Самотлорское нефтегазоконденсатное месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа в 15–60 км севернее и северо-восточнее г. Нижневартовска. Продуктивные пласты месторождения сложены чередованием глинистых, алевролитовых, мелкозернистых песчаных прослоев с низким содержанием карбонатных пород. Песчано-алевритовые прослои не выдержаны по простиранию, замещаются глинами или переходят из одной разности песчано-алевролитовых осадков в другую. Обломки песчаноалевролитовых пород до 70 % представлены зернами кварца и полевого шпата, цемент коллекторов пленочно-поровый, карбонатно-глинистого состава, а глинистый материал цемента коллекторов представлен каолинитом и хлоритом.
Ключевые слова: ГТМ, ОПЗ, Самотлорское, объект.
На Самотлорском месторождении в период 2012–2016 гг. проводились мероприятия, направленные на поддержание действующего фонда скважин, интенсификацию притока, а также вовлечение недренируемых запасов в разбуренной части объектов разработки. При реализации геолого-технологических мероприятий (ГТМ) использовались хорошо себя зарекомендовавшие технологии, а также опробовались новые.
Основные виды ГТМ, реализуемые на месторождении:
– гидроразрыв пласта (ГРП),
– зарезка боковых стволов (ЗБС),
– оптимизация работы насосного оборудования,
– обработка призабойных зоны (ОПЗ),
– ремонтно-изоляционные работы (РИР),
– прострелочно-взрывные работы, возвраты (переводы) на другие объекты и приобщения (ПИП).
За рассматриваемый период выполнен значительный объем мероприятий. Всего реализовано 12431 геолого-технологических мероприятий, что на 3910 скв.-опер. или 46 % больше чем предусматривалось в действующем ПТД. При этом дополнительная добыча нефти от ГТМ за 2012–2016 гг. превышает проектное значение всего на 5 % (476 тыс.т), и составила 10,8 млн.т нефти. Удельная эффективность на одну скважино-операцию составила 0,87 тыс.т, при проектной — 1,2 тыс.т. Удельная дополнительная добыча по факту оказалась ниже проектной (Рисунок 1), основными причинами этому является ухудшение структуры остаточных запасов нефти и плохое техническое состояние стареющего фонда скважин.
Рис. 1. Динамика эффективности и объёмов фактических и проектных ГТМ
Из общего объёма мероприятий значительная доля (59 %) приходится на «легкие» виды ГТМ — 20 % (2492 опер.) ОПЗ, приобщения и переводы (1897 опер.) — 15 % и 24 % (2944 опер.) оптимизация подземного оборудования (оптимизация) (Рисунок 2). Доля наиболее затратных мероприятий — РИР, ЗБС, ГРП составляет 41 % (5098 опер.).
Рис. 2. Распределение проведенных в 2012–2016 гг. ГТМ по видам работ
Максимальный объём дополнительной добычи — 31 % получен от проведения ЗБС — 3.4 млн. т нефти (Рисунок 3), что обусловлено вовлечением в разработку недренируемых запасов нефти в межскважином пространстве и неразбуренных зонах.
Также надо отметить большой объём дополнительной добычи, полученной за счет оптимизации насосного оборудования — 2,1 млн.т. При оптимизации, как правило, производится спуск УЭЦН с увеличением типоразмера, при этом за счет увеличения депрессии на пласт подключаются в работу ранее не дренируемые пропластки, увеличивается радиус дренирования.
Рис. 3. Распределение дополнительной добычи по видам ГТМ
Максимальный эффект в год реализации получен от ЗБС — 2,5 тыс.т/опер. (Рисунок 4), средний прирост дебита нефти — 24 т/сут. Второй по эффективности вид мероприятий — ГРП, удельная дополнительная добыча составила 0,85 тыс.т/опер., средний прирост дебита нефти — 6,8 т/сут.
В категорию ремонтно-изоляционных работ (РИР) включены мероприятия по поддержанию в рабочем состоянии фонда скважин — ликвидация аварий, изоляционные работы и ограничение водопритока. В период с 2012 по 2016 г. проведено 1690 скв-опер. РИР, средняя эффективность составила 0,71 тыс.т/опер.
Рис. 4. Распределение удельной доп. добычи нефти по видам ГТМ
Наблюдается снижение эффективности основных видов мероприятий в динамике в среднем на 29 %. Так, максимальный уровень снижения удельного прироста дебита нефти за 5 лет получен по ЗБС и РИР: -47 % и -41 %, соответственно (Рисунок 5).
Рис. 5. Изменения приростов дебита нефти за 5 лет
Основной объём выполненных ГТМ приходится на группу пластов АВ — 8896 скв-опер. или 72 %. Дополнительная добыча от ГТМ на пластах АВ составила 6,9 млн. т или 64 % от общего объёма. Наибольшее число мероприятий за анализируемый период проведено на пласте АВ1(1–2) — 3602 операции (29 %) и на пласте АВ2–3–2214 операции (18 %) (Рисунок 6). При этом удельная эффективность ГТМ выше на нижних пластах БВ и ЮВ (Рисунок 7).
Рис. 6. Распределение объема ГТМ (а) и дополнительной добычи нефти (б) по пластам
Рис. 7. Распределение удельной доп. добычи нефти на 1 скв/опер. по пластам
Литература:
1. Проект разработки Самотлорского месторождения. СибНИИНП, ВНИИ, 2008 г
2. Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения [Текст] / Компания «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед», ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр», ОАО «Центральная геофизическая экспедиция», ОАО «НижневартовскНИПИнефть». — МоскваТюмень, 2005. XIV томов.
3. Проект разработки Самотлорского месторождения. СибНИИНП, ВНИИ, 2017 г
