Анализ состояния разработки Мамонтовского месторождения

Месторождения Западной Сибири образуют в пространстве главных компонент характерную группу относительно однородных объектов. Особенности геолого-минералогического строения и условий залегания коллекторов Западной Сибири (высокая степень геологической неоднородности продуктивных горизонтов, низкая нефтенасыщенность коллекторов, повышенные пластовые температуры, большая удельная поверхность горных пород) определяют использование многочисленных технологий увеличения нефтеотдачи.

Обобщения опыта промысловых испытаний МУН на месторождениях Западной Сибири показало наибольшую перспективность технологий, направленных на повышение охвата пластов воздействием с последующим их заводнением. В условиях коллекторов Западной Сибири гидродинамические МУН дают высокий технологический эффект в наиболее неоднородных пластах, характеризующихся высокой расчленностью и наличием глинистых пропластков.

Так циклическое воздействие при заводнении на объекте БС10 Мамонтовского месторождения был получен положительный эффект.С

С целью выравнивания фронта вытеснения и увеличение охвата пластов воздействием была реализована технология закачки в пласт БС6 полимер-дисперсных систем, вязкоупругих составов, поверхностно-активных полимерсодержащих составов. Применение вязкоупругих составов, как правило, эффективно для зон с малыми нефтенасыщенными толщинами и развитием высокопроницаемых коллекторов.

Для сравнительно глубоко-залегающих пластов, насыщенных легкими маловязкими нефтями (пласт ЮС2), может иметь большие перспективы закачка газа под высоким давлением в сочетании с заводнением. Наиболее эффективно процесс протекает в пластах с пониженными фильтрационными параметрами. По этим пластам помимо снижения доли попутно добываемой воды повышается продуктивность скважин в 2-3 раза.

Большое распространение на месторождениях Западной Сибири получила закачка водных растворов нПАВ различной концентрации. Наиболее подходящими объектами для нагнетания являются пласты группы А. Это обусловлено большим содержанием в пластовой нефти асфальтенов и смол, что создает благоприятные условия для образование стойких водонефтяных эмульсий, которые определяют успешность закачки водных растворов нПАВ.

Таким образом, проведенный анализ результатов и испытаний методов повышения нефтеотдачи показал, что нефтеизвлечение увеличивается в основном вследствие повышение охвата пластов при воздействии и заводнении. Рост нефтеизвлечения за счет повышения коэффициента вытеснения играет при этом второстепенную роль.

В таблицах 11 и 12 приведены результаты применения физико-химических методов в добывающих и нагнетательных скважинах объектов месторождения.

Таблица 11 - Результаты применения методов воздействия на пласты в добывающих скважинах

Объект АС₄

По объекту АС₄ за период 2014-2015 гг. применялись только в комплексе с ремонтно-изоляционными работами. В нагнетательных скважинах применялись комплексные обработки ПЗП растворителями и растворами ПАВ, растворителями и глинокислотой, а также ОПЗ растворами ПАВ и ГКО. Эффективность ОПЗ изменяется в пределах 327-957 т/скв.опер, составляя в среднем 520,3 т/скв.опер. Не эффективным было проведение 1 глинокислотной обработки.

Перфорационные методы (повторная перфорация), как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах проводились только совместно с ремонтно-изоляционными работами, в том числе после ремонта негерметичности эксплуатационной колонны.

За анализируемый период из изоляционных методов проводилась только изоляция заколонных перетоков, в том числе 1 мероприятие в добывающей скважине и 4 мероприятия в нагнетательных скважинах. За счет проведения РИР в добывающей скважине дополнительно добыто 126 тонн нефти, удельная эффективность мероприятий проведенных в нагнетательных скважинах оценивается на уровне 523,5 т/скв.опер.

Фактические объемы применения физико-химических МУН практически соответствуют проектным, проект - 30 скважино - операций, факт - 28 скважино - операций.

Для увеличения охвата пласта вытеснением проводились закачки вязкоупругих составов (ВУС), глиносодержащих вязкоупругих составов (ГлВУС), среднеобъемных оторочек ПАВ, структурированных составов (СС), волокнисто-дисперсных составов (ВДС), безполимерных эмульсионных составов (БЭС), эмульсионных (ЭС) и эмульсионно-полимерных составов (ЭПС). Проводились комплексные закачки вязкоупругих составов и растворов ПАВ. Средний объем закачки химических реагентов составлял: раствор ПАВ - 130 м³, ГлВУС - 121 м³, ВУС - 125 м³, ВУС+ПАВ - 135 м³, БЭС - 150 м³, ВДС - 300 м³, ЭПС - 123 м³, ЭС - 106,7 м³, СС - 180 м³. Средняя текущая эффективность данных технологий находится в пределах от 301 до 3489,3 т/скв.опер., при среднем значении 1858,2 т/скв.опер. Эффект на дату оценки продолжается. Все методы планируются к применению на перспективу.

Таблица 12 - Результаты применения методов воздействия на пласты в нагнетательных скважинах

В целом по объекту дополнительная добыча нефти выше проектного значения (проект - 76,3 тыс.т, факт - 103,9 тыс.т), отклонение составляет +36,2 %. В дальнейшем планируется увеличить объемы применения потококорректирующих технологий. Все методы планируются к применению на перспективу.

Объект БС₁₁

По объекту БС₁₁ за период 2014-2015 гг. для восстановления и увеличения продуктивности и приемистости скважин в основном применялись кислотные ОПЗ (СКО, ГКО, ОФК), щелоче-солянокислотные ОПЗ. В небольших объемах проводились ОПЗ растворителями в комплексе с кислотой (СКО, ГКО) и растворами ПАВ, ОПЗ составами СНПХ. Средняя технологическая эффективность воздействий химическими реагентами на призабойную зону добывающих скважин составляет 249,6 т/скв.опер.

Средняя технологическая эффективность воздействий химическими реагентами на призабойную зону нагнетательных скважин оценивается на уровне 35 - 610 т/скв.опер, при среднем значении 198.9 т/скв.опер. Низкоэффективными были комплексные воздействия растворителями + растворами ПАВ, растворителями + СКО. Неэффективными - ОПЗ СНПХ. В дальнейшем планируется увеличить объемы воздействий на призабойную зону пласта, так как на дату анализа фактические дебиты жидкости несколько ниже проектных (проект - 60,9 т/сут, факт - 56,9 т/сут). Увеличение планируется за счет применения наиболее эффективных кислотных ОПЗ.

Основной объем воздействий перфорационными методами проведен совместно с изоляционными мероприятиями, главным образом с ремонтом негерметичности эксплуатационной колонны. Как самостоятельные мероприятия проведены 4 скважинооперации, из них 3 (повторная перфорация) в добывающих скважинах и 1 (дострел) в нагнетательной скважине. Средняя удельная эффективность воздействий проведенных в добывающих скважинах составляет 358,7 т/скв.опер. За счет дострела в нагнетательной скважине по окружающим добывающим скважинам дополнительной добычи нефти не получено.

За период 2014-2015 гг. в скважинах объекта проведено 7 ремонтно-изоляционных мероприятий (при проекте 6 скважино - операций), из них 6 в нагнетательных скважинах и 1 в добывающей скважине. Средняя удельная эффективность изоляционных мероприятий в нагнетательных скважинах составила 297,6 т/скв.опер. Проведение изоляции газоперетоков в добывающей скважине было неэффективным.

Для увеличения охвата пласта вытеснением проводились закачки вязкоупругих составов (ВУС), безполимерных эмульсионных составов (БЭС), волокнисто-дисперсных составов (ВДС), эмульсионно-полимерных составов (ЭПС), растворов с полимер-дисперсным наполнителем (РПДН), структурированных составов (СС). Проводились комплексные закачки растворителей и растворов ПАВ. Средний объем закачки химических реагентов составлял: ВУС - 56,7 м³, растворителей+растворов ПАВ - 95,1 м³, ЭПС - 106,7 м³, СС - 120 м³, РПДН - 400 м³, БЭС - 66,7 м³. Средняя текущая эффективность данных технологий находится в пределах от 28 до 2366,7 т/скв.опер., при среднем значении 675,4 т/скв.опер. Эффект на дату оценки продолжается, причем необходимо отметить что практически все закачки оторочек химических реагентов проведены в 2015 году. Повышение давления нагнетания проведено в одной скважине. Удельная эффективность мероприятия составила 94 т/скв.опер.

Объект БС₁₀

По объекту БС₁₀ за период 2014-2015 гг. для восстановления и увеличения продуктивности и приемистости скважин применялись, в основном, кислотные ОПЗ (СКО, ГКО, ОФК), щелоче-солянокислотные ОПЗ. В небольших объемах в нагнетательных скважинах проводились ОПЗ растворителями + СКО (ГКО), ОПЗ ГКО + ПАВ. Средняя технологическая эффективность воздействий химическими реагентами на призабойную зону добывающих скважин достаточно высокая и составляет 959 т/скв.опер.

Средняя технологическая эффективность воздействий химическими реагентами на призабойную зону нагнетательных скважин оценивается на уровне 102 -736 т/скв.опер, при среднем значении 506 т/скв.опер. Все ранее применяемые технологии планируются на перспективу.

За анализируемый период объемы проведения воздействий перфорационными методами выше проектных (проект - 26 скважино - операций, факт - 32 скважино - операции), основной объем мероприятий проведен на добывающем фонде скважин (24 скважино - операции). Удельная эффективность воздействий проведенных в добывающих скважинах составляет от 48 до 342 т/скв.опер, при среднем значении 250,3 т/скв.опер. Удельная эффективность воздействий проведенных в нагнетательных скважинах также не высокая и составляет от 23 до 320 т/скв.опер, при среднем значении 171,3 т/скв.опер.

За период 2014-2015 гг. в скважинах объекта проведено 9 ремонтно-изоляционных мероприятий (при проекте 31 скважино - операция), из них 2 в добывающих и 7 в нагнетательных скважинах. В добывающих скважинах проводилась изоляция заколонных перетоков (1 скважино - операция) и водопромытых интервалов (1 скважино - операция). Средняя удельная эффективность изоляционных мероприятий составила 164,5 т/скв.опер. В нагнетательных скважинах проводилась изоляция заколонных перетоков (3 скважино - операции) и РИР газа (4 скважино - операции). Средняя удельная эффективность изоляционных мероприятий составила 281,2 т/скв.опер.

Для воздействия на удаленную зону пласта проведен значительный объем мероприятий. Применялись закачки волокнисто-дисперсных составов (средняя эффективность 3209 т/скв.опер), полимердисперсной композиции ПДН (2970,8 т/скв.опер.), глиносодержащих ВУС (2781,3 т/скв.опер.), ВУС + ПАВ (1726,7 т/скв.опер.), ВУС (1137,5 т/скв.опер.), растворов ПАВ (1139,2 т/скв.-опер.), эмульсионно-полимерных составов (1126,7 т/скв.опер.), структурированных составов (1068,5 т/скв.опер.), эмульсионных составов (860 т/скв.опер.), растворителей и растворов ПАВ (812,7 т/скв.опер.), сульфатосодержащих композиций (630,2 т/скв.опер.), кислотосодержащих составов (573 т/скв.опер.). Всего проведено 219 закачек оторочек химреагентов, при проекте 227, с дополнительной добычей нефти 406,8 тыс.т (проект - 523,7 тыс.т). Средний объем закачки химических реагентов составлял: ВДС - 300 м³, ПДН - 433,3 м³, ГлВУС - 104,5 м³, ВУС+ПАВ - 123,7 м³, ВУС - 112 м³, растворов ПАВ - 170 м³, ЭПС - 117,1 м³, СС - 123,2 м³, ЭС - 76 м³, растворители+ПАВ - 115 м³, ССК - 330 м³. Средняя текущая эффективность данных технологий на дату анализа составила 1395,9 т/скв.опер. Эффект на дату оценки продолжается. Воздействия гидродинамическими методами (повышение давления нагнетания) проведены в 4 скважинах (по проекту - 32 скважинооперации). Удельная эффективность мероприятий составила 467,3 т/скв.опер. Значительное расхождение фактических и проектных объемов проведения воздействий гидродинамическими методами связано с отказом от мероприятий по циклическому воздействию.

Объект ЮС₁

В скважинах объекта ЮС₁ за период 2014-2015 гг. планировалось проведение 80 скважино - операций по воздействию на пласт, фактически проведено 17 скважино - операций, снижение связано с меньшим объемом проведения воздействиий на призабойную зону (проект - 58, факт - 10) и закачек оторочек химических реагентов (проект -20, факт - 5). Дополнительная добыча нефти составила соответственно по проекту 43,7 тыс.т, по факту - 5,9 тыс.т.

Снижение объемов работ по воздействию на ПЗП связано, главным образом, с превышением объемов проведения ГРП в скважинах объекта в данный период (проект ГРП - 2 скважино - операции, факт - 19 скважино - операций) и за счет этого снижением необходимости проведения ОПЗ, что подтверждается результатами эксплуатации скважин. Средний фактический дебит жидкости добывающих и приемистость нагнетательных скважин за анализируеый период были выше проектного уровня.

Для восстановления и увеличения продуктивности и приемистости скважин применялись кислотные ОПЗ (СКО, ГКО, ОФК) и щелоче-солянокислотные ОПЗ. Средняя технологическая эффективность воздействий химическими реагентами на призабойную зону добывающих скважин низкая и оценивается на уровне 15 т/скв.опер.

Средняя технологическая эффективность воздействий химическими реагентами на призабойную зону нагнетательных скважин оценивается на уровне 267,1 т/скв.опер. Эффективными были только глинокислотные ОПЗ. От проведения комплексных СКО + ОФК и ЩСКО эффекта по окружающим добывающим скважинам не получено.

Перфорационными методами (повторная перфорация) проведено одно воздействие в нагнетательной скважине. На дату анализа текущая эффективность оценивается на уровне 8 т/скв.опер.

Для увеличения охвата пласта вытеснением и снижения темпов обводнения в 2015 году начато применение потококорректирующих технологий. Проводились закачки вязкоупругих составов (ВУС) + ПАВ, глиносодержащих ВУС (ГлВУС) и безполимерных эмульсионных составов. Средний объем закачки химических реагентов составлял: ВУС+ПАВ - 110 м³, ГлВУС - 99 м³, БЭС - 70 м³. Средняя текущая эффективность данных технологий находится в пределах от 248,5 до 1007 т/скв.опер., при среднем значении 429,4 т/скв.опер. Эффект на дату оценки продолжается. Повышение давления нагнетания проведено в 1 скважине (по проекту - 2 скважино - операции). Удельная эффективность мероприятия составила 1562 тонн нефти.

Объект ЮС₂

В скважинах объекта ЮС₂ за период 2014-2015 гг. воздействия на ОПЗ химическими реагентами проводились только на нагнетательном фонде скважин. Для восстановления и увеличения приемистости скважин применялись кислотные ОПЗ (СКО, ГКО, ОФК), щелоче-солянокислотные ОПЗ и ОПЗ растворителями + СКО. Средняя удельная эффективность воздействий составляет от 17 до 826,5 т/скв.опер, при среднем значении 398,2 т/скв.опер.

Перфорационными методами (дострел) проведено одно воздействие в добывающей скважине. На дату анализа текущая эффективность оценивается на уровне 24 т/скв.опер.

Закачка оторочки химических реагентов в нагнетательную скважину (1 скважиноооперация) планировавшаяся в 2015 году на дату анализа не проведена.

В целом по месторождению за анализируемый период проведено 571скважино-операции по физико-химическому воздействию на пласты. Дополнительная добыча нефти составила соответственно 306 тыс.т.

Гидравлический разрыв пласта является одним из наиболее эффективных методов повышения производительности скважин, вскрывающих низкопроницаемые, слабодренируемые коллектора. Данный метод применяется на месторождении с 1994 года.

За период 2010-2015 гг. на месторождении проведено 364 скважино-операции ГРП, из них 139 в действующих добывающих скважинах, 85 на стадии строительства или перевода с других объектов, 73 в нагнетательных и 67 в нагнетательных, находившихся в отработке на нефть.

Основное количество ГРП проведено по стандартной технологии - 262 скв. опер., в горизонтальных стволах 69 скв.опер., в боковых стволах 23 скв. опер, 5 гидроразрывов с технологической остановкой, два по технологии TSO, и по одной скважине операции приходится на экраноустанавливающий и селективный ГРП. Одна операция была проведена по технологии Shlumberger.

Оценка дополнительной добычи нефти в них проводилась по аналогии со скважинами, имеющими сходное геологическое строение и режимы работы до и после ГРП.

Гидравлический разрыв пласта проводился на скважинах объектов АС₄, БС₁₁, БС₁₀, ЮС₁, ЮС₂. Количество скважинно-операций ГРП по пластам за весь период проведения ГРП на Федоровском месторождении представлен в таблице 13.

Таблица 13 - Объем проведения ГРП за 2010-2015гг.

Масса закачки проппанта в период 2010 - 2015 гг. составляла от 2 до 102 тонн, при среднем значении 22 тонны.

Дополнительно от проведения 291 ГРП получено 1727,47 тыс.т нефти.

Заключение

Мамонтовское месторождение является многопластовым, по величине запасов относится к категории уникальных, изученность геологического строения пластов достаточно высокая. Наиболее полно изучен продуктивный горизонт БС₁₀, пласты юрской системы недоизучены анализами керна и нефти.

Основные извлекаемые запасы сосредоточены в пластах группы БС - 83%.

Пласты группы АС - высокопроницаемые отложения с низкой расчлененностью и низкой начальной нефтенасыщенностью. Доля геологических запасов - 15,9%. Основные запасы приурочены к категории ВС₁.

Пласты группы БС - характеризуется благоприятными для разработки ФЕС. Запасы основного объекта разработки - БС₁₀^мон приурочены преимущественно к ЧНЗ, на долю пласта БС₁₀^мон приходится 68,3% от всех геологических запасов месторождения.

Проектные решения по всем объектам разработки Мамонтовского месторождения в основном соответствовали геолого-физическим условиям залегания залежей нефти, но при этом были переоценены добывные возможности пласта БС_10мон (на период после 1988 года) и несколько занижены добывные возможности пластов АС₄, АС₅₊₆, БС₆ и БС₈.

Несоответствие основных фактических и проектных показателей разработки месторождения обусловлено в основном различием дебитов нефти и количества скважин по эксплуатационным объектам.

Проектные показатели эксплуатации объектов должны быть скорректированы с учетом: особенностей текущего состояния их разработки;

необходимости достижения коэффициентов нефтеизвлечения; внедрения комплекса мероприятий по совершенствованию разработки месторождения.

Список использованной литературы

1. Александровская Н.Д. и др. «Нефтяная промышленность. Приоритеты научно-технического развития» - М.: Недра, 1996г. -

2. Вагин С.Б.;Каналин В.Г и др. «Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология» - М.: Недра, 2006г.

3. ОАО «НК Роснефть» Геологический отчет, 2013г.

4. ОАО «НК Роснефть» Проект разработки Мамонтовского месторождения, 2006г.

Размещено на Allbest.ru