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 24.05.91 г.).
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 гг. подготовлено «Дополнение к технологической схеме разработки Хохряковского месторождения». Основные проектные решения (протокол ЦКР №1877 от 20.09.1995 г.) 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 2003 г.), определяющую технологический КИН равным 0,331. Таким образом, запасы составили:
¨ геологические по категориям – В+С1 – 248,9 млн. т.
в т.ч. по пласту ЮВ1 232,8 млн. т
по пласту ЮВ2 16,1 млн. т
¨ извлекаемые по категориям – В+С1 – 62,1 млн. т.
в т.ч. по пласту ЮВ1 57,6 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.).
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 всегов т.ч. из новых | тыс. т | 12100 | 3500,69,0 |
| Добыча жидкости всегов т.ч. из новых | тыс. т | 25810 | 5526,117,4 |
| 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 скважинпо жидкостипо нефтив т.ч. новых скважинпо жидкостипо нефти | т/сутт/сутт/сутт/сут | 16,37,600 | 47,430,043,922,7 |
| Средняя обводненностьв т.ч. новых скважин | %% | 53,10 | 36,648,2 |
| 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).
Изменение структуры фонда добывающих приведено в табл. 3.2.
Таблица 3.2. Динамика фонда добывающих скважин Хохряковского месторождения
| Характер скважин | Состояние | на 1.01.03 | на 1.01.04 | |||
| Добывающие | Всего | 568 | 548 | |||
| Действующий | 371 | 374 | ||||
| В бездействии | 136 | 125 | ||||
| В освоении | 1 | 0 | ||||
| Эксплуатационный | 508 | 499 | ||||
| В консервации | 43 | 28 | ||||
| В пьезометре | 13 | 10 | ||||
| В ожид ликв. | 2 | 3 | ||||
| Ликвидир. | 2 | 3 | ||||
| Действующий | 155 | 183 | ||||
| В бездействии | 27 | 33 | ||||
| В освоении | 10 | 5 | ||||
| Эксплуатационный | 192 | 221 | ||||
| В консервации | 4 | 4 | ||||
| В пьезометре | 4 | 4 | ||||
По состоянию на 01.01.2004 года на Хохряковском месторождении насчитывалось 548 добывающих скважин (см. табл. 3.2.). При этом эксплуатационных нефтяных скважин – 499 (91,0%), действующих – 374 (68,2%). По сравнению с прошлым годом добывающий фонд по месторождению уменьшился на 20 скважин, а действующий увеличился на 3 скважины.