенных толщин горизонта ЮВ₂ в 84 добывающих и 59 нагнетательных скважинах;

• средняя плотность сетки скважин – 20,3 га/скв;

• проведение работ по гидроразрыву пласта (ГРП) на 94 скважинах;

• организация пробной эксплуатации горизонта ЮВ₂ – на 35 добывающих скважинах основного, 20 скважинах резервного фонда и на 33 нагнетательных скважинах;

• проектный уровень добычи нефти – 1,97 млн.т/год;

• максимальный объем закачки воды 4,8 млн. м³/год;

• максимальная добыча жидкости 2,86 млн.т/год;

В связи с уточнением геологического строения горизонта ЮВ₂, по согласованию с авторами проекта, были внесены изменения в схему размещения проектных скважин на этот объект. Отменено бурение 17 проектных скважин и предложено бурение 2 добывающих скважин резервного фонда в качестве уплотняющих на горизонт ЮВ₁. Согласовано размещение 16 дополнительных скважин резервного фонда в районе скважины № 71Р на пласт ЮВ₁ (13 добывающих и 3 нагнетательные скважины).

В 2002 году ОАО «СибНИИНП» произведен пересчет запасов месторождения. По состоянию разведанности и за вычетом добычи на 1.01.2003 г. геологические запасы нефти Хохряковского месторождения оцениваются в количестве 248 980 тыс.т. по категории В+С₁.

В это же время ЗАО «Тюменский Институт Нефти и Газа» выполнил работу «Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти Хохряковского месторождения» [1] (протокол ЦКР № 816-дсп от 21 марта 2003г.), определяющую технологический КИН равным 0,331. Таким образом, запасы составили:

• геологические по категориям – В+С₁ – 248,9 млн.т.

в т.ч. по пласту ЮВ₁232,8 млн.т

по пласту ЮВ₂ 16,1 млн.т

• извлекаемые по категориям – В+С₁ – 62,1 млн.т.

в т.ч. по пласту ЮВ₁57,6 млн.т

по ласту ЮВ₂ 4,4 млн.т

В настоящее время на Хохряковском месторождении реализована пятирядная система разработки. Особенность ее в том, что расстояние между нагнетательными и первым рядом добывающих скважин в два раза больше, чем расстояние между внутренними рядами добывающих скважин. Преимуществом такой системы разработки является то, что наряду с увеличением коэффициента охвата, уплотнение зоны стягивания в процессе разработки приводит к снижению водонефтяного фактора, улучшаются характеристики вытеснения. При необходимости изменения системы заводнения на месторождении, ее развитие может заключаться в формировании блочно-замкнутой, что и предусмотрено решениями последнего проектного документа - "Дополнением к технологической схеме разработки " (протокол ЦКР №1877 от 20.09.1995 г.).

3.2. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Хохряковского месторождения в 2004 году

Сравнение проектных и фактических показателей представлены в таблице 3.1.

Добыча жидкости в 2004 году достигла 5526,1 тыс. тонн, добыча нефти составила 3500,6 тыс. тонн. По проекту предусматривалось к этому времени добыть всего 1210 тыс. тонн. Закачка воды в 2003 году составила 8122,1 тыс. м³, что почти вдвое больше проектного значения.

На 01.01.04 г. накопленная добыча нефти на Хохряковском месторождении составила 33 667 тыс. т., при проектном значении 25 814 тыс. т. Накопленная добыча жидкости составила 41 234 тыс. т., при проектном значении 35 500 тыс.т.

Таблица 3.1.

Сопоставление проект-факт по Хохряковскому

месторождению на 2004 год

Наименование показателей	Ед. изм.	План	Факт
Добыча нефти всего в т.ч. из новых	тыс. т	1210 0	3500,6 9,0
Добыча жидкости всего в т.ч. из новых	тыс. т	2581 0	5526,1 17,4
Закачка воды	тыс. м3	4105,9	8122,1
Фонд добывающих скважин	шт.	474	499
Действующий фонд добывающих скважин	шт.	435	374
Фонд нагнетательных скважин	шт.	151	221
Действующий фонд нагнетат. скважин	шт.	138	183
Средний дебит скважин по жидкости по нефти в т.ч. новых скважин по жидкости по нефти	т/сут т/сут т/сут т/сут	16,3 7,6 0 0	47,4 30,0 43,9 22,7
Средняя обводненность в т.ч. новых скважин	% %	53,1 0	36,6 48,2
Средняя приемистость	м3/сут	73,6	141,9

На рис. 3.1. и 3.2. приведена динамика основных технологических показателей разработки Хохряковского месторождения за 2003 год и карта текущего состояния разработки объекта ЮВ₁ на 01.2004 г.

Темп отбора от НИЗ в 2004 году составил 3%. Коэффициент нефтеизвлечения и отбор от НИЗ в 2004 году составили 12,1% и 36,5% соответственно.

Проектом предусматривалось завершения бурения в 1998 году. Фактически в 2004 году из бурения введено 7 новые добывающие скважины (№ 931, 932, 1024).

3.3. Фонд добывающих скважин
и показатели его эксплуатации в 2004 году

Изменение структуры фонда добывающих приведено в табл.3.2.

Таблица 3.2.