2.3.1 Запасы нефти и растворенного газа

Запасы нефти и растворенного газа были подсчитаны и утверждены ГКЗ СССР в декабре 1988 г. (протокол № 10581 от 27.12.88 г.) только по северной части Приобского месторождения в количестве: по категории С₁ 1827802 тыс. т, извлекаемые – 565050 тыс. т, по категории С₂ составили соответственно 524073 тыс. т и 48970 тыс. т.

Впервые запасы нефти по южной части Приобского месторождения (включающей Восточно-Фроловскую и Восточно-Эргинскую площади), подсчитаны ГУП ХМГГ и утверждены ЦКЗ Роскомнедра в 1995 г. (протокол № 65 от 5.04.95 г., г. Ханты-Мансийск). Запасы по горизонтам АС₁₀, АС₁₂ в количестве 485212/131551 бал./извл. по категории С_1, и - 259613/49217 бал./извл. по категории С₂ поставлены на баланс РГФ.

В 1997 году на рассмотрение ГКЗ РФ были представлены подсчитанные ОАО “АНК “Югранефть” и АМОКО «Евразия Петролеум Компании» запасы нефти и растворенного газа на Южном лицензионном участке Приобского месторождения.

Утверждены ГКЗ РФ (протокол ГКЗ РФ № 427 от 16.05.1997 г.) и поставлены на баланс РГФ по продуктивным горизонтам АС₁₀ и АС₁₂ в количестве:

по категории С₁ - 941436 тыс. т – балансовых запасов,

180902 тыс. т – извлекаемых запасов,

КИН – 0,198,

в т. ч. по водоохранным зонам – 362738 тыс. т – балансовых запасов,

61068 тыс. т – извлекаемых запасов,

по категории С₂ - 261176 тыс. т - балансовых запасов,

36565 тыс.т - извлекаемых запасов

КИН – 0,140,

в т. ч. по водоохранным зонам – 362738 тыс. т – балансовых запасов,

61068 тыс. т – извлекаемых запасов.

Доля запасов категории С₂ составляет 22 %.

По состоянию на 1.01.2005 года изменений начальных запасов нефти и растворенного газа на Южной лицензионной территории Приобского месторождения, числившихся на балансе РГФ, по сравнению с утвержденными запасами нет.

Балансовые и извлекаемые запасы нефти и газа (по состоянию на 1.01.1997г.) по пластам и категориям по ЮЛТ Приобского месторождения были утверждены ГКЗ РФ (протокол № 427 от 16.05.97 г.). Они приведены в таблице 4 [6].

Т аблица 4 – Балансовые и извлекаемые запасы (по состоянию на 1.01.1997г.) по пластам и категориям по ЮЛТ Приобского месторождени.

Таким образом, основной объем запасов нефти содержится в низкопроницаемом горизонте АС₁₂: балансовых 85%, извлекаемых 79%. В продуктивном горизонте АС₁₀ с небольшой нефтенасыщенной толщиной – 5.52 м и занимающем около 30% площади месторождения содержиться 15% - балансовых и 19% - извлекаемых запасов нефти. Необходима доразведка месторождения, так как доля запасов категории С₂ составляет 22 %

2.3.2 Текущее состояние разработки

На 1.01.2006 г. общий пробуренный фонд скважин Приобского месторождения составил 334 скважины, в том числе в эксплуатационном фонде добывающих – 208, нагнетательных – 43, в консервации – 18, в ликвидации – 41, водозаборных - 24 скважины. Фактическое соотношение добывающих и нагнетательных скважин составляет 5:1. Характеристика фонда скважин Приобского месторождения на 1.01.2006 г. приведена в таблице 5 [7] и на рисунке 16.

Таблица 5 - Структура фонда скважин Приобского месторождения по состоянию на 1.01.2006 г

Рисунок 16 - Характеристика общего фонда скважин Приобского месторождения на 1.01.2006 г [1].

В 2005 году добыча нефти составила 2697 тыс. т, добыча жидкости – 3242.1 тыс. т, текущая обводненность 16.8%, средний дебит действующих скважин по нефти – 49.7 т/сут., средний дебит действующих скважин по жидкости 59.8 т/сут.

Годовая добыча нефти по сравнению с 2004 годом выросла в 1,8 раза за счет интенсивного бурения новых скважин с ГРП. Обводненность увеличилась в 1,6 раза (с 10,4 до 16,8 %). Средний дебит действующих скважин по нефти вырос в 1,36 раза, средний дебит действующих скважин по жидкости в 1,5 раза.

Максимального уровеня добычи в объеме 1,0 млн.т планировалось достичь на 5-й год разработки. Фактически интенсивные буровые работы на Приобском месторождении начались в 2002 году, что позволило превысить добычу нефти в 2005 году в 2,6 раза.

Основная доля добычи приходится на горизонт АС₁₀ – 54 % годовой добычи нефти 2005 г. и 62 % добычи нефти с начала разработки месторождения. На горизонт АС₁₂ приходится 27 % добычи нефти 2005 г. и 22 % накопленной добычи. На горизонт АС₁₁ приходится 19 % добычи нефти 2005 г. и 16 % накопленной добычи. Динамика годовой добычи нефти и распределение годовой и накопленной добычи нефти по объекту разработки Приобского месторождения приведена в таблице 6 и на рисунке 17.

Таблица 6 - Динамика годовой добычи Приобского месторождения

Рисунок 17 - Распределение добычи нефти по объекту разработки Приобского месторождения [1].