Ван-Еганский лицензионный участок Рейтинг участка недр ААА

Условия разработки

Решениями «Технологической схемы разработки Ван-Еганского месторождения» 2007 г. на месторождении в единые объекты были объединены пласты ПК3, ПК4, ПК5, ПК6, ПК7, ПК101, ПК102, ПК111, ПК112, ПК121, ПК122, ПК140, ПК14, ПК181, ПК182, ПК19, ПК20, ПК21. Выделение объектов в рамках настоящего ТЭО КИН практически сохранено за исключением объектов ПК14 (ПК140 + ПК14), вместо которого предлагается объединение пластов ПК13 и ПК140, и ПК18-19, все пласты которого предложено рассматривать как самостоятельные объекты разработки. Также в единый объект выделены пласты БВ11 и БВ13.
По пластам АВ12, АВ13-2, АВ2, АВ3, АВ4, АВ5, АВ62, АВ70, АВ7, АВ80, АВ81, БВ11, БВ12, БВ21, БВ22, БВ3, БВ5, БВ7, БВ80, БВ82, БВ11, БВ13, БВ20-21 первым вариантом на прогнозный период не предусмотрено собственного бурения, все вновь вводимые скважины переводятся с других горизонтов после выполнения на них своего назначения.
Пласты ПК3, ПК4, ПК5, ПК6, ПК7, ПК8, ПК111, ПК112, ПК121, ПК122, ПК13, ПК15-16, ПК20, ПК21, АВ13-2, АВ3, АВ4, АВ5, АВ62, АВ80, АВ81, АВ82-3, БВ0, БВ11, БВ12, БВ21, БВ22, БВ7, БВ80, БВ82 эксплуатируются на естественном режиме. Все остальные объекты разрабатываются с поддержанием пластового давления.
Объекты ПК8, ПК13+140, АВ11, БВ91, БВ16-17, БВ18-19, БВ20-21 и ЮВ2 эксплуатируются по обращенной семиточечной системе, на объектах ПК5, ПК15-16 формируется трехрядная система заводнения, на объектах ПК10, ПК14, ПК17, ПК181, ПК182, АВ61, БВ0, БВ3, БВ5, БВ6, БВ81, БВ82, БВ91, БВ102, ЮВ11 и ЮВ12 предусмотрено приконтурное заводнение.
Пласты АВ13-2, АВ3, АВ4, АВ5, АВ81, АВ82-3, БВ11, БВ12, БВ21, БВ22, БВ7, БВ82 эксплуатируются на естественном режиме. Все остальные объекты разрабатываются с поддержанием пластового давления. На объектах ПК8, ПК10, ПК11, ПК12, ПК13+140, ПК17, ПК181, АВ11, АВ2, БВ91-2, БВ102, БВ16-17, БВ18-19, БВ20-21 и ЮВ2 формируется обращенная семиточечная система, на объектах ПК3+4, ПК5, ПК6+7, ПК14, ПК15-16, ПК19, ПК20+21, БВ3, БВ4, БВ5, БВ6, БВ80, БВ81 формируется трехрядная система заводнения, на объектах ПК182, АВ12, АВ61, АВ62, АВ70, АВ7, АВ80, БВ0, БВ3, БВ4, БВ5, БВ6, БВ81, ЮВ11, ЮВ12 предусмотрено приконтурное заводнение.
В режиме истощения эксплуатируются пласты АВ3, АВ81, АВ82-3, БВ11, БВ12, БВ21, БВ22, БВ7, БВ82. Следует отметить, что естественный режим, рассматриваемый во всех вариантах по данным пластам, обусловлен имеющимся опытом их эксплуатации, который показывает высокую активность законтурных вод. В вариантах по пластам с наличием газовых «шапок» предусматриваются барьерные ряды. Эксплуатационный фонд добывающих скважин на конец года - 327 шт, действ. фонд добыв. скв. на конец года - 275 шт (перевод скв. на механиз. добычу,-14 шт, экспл. фонд механ. скв. на конец года - 272 шт, ввод нагнет. скв -7 шт, выбытие нагнет. скв-26 шт). Экспл. фонд нагнет. скв. на конец года - 121, действ. фонд нагнет. скв.- 109, средний дебит действ. скв. по жидкости -263,096 т/сут, средний дебит действ. скв. по нефти -16,017 т/сут, средняя обводн. прод. действ. скв.- 93,912 %, закачка рабочего агента - 21679,17 тыс.м3.Ввод скважин из бездействия прошлых лет - 12, ввод скважин из консервации прошлых лет-1, коэффициент нефтеизвлечения - 0,08.
Для повышения объемов добычи нефти скважин, имеющих низкую продуктивность и высокий водонефтяной фактор вследствие неблагоприятных геологических условий или по техногенным причинам применяются методы интенсификации: гидроразрыв пласта, РИР с применением полимерных гелеобразующих составов и композиций на основе силиката натрия, закачка сшитых полимерных систем (СПС) на основе растворов полиакриламида с добавлением структурообразующего компонента.