XII Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2020

Мамонтовское месторождение является одним из крупнейших в Западной Сибири. Сложное геологическое строение, большая площадь нефтеносности многопластовость, сосредоточение около половины запасов в водонефтяных зонах и низко проницаемых коллекторах создают необходимость применения особых методов разработки и инновационных технологий.

Для улучшения показателей эксплуатации скважин и состояния разработки месторождения необходимо использование таких инновационных технологий, как: интенсификация добычи нефти обработкой призабойных зон скважин химреагентами; гидравлический разрыв пласта; зарезка второго ствола; бурение горизонтальных скважин; плазменно-импульсное воздействие.

Поисково-разведочное бурение на территории месторождения начато в 1964 г. Открыто Мамонтовское месторождение в 1965 г. В промышленную разработку введено в 1970 г. Это второе после Самотлора месторождение по уровню максимальной добычи нефти - 35,2 млн.т. В административном отношении месторождение расположено в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области (рисунок 1).

Рисунок 1.
Обзорная карта месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Общая площадь месторождения составляет около 1000 км².Запасы УВ утверждены в ГКЗ РФ в 1999 г. Запасы нефти 1,4 млрд т. Залежи на глубине 1,0-2,5 км. Начальный дебит скважин до 150 т/сут. Выход легких фракций – 30-40%.

По состоянию на 05.02.2015 в промышленной разработке находятся 7 основных эксплуатационных объектов: АС₄ (с 1971 года), АС_5-6 (с 1974 года), БС₈ (с 1979 года), БС₁₀ (с 1970 года), БС₁₁ (с 1975 года).

Нефть Мамонтовского месторождения характеризуется следующими свойствами: удельный вес (плотность) - 0,871-0,885 г/см³, содержание серы - 1,2-1,5 %, парафина - 2,9-3,8, смол - 7,6-9,1, асфальтенов - 2,2-3,1 % (таблица1).

Таблица 1.

Физико-химические свойства пластовой нефти

Параметры	АС4	АС5-6	БС8	БС10	БС11
Давление насыщения газом Pн, кгс/см2	82	76	82	94	92
ГазосодержаниеR м3/т	41,7	42,3	41,5	60,5	60,5
Рабочий газовый фактор при условиях сепарации м3/т		32,5	34,4	51,7	48,24
Объемный коэффициент	1,117	1,113	1,099	1,178	1,189
Плотность нефтиг/см3	0,824	0,825	0,841	0,799	0,795
Вязкость нефти сП	9,14	10,85	8,14	12,44	10,2
Температура насыщения парафином ℃	29,7	29,6	38,5	30,3	30,3

Мамонтовское месторождение находится в начале 4 стадии разработки, для которой характерно стабилизация снижения добычи жидкости, среднего дебита скважин, сокращение действующего добывающего фонда скважин. В истории разработки месторождения выделяется четыре стадии: 1 – рос добычи нефти (1970-1985 гг.); 2 – максимальная добыча нефти (1985-1987 гг.); 3 – падающая добыча нефти (с 1987г.); 4 – стабилизация падения добычи нефти (с 1994 г.). Основные показатели добычи по стадиям разработки месторождения отображены в таблице (таблица 2).

Таблица 2.

Основные показатели добычи нефти по стадиям.

Показатели	Стадии разработки				Всего на 1.01.2015г.
	1	2	3	4
Продолжительность стадии, лет	15	3	6	10	45
Накопленные показатели за стадию
Добыча нефти (млн.т.)	202,5	183,4	161,5	103,1	650,2
Добыча жидкости (млн.т.)	250,4	207,1	493	418,3	1468,7
Водонефтяной фактор	0,24	1	2,7	4,2	1,5
Отобрано, % НИЗ	33,9	17,3	24,34	7,2	83,74
Показатели к концу стадии
Дебит Скважин нефти т/сут	46	41	16,2	14,0
Дебит скважин жидкости т/сут	67	95	83,7	112
Нефтеизвлечение доли ед.	0,15	0,23	0,31	0,318
Обводненность %	31	57	73	87,3

На конец 2012 г. динамика фактических показателей с начала разработки показана на рисунке (рисунок 2).

Рисунок 2.

Д
инамика добычи нефти и жидкости на Мамонтовском месторождении

Для всех рассматриваемых участков характерна неравномерная выработка запасов по площади, в значительной степени связанная с неравномерностью выработки по разрезу, что является следствием высокой послойной неоднородности коллекторов. В этих условиях применение технологий повышения интенсификации, позволяет существенно повысить эффективность разработки. При этом достигается: стабилизация текущей добычи нефти за счет стабилизации или снижения обводненности; повышение конечного коэффициента нефтеотдачи в пределах охваченного воздействием участка; увеличение доли рентабельного фонда скважин за счет снижения обводненности.

В процессе эксплуатации дебит нефтяных и газовых скважин Мамонтовского месторождения со временем падает, а поглотительная способность нагнетательных скважин уменьшается. Ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта может наступить вследствие набухания глин, выпадения в осадок различных солей из пластовых вод, отложения парафинов и продуктов коррозии в фильтровой части ствола скважины образования стойких эмульсий.

Один из путей решения этих задач – внедрение в практику разработки месторождения эффективных методов воздействия на призабойную зону скважин.

Главной причиной снижения дебитов скважин является ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны, вызванное её загрязнением (кольматацией).

Ухудшение свойств ПЗС вызвано: снижением проницаемости при увеличении эффективного напряжения; снижением фазовой проницаемости по жидкости (нефти) при снижении забойного давления ниже давления насыщения пластовой нефти газом; снижением фазовых проницаемостей по нефти в зависимости от водонасыщенности пласта при разработке месторождений; выпадением и отложение смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно-добываемой воды при изменении термобарических условий.

Для того чтобы облегчить условия притока применяют методы искусственного воздействия на пласт с целью повышения проницаемости призабойной зоны пласта. Для повышения дебита скважины достаточно удалить со стенок фильтра и поверхности вскрытой части пласта отложения смол и глинистых частиц.

Наиболее распространенные методы интенсификации добычи также представлены в таблице (таблица 3).

Таблица 3.

Методы увеличения интенсификации притока

Методы воздействия	Дополнительная добыча нефти, тыс. т
Бурение дополнительных стволов	19,8
Гидроразрыв пласта	10,5
Плазменно-импульснуе воздействие	9,44
Глубокие обработки призабойной зоны	0,78
Физико-химические	0,36
Химические	0,30

Причины применения методов интенсификации – увеличение дебита скважин, уменьшение срока разработки месторождения без существенных потерь в нефтеотдаче и т.п.

Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в том, что посредством закачки жидкости при высоком давлении происходит раскрытие естественных или образование искусственных трещин в продуктивном пласте и при дальнейшей закачке песчанно-жидкостной смеси или кислотного раствора происходит расклинивание образованных трещин с сохранением их высокой пропускной способности после окончания процесса и снятия избыточного давления.

При производстве ГРП должны быть решены следующие задачи: 1) создание трещины путем закачки специально подобранной жидкости ГРП; 2) удержание трещины в раскрытом состоянии путем добавления в жидкость гидроразрыва проппанта с зернами определенного размера и определенной прочности; 3) удаление жидкости разрыва для восстановления высоких фильтрационных характеристик призабойной зоны скважины; 4) повышение продуктивности пласта.

Наиболее широкое распространение получил локальный гидроразрыв как эффективное средство воздействия на призабойную зону скважин. Бывает достаточным создание трещин длиной 10-20 м с закачкой десятков кубических метров жидкости и единиц тонн проппанта. В этом случае дебит скважин увеличивается в 2-3 раза.

Проведение гидроразрыва с образованием протяженных трещин приводит к увеличению не только проницаемости призабойной зоны, но и охвата пласта воздействием, вовлечению в разработку дополнительных запасов нефти и повышению нефтеизвлечения в целом. При этом возможно снижение текущей обводненности добываемой продукции.

Наряду с этим применяется селективный гидроразрыв, позволяющий вовлечь в разработку и повысить продуктивность низкопроницаемых слоев.

Плазменно-импульсная технология (ПИТ) воздействия на пластовую систему относится к физическим методам увеличения нефтеотдачи. Отличительной особенностью данной технологии является то, что для ее применения нет необходимости специально останавливать скважину, поскольку она может применяться, например, при плановом капитальном ремонте или при смене насоса. Технология ПИТ основана на электрическом разряде высоковольтного источника в жидкости скважинным генератором с широким спектром частот. После вторичного вскрытия и длительной эксплуатации перфорационные каналы, так же как и призабойная зона, подвержены кольматации твердой, жидкой, дисперсной, газообразной фазой. Ударная волна при воздействии ПИТ по своей структуре, длительности и характеру существенно отличается от ударных волн, инициируемых традиционными методами. Образовавшаяся за несколько микросекунд, она декольматирует перфорационные каналы и, проникая в призабойную зону скважины, возмущает пластовую систему.

Принцип действия генератора заключается в преобразовании энергии металлической плазмы в импульсное давление в жидкости для очистки призабойной зоны скважины.

Генератор плазмы – трубка толщиной 102 миллиметра и длиной 4 метра (рисунок 3). Внутри нее аккумуляторы и система конденсаторов, которая накапливает энергию. На рабочем конце – разрядник с небольшой бобиной калиброванной проволоки из специального сплава. Генератор опускается в скважину, продолжая питаться и управляться по проводу с поверхности. При разряде за 55 микросекунд вся энергия поступает на проволоку, которая испаряется в металлическую плазму.

Рисунок 3.

О
бщий вид прибора ПИТ

После разряда формируется газовый пузырь, характеризующийся рядом затухающих пульсаций. Заданное количество импульсов повторяется в одной точке через равные промежутки времени. Первые импульсы чистят перфорацию, удаляя кольматант, что является основной задачей при обработке горизонтальных скважин. Если требуется, воздействие в заданной точке может продолжиться, и последующие импульсы будут распространяться по пласту, вызывая эффект акустической кавитации, в результате чего увеличивается проницаемость призабойной зоны.

Опыт применения ПИТ показывает, что даже в скважинах месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов можно получить многомесячный эффект повышения дебита по нефти и снижения содержания воды в добываемом флюиде.

Список литературы

Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Бадьянов В.А., Батурин Ю.Е., Ефремов Е.П., Пономарева И.А., Праведников Н.К. Свердловск, Средне-Уральское книжное издательство, 1975г. – стр.85

Ф.И. Даутов, М.М. Закиров, В.П. Толстов Прогнозирование динамики нарушений обсадных колонн скважин с катодной защитой// Тр. ТатНИПИнефть.- 1975.- Вып. XXXII- Бугульма, 1975 г.

Гавура В.Е. «Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений» - М.:ВНИИОЭНГ, 1995 г., стр. 102-105.

Александровская Н.Д. и др. «Нефтяная промышленность. Приоритеты научно-технического развития» - М.: Недра, 1996г. – стр.46

Кудряшов С.И., Левин Ю.А., Маркелов В.Д., Перельман О.М., ПещеренкоС.Н.,Рабинович А.И., Слепченко С.Д. Надежность погружного оборудования в осложненных условиях месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» // Технологии ТЭК. 2014. №5. С. 54-59.

Код для цитирования: Скопировать