Анализ состояния разработки Мамонтовского месторождения

Более чем за 30-летний период освоения месторождений Западной Сибири проведена большая работа по обоснованию рациональных систем заводнения и их количественных геометрических характеристик для пластов с разной продуктивностью. Решение этого вопроса осуществлялось применением более активных и управляемых систем разработки.

Доказана нецелесообразность выделения объектов разработки большой толщины, объединяющих пласты с резко различающейся проницаемостью. В связи с этим на месторождениях Самотлорском, Усть-Балыкском, Южно-Сургутском и других проведено разукрупнение объектов, пласты с невысокой проницаемостью выделены в самостоятельные объекты, что дает возможность создавать необходимые условия для их эффективного заводнения и вовлечения в разработку ранее не дренируемых запасов. На месторождениях, вводимых позже, с самого начала объекты разработки выделяются с учетом накопленного опыта.

Дифференцирована ширина полос  при разрезании залежей с ее уменьшением  при пониженной продуктивности пластов. Установлено, что объекты проницаемостью менее 0,1 мкм² достаточно успешно заводняются лишь при высоких давлениях нагнетания воды (до 18— 19 МПа) и при ограниченных расстояниях между нагнетательными и добывающими скважинами (до 300—400 м).

В целом в Западной Сибири заводнение стало эффективным средством не только увеличения темпов добычи нефти, но и регулирования разработки для повышения нефтеизвлечения. Однако его возможности используются на практике не полностью, не в должной мере реализуются технологические решения.

Серьезным нарушением технологии заводнения является невыполнение сроков начала нагнетания воды в пласты на вновь введенных в разработку месторождениях. В технологических схемах разработки месторождений, характеризующихся в основном низкопроницаемыми коллекторами, начало заводнения обычно намечается уже на первый— второй годы после начала добычи нефти. По ряду месторождений эти сроки не соблюдаются.

Задержка в освоении заводнения приводит к резкому падению пластового давления и соответственно добычи нефти по переходящему фонду скважин.

Нарушением технологии заводнения следует считать и избыточную, сверхпроектную закачку воды для  создания высокого пластового давления, обеспечивающего фонтанирование скважин при большом содержании воды в продукции. Проектные уровни закачки в значительной мере превышались на некоторых участках Самотлорского, Локосов-ского и других месторождений.

На участках с избыточной закачкой воды при бурении новых скважин приходится на продолжительное время останавливать нагнетательные скважины для снижения пластового давления. Во избежание выбросов буровые бригады утяжеляют промывочную жидкость, что увеличивает загрязнение прискважинных зон пластов. Это является одной из причин того, что после ввода в эксплуатацию скважины, оборудованные насосами, переходят в бездействующий фонд. Фонтанирование скважин при высокой обводненности не обеспечивает оптимального режима их работы. Слабопроницаемые прослои не включаются в работу, что уменьшает нефтеизвлечение. Высокие пластовые давления требуют глушения скважин при ремонтных работах, что также ухудшает проницаемость призабойной зоны пласта,

Нарушением технологии заводнения является также обеспечение запланированных  объемов закачки воды ограниченным по сравнению с проектом нагнетательным фондом.

По части простаивающих нагнетательных скважин необходимо решить ряд технологических задач. Недостаточный фонд скважин компенсируется более высокой приемистостью по ним, что вызывает неравномерное вытеснение нефти водой по площади, а следовательно, снижение охвата пластов заводнением. Подобное нарушение допускается и по вновь вводимым месторождениям. При блоковых   системах разработки отмечаются случаи освоения   нагнетательных скважин в разрезающем ряду под закачку воды без отработки через одну.

Кажущийся эффект быстрого повышения  давления в зоне закачки приводит в дальнейшем к отрицательным  результатам: в разрезающих рядах  остаются неотобранными значительные запасы нефти, что может вызвать   необходимость   бурения дополнительных  добывающих скважин.

На Самотлорском месторождении  в должной мере не нашел решения вопрос о нагнетании воды в низкопроницаемые пласты под повышенным давлением 19 МПа, что предусмотрено проектом разработки. Строительство объектов заводнения с повышенным давлением является неотложным делом, поскольку извлечение нефти из низкопроницаемых пластов и их выработка более чем в 2 раза ниже, чем из высокопроницаемых. К коллекторам с низкой продуктивностью приурочена половина остаточных запасов месторождения и их извлечению должно быть уделено повышенное внимание.

Серьезные трудности в организации  заводнения на нефтяных месторождениях вносит нарушение последовательности бурения нагнетательных и добывающих скважин. Значительные отходы забоев скважин приводили к осложнениям при насосной эксплуатации. Например, для разбуривания многопластового Суторминского месторождения создавались многоскважинные (до 80) кусты, при которых отход забоев скважин достигал 1300—1400 м. Такой куст разбуривался 2—3 года, его бурение сразу на несколько объектов разработки затрудняло реализацию технологических решений по разработке продуктивных пластов, привело к продолжительному простою скважин после окончания бурения.

Техническим проектом на строительство  скважин не в должной мере принималась во внимание специфика строения месторождения, свойства его пластов; он не всегда увязывался с основными положениями технологической схемы, в которой не были учтены все особенности многоскважинного кустового бурения. Осложнения были вызваны также тем, что в центральной части месторождения одновременно разбуривались четыре эксплуатационных объекта. В результате несвоевременно была сформирована регулярная система воздействия. Заводнение не удавалось освоить согласно технологической схеме из-за невозможности создания из числа пробуренных скважин элементов системы разработки, сформированных на каждом из объектов запроектированным числом нагнетательных и добывающих скважин. В последующем были приняты меры по исправлению допущенных нарушений.

На Талинском месторождении нарушение технологии заводнения было связано с резким отставанием буровых работ. Анализ, проведенный СибНИИНП, показал, что разбуривание велось без учета мест расположения КНС, элементы площадной системы формировались не полностью. При реализации системы были допущены значительные несоответствия объемов добываемой жидкости и закачиваемой воды. По 21 из 54 элементов закачка превысила 100%, а по отдельным элементам — 200 и 300%, по остальным изменялась от 1 до 80%. В таких условиях в первом случае возможно оттеснение нефти из одних элементов в другие, во втором — резкое падение давления.

Приведенные примеры говорят о  необходимости более четкой координации  работ в области бурения и  обустройства месторождений.

Все еще с нарушениями требований решается вопрос качества воды, нагнетаемой в пласты. В проектных документах на разработку предусматривается нагнетание сеноманской воды или в связи с трудоемкостью ее извлечения создание оторочки этой воды, проталкиваемой поверхностной водой. Известны преимущества сеноманской воды как вытесняющего агента. Однако она нагнетается лишь на части месторождений. Стало почти правилом нагнетать в пласты поверхностные воды, очистка которых недостаточна, а содержание КВЧ периодически достигает 100 мг/л и более. При закачке поверхностных вод в скважинах интенсивно развиваются сульфатредуцирующие бактерии, активизирующие коррозию насосно-компрессорных труб нефтепромысловой системы сбора нефти и другого оборудования. Последствия закачки поверхностных вод должным образом не изучаются.

В связи с перечисленными осложнениями, а также вводом в разработку в основном месторождений с низкопроницаемыми коллекторами совершенно на новый уровень поднимается проблема подготовки воды для закачки и продуктивные пласты. Над ней работают институты отрасли и производственные объединения, разработана комплексная программа работ по поддержанию пластового давления, реализация которой позволит решить поставленные задачи.

Отмечаются случаи проектирования для новых недостаточно изученных пластов площадных систем разработки. Однако при эксплуатационном разбуривании по мере накопления информации о геологическом строении по ряду месторождений выясняется, что в реализации столь жестких систем заводнения нет необходимости. На месторождениях Повховском, Талинском и других в процессе разработки площадные системы были преобразованы в рядные. Это показывает что для недостаточно изученных геологически пластов целесообразно проектировать блоковые системы и лишь при необходимости переходить на площадные или избирательные системы.

Гидродинамические методы воздействия — циклическое заводнение и метод изменения направления фильтрационных потоков — нашли довольно широкое применение на месторождениях страны и Западной Сибири.

В 1993 г. за счет гидродинамических методов в Западной Сибири извлечено более 22,0 млн. т нефти. Однако не во всех технологических документах рассматриваются варианты с их применением. Хотя именно этот метод воздействия, особенно на конечной стадии разработки может найти на месторождениях Западной Сибири еще большее развитие.

 

Выводы.

1. Необходимо повысить требовательность к обеспечению проектных сроков начала заводнения и запроектированных объемов закачиваемой воды и отбираемой жидкости, установленных проектным документом, соотношений количества добывающих и нагнетательных скважин.

2. При проведении авторских надзоров необходимо определять в различные периоды разработки оптимальные объемы нагнетания воды, обеспечивающие баланс отбора и закачки по отдельным элементам, участкам и зонам пласта и нормальные условия для бурения и ремонта скважин.

3. Обеспечить координацию бурения, освоения скважин и обустройства месторождений, не допуская ввода скважин при отсутствии КНС и других объектов.

4. Не допускать при рядных системах разработки освоения нагнетательных скважин, не обеспечив выработку основной части запасов в нагнетательном ряду, осваивая нагнетательные скважины через одну.

5. Обеспечить дифференцированное заводнение на месторождениях с высоко- и низкопродуктивными коллекторами, не допуская научало заводнения пресными водами без оторочки сеноманских вод.

6. При проектировании разработки нефтяных месторождений повысить требования к качеству закачиваемых вод, предусматривая повышение степени их очистки и бактерицидную обработку.

7. При усложняющихся геолого-физических характеристиках продуктивных пластов обосновывать проектные показатели разработки не только по эксплуатационным объектам в целом, но и дифференцированно по участкам с разными условиями залегания нефти и продуктивностью,

8. На всех месторождениях, где проектируется разработка с заводнением, обязательно рассчитывать вариант, позволяющий уже на первой стадии разработки внедрять циклический метод заводнения и метод изменения направления фильтрационных потоков.

9. Повысить уровень информационного обеспечения и качества его обработки, добиваясь получения данных, необходимых для решения задач оптимальной разработки и ее регулирования, а также исходных данных для принятия оперативных технологических решений.

 

 

 

5. СОСТОЯНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНОГО ФОНДА

НГДУ «МАМОНТОВНЕФТЬ»

 

На 1.01.99г. эксплуатационный фонд нагнетательных скважин составил 1373 шт.,  из них  под закачкой – 642 cкв.(47%),в бездействии - 622скв.(45%), в освоении – 99 скв.

Если к началу года самый большой  процент (28%) –178 скв.– от неработающего фонда составляли скважины, остановленные для снижения Р_пл, то к концу года их количество снизилось до 131.

Половина из них (72скв.) –  в районе ЦДНГ–1. Среднее пластовое  давление здесь 255-262 Атм. Эти скважины стоят с 1990-96 гг.

Аварийный фонд составляет 12% от неработающего  – 168 скважин, среди которых наибольшее количество скважин с негерметичными эксплуатационными колоннами – 73 шт. (это количество не изменилось в течение года).

В течение года увеличилось  число скважин с нерентабельной  закачкой (в основном, по ЦДНГ-10).

На 1.01.99г. увеличилось общее число  скважин с низкой приемистостью  – с 228 до 274, из них 126скв.  - в работе (присыпан забой), 85 скважин простаивает  из-за засоренности призабойной зоны и пласта, 58- с низкими коллекторскими свойствами.

По наземному оборудованию простаивает 105 скважин, из них -почти половина (47шт.) – с неисправностью устьевого  оборудования (неисправны задвижки).

За 1998 год из нагнетательного фонда  в ожидании ликвидации выбыло – 3. Из нефтяного фонда в нагнетательный вошло 13 скважин, введено под нагнетание –7 (6 – Мамонтовское м/р, 1 – Тепловское).

    

 

 

 

 

 

 

6. ДИНАМИКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО  ФОНДА 

НГДУ «МАМОНТОВНЕФТЬ»

 

Эксплуатационный фонд по НГДУ "МН" на 1.01.99г. составил 3538 скважин, что меньше, чем на начало 1998 года –3652– на 114 скважин. Это связано с выводом в ожидание ликвидации 50 бездействующих скважин, незавершенных КРС,  55 скважин - в пьезометрический фонд, 1 скважина – в консервацию, 13 скважин – в фонд ППД, 1 скважина была принята в освоение, 4 скважины –  введены в работу из пьезометров.

Общий неработающий фонд по НГДУ на 1.01.99г. составил 1597 скв. За год он сократился на 106 скважин. В основном, это сокращение произошло за счет уменьшения бездействующего  фонда с 1536 до 1464 скважин (на 72 скважины), простаивающего – со 147 скважин до 117 (на 30 скв.) Из бездействия в работу было введено силами КРС 129 скважин со средним дебитом 13,8 т/сут, силами бригад ПРС – 288 скважин со средним дебитом на одну скважину 10,4 т/сут, и прочих – 401 скважина (с дебитом 5,8 т/сут). В бездействие ушло 824 скважины со средним дебитом 5,6 т/сут.

Уменьшилось количество бездействующих скважин, остановленных  по технологическим причинам и причинам, связанным с неисправностью наземного  оборудования. За 1998 год было запущено 100 скважин, простаивающих из-за нерентабельности по обводнению.