Анализ методов воздействия на призабойную зону пласта в условиях объекта АВ1 Самотлорского месторождения

15

6-14

9,7

81

7-14

11,0

108

9-14

11,6

Газосодержание, мз/т

15

55-114

76

78

51-115

88

108

66-114

85,6

Объемный коэффициент

15

1,18-1,31

1,203

78

1,14-1,30

1,255

108

1,17-1,31

1,244

Плотность нефти, кг/мз

14

724-812

774

78

720-798

768

108

720-790

753

Вязкость нефти, мПа.с

14

1,3-2,3

1,63

62

1,20-1,99

1,51

78

1,20-2,00

1,55

Коэфф. объемной упругости, (1/МПа).10-4

16

9-22

13,2

65

9-20,6

14,6

85

9-19

15,7

Газ. фактор при условии сепарации, мз/т

2

68-72

70

26

51-115

81,3

26

55-96

72

Объемный коэфф. при условии сепарации

2

1,15-1,18

1,165

27

1,08-1,21

1,172

26

1,12-1,25

1,190

Плотность нефти при условии сепарации, кг/мз

2

846

27

820-854

844

26

802-870

843

Таблица 1.4 - Физико-химические свойства пластовых нефтей продуктивных пластов АВ4-5, АВ6-8, БВ7 Самотлорского месторождения

Наименование	АВ4-5	АВ6+8	БВ7
	Кол -во исследованных скважин	Диапазоны изменения	Среднее значение	Кол-во исследованных скважин	Диапазоны изменения	Среднее значение	Кол-во исследованных скважин	Диапазоны изменения	Среднее значение
Пластовое давление, МПа	115	15-18	16,7	5	13-17	16,3	1	-	20,3
Пластовая температура, оС	115	57-62	60	5	60-62	61	1	-	83
Газосодержание, мз/т	115	51-110	76,1	5	60-117	77,8	1	-	70,1
Объемный коэффициент	115	1,15-1,28	1,190	5	1,14-1,29	1,200	1	-	1,260
Плотность нефти, кг/мз	115	748-798	776	3	750-810	784		-
Вязкость нефти, мПа.с	90	1,50-2,90	2,19	3	1,00-2,90	2,2	1	-	0 01
Коэфф. объемной упругости, (1/МПа).10-4	91	7-19	12,0	3	12-13	12,8	1	-	13,2
Газовый фактор при условии сепарации, мз/т	10	41-87	59	-	-	-	1	54-56	55
Объемный коэфф. при условии сепарации	10	1,11-1,24	1,152	-	-	59	1	1,21-1,22	1,216
Плотность нефти при условии сепарации, кг/мз	10	820-875	849	-	-	-	1	841-843	842

Таблица 1.5 - Физико-химические свойства пластовых нефтей продуктивных пластов БВ80, БВ81-3, БВ10 Самотлорского месторождения

Наименование	БВ8о	БВ81-3	БВ10
	Кол-во исследованных скважин	Диапазоны изменения	Ср. значение	Кол-во исследованных скважин	Диапазоны изменения	Среднее значение	Кол-во исследованных скважин	Диапазоны изменения	Среднее значение
Пластовое давление, МПа	55	15-22	21,4	159	15-23	21,4	78	17-23	22,4
Пластовая температура, оС	55	69-79	71	159	65-79	71	78	65-79	75
Давление насыщения, МПа	55	7-12	10,2	159	6-12	10,2	78	7-11	10,2
Газосодержание, мз/т	55	71-112	98,9	155	56-115	98,7	77	67-115	92,8
Объемный коэффициент	55	1,19-1,38	1,273	155	1,20-1,37	1,270	77	1,15-1,35	1,268
Плотность нефти, кг/мз	55	699-799	745	157	694-789	746	76	720-776	742
Вязкость нефти, мПа.с	137	0,86-2,81	1,25	110	0,82-2,08	1,15	54	0,90-1,55	1,22
Газовый фактор при условии сепарации, мз/т	8	58-91	78,4	22	45-93	78,2	11	53-93	73,7
Объемный коэфф. при условии сепарации	8	1,14-1,32	1,22	22	1,15-1,32	1,216	11	1,11-1,31	1,214
Плотность нефти при условии сепарации, кг/мз	8	828-855	840	22	779-886	841	11	821-888	842

Таблица 1.6 - Физико-химические свойства пластовых нефтей продуктивных пластов БВ19, ЮВ1 Самотлорского месторождения

Диапазон измерения	БВ19	ЮВ1
	Кол-во исслед. скв.	Диапазоны изменения	Ср. знач.	Кол-во исслед. скв.	Диапазоны изменения	Ср. знач.
1	2	3	4	5	6	7
Пластовое давление, МПа	1	-	23,8	20	16-25	24,2
Пластовая температура оС	1	-	65	20	70-93	79
Давление насыщения, МПа	1	-	10,1	20	8-11	9,9
Газосодержание, мз/т	1	-	76,7	16	65-117	94,6
Объемный коэффициент	1	-	1,260	20	1,15-1,38	1,268
Плотность нефти, кг/мз	1	-	758	15	709-805	749
Вязкость нефти, мПа*с	1	-	1,09	16	0,80-1,73	1,22
Коэффициент объемной упругости, (1/МПа)*104	1	-	13,0	20	9-21	13,0
Газ. фактор при условии сепарации, мз/т	1	-	70,0	14	61-96	82,9
Объемный коэфф. при условии сепарации., кг/мз	1	-	1.149	14	1,16-1,35	1,230
Плотность нефти при условии сепарации, кг/мз	1	-	835	14	823-840	831

По данным однократного разгазирования газосодержание меняется от 75 м3/т по пласту АВ4-5 до 96,6 м3/т по пласту ЮВ1, плотность пластовой нефти от 730 кг/м3 по ачимовской пачке до 774 кг/м3 по пласту АВ11+2, объемный коэффициент от 1,190 по пласту АВ4-5 до 1,273 по пласту БВ80, вязкость пластовой нефти от 1,14 мПа*с по пласту БВ10 до 2,15 мПа*с по пласту АВ4-5.

По данным ступенчатого разгазирования плотность сепарированной нефти варьирует от 831 кг/м3 по пласту ЮВ1 до 849 кг/м3 по пласту АВ4-5, газосодержание от 59 м3/т по пласту АВ4-5 до 82,9 м3/т по пласту ЮВ1, объемный коэффициент от 1,152 по пласту АВ4-5 до 1,213 по пласту ЮВ1.

Молярная масса пластовой нефти изменяется от 180 кг/кмоль по пласту ЮВ1 до 201 кг/кмоль по пласту АВ4-5. Нефти всех продуктивных объектов месторождения довольно близки по составу: молярная доля метана в них варьирует от 27 до 34% при характерном преобладании нормальных углеводородов над изомерами, содержание легких углеводородов состава С1-С5, растворенных в разгазированной нефти, изменяется от 7,8 до 12,7%

По своим физико-химическим свойствам и составу заметно отличаются разгазированные нефти горизонта АВ4-5, для них характерно преобладание изомеров над нормальными углеводородами, а содержание их легкой части значительно меньше и составляет 4,43%.

В поверхностных условиях средняя величина плотности сепарированной нефти изменяется от 841 кг/м3 по пласту ЮВ1 до 882 кг/м3 по пласту АВ4-5, средняя вязкость сепарированной нефти при 20оС - от 5,7 мм2/.c по пласту БВ10 до 18,2 мм2/.c по пласту АВ4-5. Среднее содержание серы изменяется от 0,6% по пласту ЮВ1 до 1,9% по пласту АВ4-5, парафина - от 1,9% по пласту АВ4-5 до 3,8% по пласту БВ81-3, смол селикагелевых - от 3,4 % по пласту ЮВ1 до 6,4% по пласту АВ4-5. Выход фракций до +300оС - от 42,8% по пласту АВ4-5 до 55,6% по пласту ЮВ1.

По всем этим показателям нефти Самотлорского месторождения являются типичными для нефтяных и нефтегазовых месторождений Среднего Приобья.

Шифр технологической классификации нефтей продуктивных объектов Самотлорского месторождения II.П2.Т1.

Нефтяной газ стандартной сепарации жирный, метанового состава - среднее содержание СН4 изменяется от 62,78% (БВ8) до 86,90% (АВ4-5), с низким содержанием азота (менее 4%) и углекислого газа (менее 1,5%), сероводород отсутствует. По этим и головным компонентам газ, растворенный в нефти горизонта АВ4-5, заметно отличается от других продуктивных объектов. Прежде всего он более метановый и менее азотистый (содержание N2 составляет 0 - 0,49%), содержит этан в некондиционных количествах, т.е. менее 3,0%, существенно меньше в нем концентрации пропана и бутана.

Газ газовой шапки горизонтов группы АВ1-5 по результатам исследования проб, отобранных в 1969-1974 гг., является сухим и имеет метановый состав (содержание СН4 более 92%), его плотность изменяется от 0,707 до 0,751 кг/м3, составляя в среднем 0,730 кг/ м3, молекулярная масса - от 17,01 до 18,06 при среднем значении 17,57 кг/кмоль. Головные компоненты в рассматриваемом газе содержатся в некондиционных количествах.

Свойства пластовой воды показаны в табл.1.7.

Таблица 1.7 - Свойства пластовой воды

№	Свойства воды	АВ1-3	АВ2-3	АВ4-5	БВ10	БВ8
1	Предельное газосодержание, м3/т	2,22	2,12	2,14	2,44	2,43
2	Объемный коэффициент	1,012	1,008	1,008	1,016	1,016
3	Вязкость в пластовых условиях, спз	0,51	0,51	0,51	0,43	0,44
4	Общая минерализация, г/л	19,3	25	25,6	29	27,4
5	Плотность в поверхностных условиях, г/см3	1,014	1,015	1,015	1,02	1,018
6	Плотность в пластовых условиях, г/см3	1,014	1,008	1,009	1,004	1,004



2. АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

2.1 Анализ показателей разработки объекта АВ11-2 Самотлорского месторождения

Эксплуатация объекта АВ11-2 Самотлорского месторождения в границах деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск» начата в 1977 году. С начала разработки по объекту по состоянию на 1.01.2014 г. добыто около 30 млн. т нефти, что составляет 17,4 % от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от НИЗ - 1,8 %, от ТИЗ - 2,1 %. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,057 при конечном 0,325 д. ед. Остаточные извлекаемые запасы - более 130 млн. т.

В разбуренной части пласта реализуется площадная обращенная 7-ми точечная система разработки с элементами очаговой, преимущественно на основе скважин, переведенных с нижележащих объектов. В неразбуренной зоне запроектирована однорядная система.

Ввиду того, что ранее объект АВ11-2 считался возвратным, на протяжении длительного периода (1977 - 1987 гг.) его разработка осуществлялась единичными скважинами. Затем начался перевод скважин с нижележащих объектов и, соответственно, рост добычи нефти до уровня 450 - 585 тыс. т. Более 20 лет разработки объекта фонд добывающих скважин кратно превышал фонд нагнетательных скважин, соответственно отборы жидкости не были в достаточной мере компенсированы объемами закачки воды. С 2001 г. начинается активное освоение объекта в основном за счет ввода возвратных скважин с нижележащих пластов. С 2005 г. начато активное формирование системы ППД. В настоящее время разработка объекта характеризуется дальнейшим наращиванием отборов нефти и жидкости, связанным с увеличением фонда как за счет возвратов, так и бурения скважин.

В 2013 году добыча нефти составила около 3 млн. т, добыча жидкости - около 15 млн. т, при годовой закачке воды - около 14 млн. м3. Таким образом, в 2013 году отборы жидкости компенсированы закачкой воды на 89,6 %, накопленная компенсация отборов закачкой составляет 57,1 %.

Доля участия пласта АВ11-2 в накопленной добыче месторождения лишь 10,6 %, при этом начальные извлекаемые запасы пласта составляют третью часть от общих извлекаемых запасов, что объясняется низкими темпами освоения объекта из-за сложности его геологического строения. В 2013 г. скважинами пласта обеспечено 50 % добычи месторождения в пределах л.у. ОАО «ТНК-Нижневартовск».

Необходимо отметить, что при невысоком отборе от НИЗ (17,4 %) обводненность продукции составляет 79,5 %. Причиной опережающего роста обводненности являются несколько факторов: наличие зон слияния пласта АВ11-2 с высокообводненным пластом АВ13, заколонные перетоки, распространение трещин после ГРП, также обеспечивающих связь с пластом АВ13, негерметичность эксплуатационной колонны, а также недонасыщенность коллектора.

Отмечается рост дебитов жидкости, связанный с формированием системы ППД и вводом в 2012 - 2013 гг. новых высокопроизводительных горизонтальных скважин с мультистадийным ГРП. Дебит нефти в последние 6 лет стабилен и составляет более 8 - 9 т/сут. Темпы роста обводненности продукции незначительны, среднегодовой уровень обводненности в 2013 г. составил 79,5 % (таблица 2.1).

Таблица 2.1 - Основные показатели разработки объекта АВ11-2 на 01.01.2014г

Показатели	АВ11-2
Добыча нефти в 2013 г, тыс.т	2952,3
Дебит нефти в 2013 г, т/сут	9,0
Накопленная добыча нефти, тыс.т	28555,3
Добыча жидкости в 2013 г, тыс.т	14394,2
Дебит жидкости в 2013 г, т/сут	43,9
Накопленная добыча жидкости, тыс.т	93747,5
Обводненность, %	79,5
Закачка воды в 2013 г, тыс.м3	13894,3
Приемистость в 2013 г, м3/сут	116,9
Накопленная закачка воды, тыс.м3	59663,4
Текущий КИН, д.ед	0,057
Отбор от НИЗ, %	17,4
Темп отбора от НИЗ, %	1,8
Темп отбора от ТИЗ, %	2,1
Экспл. фонд добывающих скважин, шт.	1050
Действующий фонд добывающих скв., шт.	971
Экспл. фонд нагнетательных скважин, шт.	370
Действующий фонд нагн. скв., шт.	366

пласт месторождение скважина добыча

Продолжается работа по формированию системы ППД объекта, обеспечивающая рост объемов закачки воды и, соответственно, компенсации отборов закачкой. За последние 6 лет эксплуатационный фонд нагнетательных скважин увеличился практически в 10 раз. В 2013 г. годовой объем закачки воды составил около 14 млн. м3, Текущая компенсация отборов закачкой составила 89,6 %, накопленная - 57,1 %.

С начала разработки пласта АВ11-2 извлечено около 4 млрд. м3 газа, в т.ч. около 2,0 млрд. м3 растворенного газа и более 1,5 млрд. м3 свободного газа газовой шапки. В 2013 г. ресурсы попутного газа составили около 330 млн. м3, в том числе более 200 млн. м3 растворенного газа и около 120 млн. м3 свободного газа.

Динамика основных технологических показателей разработки объекта АВ11-2 приведена на рисунках 2.1 - 2.3 и в таблице 2.2.

Рисунок 2.1 - Динамика добычи нефти и жидкости и закачки воды на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения

Рисунок 2.2 - Динамика дебита нефти и жидкости и обводненности на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения

Рисунок 2.3 - Динамика изменения фона скважин на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения

По состоянию на 1.01.2014 г. общий фонд объекта составляет 1477 скважин, в т. ч. добывающий - 1105 ед., нагнетательный - 372 ед. Распределение добывающих и нагнетательных скважин по категориям приведено на рисунке 2.4.

а) добывающий фонд б) нагнетательный фонд

Рисунок 2.4 - Распределение фонда скважин по категориям на объекте АВ11-2 на 1.01.2014 г.

Размещено на http://www.allbest.ru

Таблица 2.2 - Динамика показателей разработки объекта АВ11-2

Дата	Добыча нефти, тыс.т	Дебит нефти, т/сут	Накопл. добыча нефти, тыс. т	Добыча жидкости, тыс. т	Дебит жидкости, т/сут	Накопл. добыча жидкости, тыс. т	Обводненность, %	Закачка воды, тыс. м3	Приемистость м3/сут	Накопл. закачка воды, тыс. м3	Экспл. фонд добыв. скв.	Действ. Фонд добыв. скв.	Экспл. фонд нагн. скв.	Действ. фонд нагн. скв.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1978			0.0			0.0					1	0
1979	8.4	6.4	8.4	8.4	6.4	8.4	0.0			0.0	8	6
1980	20.3	7.9	28.7	20.3	7.9	28.7	0.1			0.0	10	8
1981	27.0	8.4	55 7	27.0	8.4	55 7	0.1			0.0	11	9
1982	27.9	6.3	83.6	28.3	6.4	83.9	1.3			0.0	26	19
1983	47.9	5.5	131.0	48.1	5.6	132.1	1.5			0.0	27	26
1984	103.5	13.6	234.5	104.6	13.8	236.7	1.1	7.1	54.2	7.1	25	21	4	2
1985	152.6	21.3	387.1	154.9	21.6	391.6	1.4	37.0	81.5	44.1	29	26	4	1
1986	144.5	18.3	531.6	148.7	18.8	540.3	2.8	37.5	84.8	81.5	30	27	4	2
1987	154.9	18.5	686.5	179.7	21.4	720.0	13.8	17.5	27.8	99.0	34	30	4	2
1988	450.4	36.9	1136.9	638.7	52.3	1358.6	29.5	17.8	24.7	116.9	41	40	4	2
1989	439.3	31.5	1576.3	597.2	42.8	1955.8	26.4	21.9	30.0	138.8	46	43	4	2
1990	459.1	26.4	2035.4	727.6	41.9	2683.4	36.9	118.6	129.9	257.4	63	61	4	2
1991	585.8	25.0	2621.2	1021.6	43.5	3705.0	42.7	404.6	274.8	662.0	90	80	9	7
1992	513.2	17.5	3134.3	848.4	29.0	4553.4	39.5	635.5	265.5	1297.5	119	88	10	9
1993	406.0	12.8	3540.3	699.5	22.0	5253.0	42.0	494.9	208.5	1792.3	129	95	9	8
1994	363.0	12.0	3903.4	657.0	21.8	5910.0	44.7	463.8	217.0	2256.1	135	91	9	7
1995	375.8	11.6	4279.2	745.7	23.0	6655.7	49.6	108.7	85.2	2364.8	152	111	9	5
1996	309.2	9.2	4588.4	619.1	18.4	7274.9	50.0	342.5	147.9	2707.3	138	105	9	5
1997	289.5	8.3	4877.9	621.0	17.9	7895.9	53.4	448.5	194.2	3155.9	155	101	9	7
1999	277.4	8.6	5155.3	707.1	21.9	8603.0	60.8	324.4	174.7	3480.3	168	90	9	4
1999	334.3	11.6	5489.6	876.6	30.3	9479.6	61.9	154.7	96.9	3635.0	173	86	9	5
2000	350.9	10.1	5840.5	987.8	28.3	10467.5	64.5	224.0	124.2	3859.0	189	107	9	5
2001	459.1	12.0	6299.6	1007.7	26.4	11475.1	54.4	145.9	98.7	4004.9	203	121	12	4
2002	641.5	13.7	6941.1	1268.0	27.1	12743.2	49.4	104.2	107.4	4109.1	239	157	11	2
2003	838.2	13.0	7779.2	1863.9	28.8	14607. 1	55.0	25.6	35.6	4134.7	337	248	11	1
2004	1133.0	12.2	8912.3	2501.2	27.0	17108.3	54.7	8.7	14.6	4143.4	439	301	10	2
2005	1563.6	13.5	10475.3	3418.5	29.5	20526.3	54.3	39.6	43.4	4182.9	521	369	10	4
2006	1900.5	13.0	12376.4	4633.8	31.6	25160.6	59.0	201.3	79.4	4384.3	632	473	13	9
2007	2027.6	10.6	14404.0	6365.7	33.3	31526.3	68.1	725.9	133.5	5110.2	785	617	33	29
2008	1941.7	8.9	16345.7	7495.9	34.4	39022.2	74.1	3021.0	134.6	8131.2	776	631	95	92
2009	1957.4	8.8	18303.2	8033.4	36.0	47055.5	75.6	6324.4	129.9	14455.5	716	645	180	178
2010	2222.9	9.2	20526.1	9442.1	39.3	56497.6	76.5	9575.5	126.8	24031.0	771	724	240	237
2011	2420.9	9.1	22947.0	10844.4	40.5	67342.0	77.7	10336.6	114.3	34367.6	834	783	272	267
2012	2656.0	9.0	25603.0	12011.3	40.7	79353.3	77.9	11401.5	109.3	45769.1	971	906	323	317
2013	2952.3	9.0	23555.3	14394.2	43.9	93747.5	79.5	13394.3	116.9	59663.4	1050	971	370	366

Размещено на http://www.allbest.ru

2.2 Анализ показателей работы фонда

В добывающем фонде объекта числятся 1105 скважин, из них: действующих - 971, бездействующих - 79, в консервации - 8, пьезометрических - 27, ликвидированы или в ожидании ликвидации - 20. Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 1050 единиц (95 % от общего числа добывающих скважин).

В нагнетательном фонде числится 372 скважины, из них: действующих - 366, бездействующих - 4, ликвидированы - 2. Эксплуатационный нагнетательный фонд составляет 370 скважин (99,5 % от общего числа нагнетательных скважин)(таблица 2.3).

В настоящее время добывающий фонд скважин эксплуатируется механизированным способом, 94 % скважин эксплуатируются с помощью ЭЦН, 6 % скважин с помощью ШГН.

Использование пробуренного фонда

Объект АВ11-2 находится в стадии активной разработки и для него характерно значительное увеличение фонда за счет перевода скважин с других пластов и бурения новых скважин. За последние пять лет действующий нагнетательный фонд вырос более чем в 2 раза (с 178 ед. в 2009 г. до 366 ед. в 2013 г.). Действующий добывающий фонд за аналогичный период увеличился в 1,5 раза (с 645 ед. в 2009 г. до 971 ед. в 2013 г.). На рисунке 2.5 и 2.6 представлена динамика фонда объекта и коэффициентов использования и эксплуатации за последние пять лет.

Таблица 2.3 - Характеристика фонда скважин на объекте АВ11-2 по состоянию на 1.01.2014 г.

Категория скважин	Использование фонда скважин	АВ11-2
1	2	3
Добывающие	Действующие	971
	В освоении после бурения	0
	Бездействующие	79
	Эксплуатационный фонд	1050
	В консервации	8
	Пьезометрические	27
	Наблюдательные	0
	Ликвидированные	20
	Всего	1105
Нагнетательные	Под закачкой	366
	В освоении	0
	В отработке на нефть	180
Нагнетательные	Бездействующие	4
	Эксплуатационный фонд	370
	В консервации	0
	Пьезометрические	0
	Наблюдательные	0
	Ликвидированные	2
	Всего	372

На 1.01.2014 г. действующий фонд добывающих скважин составил 87,9 % от общего фонда и 92,5 % от эксплуатационного. В 2013 году, по сравнению с предыдущим годом, действующий добывающий фонд увеличился на 65 скважин. При этом следует отметить, всего в 2011 году из действующего фонда выбыло 40 скважин. Основные причины выбытия - нерентабельность (малодебитность) фонда, выбытие под закачку и обводнение. Коэффициент использования добывающих скважин увеличивался в 2009 - 2011 гг. на фоне сокращения бездействующего фонда. Последние два года наблюдается некоторое снижение с 0,91 д. ед. в 2011 г. до 0,89 д. ед. в 2013 г. Коэффициент эксплуатации на протяжении всего рассматриваемого периода стабилен, составляя 0,97 д. ед.

Рисунок 2.5 - Динамика фонда, коэффициентов использования и эксплуатации добывающих скважин на объекте АВ11-2

Рисунок 2.6 - Динамика фонда, коэффициентов использования и эксплуатации нагнетательных скважин на объекте АВ11-2

Действующий нагнетательный фонд в 2013 году составил 372 скважины. Последние годы объект характеризуется постоянным увеличением нагнетательного фонда. Так, за пятилетний период фонд увеличился на 188 единиц, по сравнению с предыдущим годом - на 49 единиц. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин значительно уменьшилось: на конец 2007 года - 3,6 : 1, на конец 2011 года - 2,7 : 1.

На 1.01.2014 г. действующий нагнетательный фонд составляет 98,4 % от общего фонда и 98,9 % от эксплуатационного. Коэффициент использования нагнетательных скважин в 2007 - 2009 гг. сохранялся на уровне 0,98 д. ед. Последние два года наблюдается снижение, в текущем году коэффициент использования составил 0,95 д. ед. Коэффициент эксплуатации нагнетательных скважин достаточно высок все годы, небольшое снижение в 2013 году до 0,97 д. ед. связано с остановкой ряда нагнетательных скважин по причине ожидания исследований или ремонта.

Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности на рассматриваемую дату приведено в таблице 2.4.

Две примерно равнозначные группы (36,7 % и 33,8 %) эксплуатируются с дебитами нефти от 0 до 5 т/сут и от 5 до 10 т/сут. При этом 10 % добывающего фонда работает с предельно рентабельным дебитом нефти менее 2 т/сут. 80 % скважин (77 ед.) этой группы работают с обводненностью продукции более 90 %, в том числе 19 ед. добывают в совместном режиме. С дебитом нефти в интервале от 10 до 20 т/сут работают 211 скважин (21,7 %). Доля скважин с дебитом нефти в диапазоне 20 - 50 т/сут очень мала (66 ед. - 6,7 %), а высокопродуктивный фонд объекта (с дебитом нефти более 50 т/сут) представлен только восьмью скважинами (0,8 %), из них 4 - с горизонтальным окончанием ствола, пробуренные в последние несколько лет. Все высокодебитные скважины расположены в зонах смешанного коллектора (МТ+ТСТ).

Таблица 2.4 - Распределение действующего фонда по дебитам нефти, жидкости и обводненности на 1.01.2014 г.

Дебит, т/сут	Обводненность, %	Всего
	0-20	20-60	60-90	90-98	> 98
нефть
0-2	0	3	17	58	19	97
2-5	2	14	125	114	5	260
5-10	13	59	202	55	0	329
10-20	7	74	122	8	0	211
20-50	9	38	19	0	0	66
>50	1	7	0	0	0	8
Итого	32	195	485	235	24	971
жидкость
0-10	11	21	17	3	1	53
10-20	9	65	73	11	2	160
20-50	9	86	285	84	5	469
50-100	3	16	93	89	8	209
>100	0	7	17	48	8	80
Итого	32	195	485	235	24	971

Основная часть действующего фонда (469 скважин - 48,3 %) эксплуатируется с дебитами жидкости в диапазоне от 20 до 50 т/сут. Доля низкодебитных скважин (дебит жидкости менее 10 т/сут) составляет 5,4 % (53 скважины), с дебитом 50 - 100 т/сут работают более 20 % действующего фонда (209 скважин). И 8 % действующего фонда (80 скважин) эксплуатируется с дебитами жидкости более 100 т/сут.

В настоящее время практически половина скважин объекта (485 ед. - 49,9 % действующего фонда) эксплуатируется с обводненностью продукции в диапазоне 60 - 90 %. Высокообводненными (обводнение превысило 90 %) являются 259 скважин (26,6 % фонда), в том числе 24 скважины работают с критической обводненностью (более 98 %). Низкообводненный фонд (содержание воды в продукции скважин менее 20 %) представлен очень незначительным числом скважин (32 ед. - 3,2 %).

На конец 2013 года 114 скважин действующего добывающего фонда работают в совместном режиме. На рисунках 2.7 и 2.8 представлено распределение дебита нефти, жидкости и обводненности совместного фонда по состоянию на 1.01.2014 г. Дебит нефти скважин объекта АВ11-2, работающих в совместном режиме, не превышает 20 т/сут. Наибольшее число совместных скважин добывают менее 5 т/сут (55 %), в том числе 23 % работают с предельно рентабельным дебитом нефти менее 2 т/сут. Треть скважин (30 %) характеризуются дебитом 5 - 10 т/сут и 15 % работает достаточно эффективно, добывая 10 - 20 т/сут.

Большая часть скважин совместного фонда работает с обводненностью 60 - 90 % - 65 скважин, 57 %. Скважины с невысокой обводненность 20 - 60 % составляют 14 % и, в основном, характеризуются производительностью по нефти 5 - 20 т/сут. высокообводненный совместный фонд с обводненностью более 98 % незначителен - 6 скважин, почти все работают с предельно рентабельным дебитом нефти менее 2 т/сут.

Рисунок 2.7 - Распределение действующего фонда по дебиту нефти и обводненности на 1.01.2014 г.

Рисунок 2.8 - Распределение действующего фонда по дебиту жидкости и обводненности на 1.01.2014 г.

Дебит жидкости основной части совместно добывающих скважин (70 %) находится в диапазоне 10 - 50 т/сут. Низкодебитные скважин (дебит жидкости менее 10 т/сут) составляют 11 %, дебитом жидкости более 50 т/сут) характеризуется работа 19 % совместного добывающего фонда.

Распределение действующего нагнетательного фонда по приемистости представлено на рисунке 2.9. Большая часть нагнетательного фонда (205 скважин - 56 % действующего фонда) эксплуатируется с приемистостью более 100 м3/сут, в том числе 8 скважин (2 % действующего нагнетательного фонда) осуществляют закачку с приемистостью более 300 м3/сут. Также значительная часть нагнетательных скважин работает с приемистостью ниже 100 м3/сут и составляет 161 скважину (43 % действующего фонда), включая 40 скважин с приемистостью ниже 50 м3/сут. Средняя приемистость нагнетательных скважин за 2013 год составила около 120 м3/сут.

Рисунок 2.9 - Распределение нагнетательных скважин по приемистости на 1.01.2014 г.

За все время эксплуатации в добыче участвовали 1360 скважин, на одну скважину, участвовавшую в добыче, приходится около 21,0 тыс. т добытой нефти. Остаточные запасы на одну действующую скважину составляют более 130 тыс. т.

За всю историю разработки объекта закачка воды осуществлялась в 373 нагнетательные скважины. Таким образом, накопленная закачка воды на 1 скважину, участвовавшую в нагнетании, составляет около 160,0 тыс. м3.

Распределение добывающего фонда скважин по накопленной добыче нефти представлено на рисунке 2.10. Распределение нагнетательных скважин по накопленной закачке воды приведено на рисунке 2.11.

Большая часть скважин объекта (1103 ед. - 81 % от общего числа, участвовавшего в добыче фонда) характеризуется накопленной добычей нефти менее 30 тыс. т. на скважину. Добыча этой группы скважин составила более 10 млн. т (40 % от накопленной добычи объекта). Наименее производительными (накопленная добыча менее 3 тыс. т на скважину) являются 278 скважин (20 % от общего числа скважин), добыча этих скважин составила более 0,2 млн. т (1,2 % от накопленной добычи). Необходимо отметить, что большая часть этих скважин (174 ед. - 63 %) по разным причинам участвовали в добыче менее года (в том числе 74 скважины введены в 2013 году). Остальные скважины характеризуются невысокой эффективностью, обусловленной низким уровнем входных показателей или быстрым обводнением. Доля скважин с накопленной добычей более 50 тыс. т на скважину составляет 8,2 % (111 скважин), суммарная добыча нефти по ним составила 11,6 млн. т (40,6 % от всей накопленной добычи по объекту). В высокопроизводительном фонде 25 скважин, отобравших более 100 тыс. т нефти на скважину, суммарная добыча по ним составила около 6 млн. т (20,6 % от всей накопленной добычей). Все скважины расположены в зоне распространения коллекторов преимущественно массивного типа (МТ).

Рисунок 2.10 - Распределение скважин по накопленной добыче нефти

Более половины всех участвовавших в нагнетании скважин (235 ед. - 63 %) характеризуются накопленной закачкой выше 100 тыс. м3 на скважину. Они обеспечили 89 % накопленной закачки воды по объекту. В числе низкопроизводительных, 68 нагнетательных скважин с накопленной закачкой менее 50 тыс. м3 на скважину.

С накопленной закачкой на скважину в диапазоне от 50 до 100 тыс. м3 эксплуатировались 70 скважин нагнетательного фонда (18,8 % от общего числа), суммарная закачка этой группы скважин составила 8,6 % накопленной закачки воды по объекту. Накопленной закачкой более 500 тыс. м3 на скважину характеризуется лишь 1 % нагнетательного фонда (5 скважин), при этом суммарная закачка в них составляет 8,4 % накопленной закачки воды по объекту. Максимальной накопленной закачкой более 2 млн. м3 воды характеризуется скважина 7187, эксплуатирующаяся совместно с пластом АВ13.

Рисунок 2.11 - Распределение скважин по накопленной закачке воды

Бурение новых скважин

За период 2010 - 2013 гг. в эксплуатацию на объект АВ11-2 из бурения были введены 53 добывающие скважины, в т.ч. три из них пробурены на 2 пласта - АВ11-2+АВ13. Показатели эксплуатации новых скважин по годам представлены в таблице 2.5 и на рисунке 2.12.

Таблица 2.5 - Показатели эксплуатации скважин, введенных из бурения

Дата	Кол-во новых доб. скв.	Фактический режим за год	Добыча нефти, тыс. т	Суммарное кол-во новых доб. скв.	Накопл. добыча нефти, тыс. т	Уд. накопл. добыча нефти, тыс. т/скв.
		qн, т/сут	qж, т/сут	обв-ть, %	Годовая добыча	Уд. год. добыча
2010	9	34,5	82,1	57,9	28,9	3,2	9	28,9	3,2
2011	0	-	-	-	-	-	9	138,8	15,4
2012	21	37,7	67,6	44,2	97,1	4,6	30	304,7	10,2
2013	23	36,8	97,3	62,2	126,6	5,5	53	724,4	13,7

Рисунок 2.12 - Показатели эксплуатации скважин, пробуренных в 2009 - 2013 гг.

На дату анализа из 53 пробуренных на объект добывающих скважин в действующем добывающем фонде пребывают 49 ед., 3 скважины переведены под нагнетание, скважина 50758 переведена под закачку на пласт ЮВ1. Добывающие скважины продолжают работу на объекте с дебитом нефти от 4,4 т/сут (скв. 19855) до 110,4 т/сут (скв. 19957) и обводненностью от 15,2 % (скв. 19017) до 96,4 % (скв. 19877). Средний текущий дебит нефти по действующим скважинам - 31,7 т/сут, обводненность - 54,7 %.

Дебит нефти менее 5 т/сут отмечается по 2 скважинам (19973 и 19855). Скважина 19855 пробурена на пласты АВ11-2+АВ13, характеризуется относительно невысоким дебитом жидкости (40 т/сут), дебит нефти в сумме по 2 пластам составляет 10 т/сут. В скважине 19973, несмотря на проведение 2 ГРП на горизонтальном участке ствола, получен весьма низкий дебит жидкости (19 т/сут), который в течение года снизился до 8 т/сут. Полученный дебит не является характерным для разреза пласта, вскрытого скважиной (преимущественно МТ), что подтверждают входные дебиты жидкости (60 - 100 т/сут) пробуренных рядом скважин.

Обводненность выше 90 % наблюдается в 2 скважинах (19680 и 19877), обе скважины расположены в разбуренной зоне. По горизонтальной скважине 19877, введенной с ГРП, получена высокая входная обводненность 96,5 %, что, вероятно, связано с обводнением закачиваемой водой от скважин 5651 и 11076, расположенных на расстоянии 450 м, накопленная закачка воды по которым составила по 200 тыс. м3. По скважине 19860 входная обводненность составила 81,8 %, проведенная в скважине оптимизация насосного оборудования способствовала ее увеличению до 95,4 % менее чем за год работы.

Удельная годовая добыча нефти на скважину за первый год работы увеличивается (с 3,2 тыс. т/скв. в 2010 г. до 5,5 тыс. т/скв в 2013 г.), что, в первую очередь, связано с введением новых технологий при освоении скважин из бурения (многостадиный ГРП на скважинах с горизонтальным окончанием ствола).

Бурение скважин осуществлялось как в разбуренной части залежи с размещением уплотняющего фонда, так и в краевой неразбуренной части на юго-востоке.

Всего за счет бурения новых скважин в 2010 - 2013 гг. добыто 724,4 тыс. т нефти или 13,7 тыс. т на скважину. Средняя обводненность по новым скважинам варьирует от 57,9 % до 62,2 %.

Основными причинами высокой начальной обводненности являются:

- недонасыщенность коллектора нефтью и наличие в нефтенасыщенном поровом объеме рыхлосвязанной пластовой воды,

- проникновение трещин в нижележащие заводненные интервалы пласта АВ13 при проведении ГРП.

Из 53 пробуренных скважин 45 имеют горизонтальное окончание ствола. Практически во всех скважинах, как в наклонно-направленных, так и в горизонтальных, перед вводом на пласт проводился гидроразрыв пласта. Из 45 горизонтальных скважин в 31 при освоении реализован мультистадийный ГРП.

Для сравнения в таблицах 2.6 - 7 приведена динамика среднегодовых дебитов новых скважин с горизонтальным и наклонно-направленным окончанием ствола. Большая часть горизонтальных скважин (21 ед.) была пробурена в 2013 г. (в т.ч. 20 - с МГРП), 17 ед. - в 2012 г. (в т.ч. 11 - с МГРП), 7 ед. - в 2010 г.

Таблица 2.6 - Динамика дебитов пробуренных наклонно-направленных скважин

Дата	Кол-во новых доб. скв.	Дебит нефти, т/сут	Уд. Qн нак., тыс. т/скв.
		2010	2011	2012	2013
2010	2	32,7	63,0	81,0	67,7	5,1
2012	4	-	-	30,4	23,6	4,8
2013	2	-	-	-	26,7	3,0
Всего	8	32,7	63,0	48,9	31,7	20,2

Из 9 скважин наклонно-направленного профиля 7 пробурены в зонах преимущественного распространения коллекторов массивной текстуры, остальные 2 - в смешанном коллекторе. Среди скважин с горизонтальным профилем 30 % скважин пробурены в зоне смешанного коллектора, остальные - в зоне коллекторов массивной текстуры.



Таблица 2.7 - Динамика дебитов пробуренных горизонтальных скважин

Дата	Кол-во новых доб. скв.	Дебит нефти, т/сут	Уд. Qн нак., тыс. т/скв.
		2010	2011	2012	2013
2010	7	35,6	28,8	15,4	14,2	2,7
2011	17			40,1	38,8	4,6
2013	21				37,5	5,7
Всего	45	35,6	28,8	26,1	32,8	12,5

Преимущество в показателях наклонно-направленных скважин, пробуренных в 2010 г., связано с вводом в эксплуатацию высокодебитной скважины 19554, разрез которой представлен массивным коллектором, начальный дебит нефти составил 99,7 т/сут и по состоянию на 1.01.2014 г. скважина отобрала 96 тыс. т. При сопоставлении показателей скважин, пробуренных в 2012 - 2013 гг., отмечается преимущество по дебиту нефти горизонтальных скважин, что связано с увеличением в структуре объемов бурения скважин с МГРП (Рис. 2.13).

Рисунок 2.13 - Динамика дебитов скважин, пробуренных в 2009 - 2013 гг.

Кусты 2019 и 2041 реализованы в 2012 году в неразбуренной зоне в юго-восточной части залежи, в зоне преимущественного распространения коллекторов массивной текстуры. При этом куст 2019 Скважины куста 2015В пробурены в 2013 г. в зоне смешанного коллектора и являются уплотняющими. Все 5 наклонно-направленных скважин введены с ГРП, из 16 скважин с горизонтальным окончанием ствола в 13 проведен мультистадийный ГРП.

2.3 Анализ выполнения проектных решений объекта АВ11-2 Самотлорского месторождения

С начала разработки по объекту отобрано 28555,3 тыс. т нефти, что ниже проектного значения на 31,8 тыс. т (проект - 28587,1 тыс. т).

Накопленная добыча жидкости составляет 93747,5 тыс. т, что выше проектной на 71,9 тыс. т (по проекту -- 93675,6 тыс. т). Накопленная закачка с начала разработки составила 59663,4 тыс.м3 (по проекту 59611,4 тыс.м3), что выше проектного уровня на 52 тыс. м3.

В 2011 г. по объекту АВ1 отобрано 2952,3 тыс. т нефти (по проекту - 2984,1 тыс. т), что меньше проектного уровня на 31,8 тыс. т (- 1,01 %). Добыча жидкости составила 14394,2 тыс. т (по проекту - 14322,2 тыс. т), что выше проектного уровня на 72 тыс. т. Фактическая обводненность - 79,5 % при проектной 76,9 %.

Эксплуатационный добывающий фонд ниже планируемого значения на пять скважин. Величина действующего добывающего фонда (971 скважин) также ниже проектного показателя на 24 единицы (- 1,02 %). Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин составляет 370 единиц и превышает проектный показатель на 6 скважин. Фактический действующий нагнетательный фонд больше проектного на 7 скважин и составляет 366 скважину.

Средний дебит жидкости в 2013 г. близок к проектному и составил 43,9 т/сут (проект -- 44,3 т/сут). Средний дебит нефти составил 9,0 т/сут, что ниже проекта на 0,2 т/сут (9,2 т/сут по проекту), что связано с более высокой обводненностью продукции.

Приемистость действующих нагнетательных скважин по объекту в 2011 г. ниже проектной и составила 116,9 м3/сут при проекте 120,6 м3/сут. Закачка воды в 2011 г. превышает проектный показатель (факт - 13894,3 тыс. м3, проект - 13768,4 тыс. м3) за счет более высокого действующего фонда, текущая компенсация при этом практически равна проектной (факт - 96,5 %, проект - 96,1 %).

Уровень фактической обводненности добываемой продукции выше проектного значения - 79,5 % при проекте 76,9 %, при этом само значение среднегодовой обводненности является высоким для объекта, характеризующегося начальной стадией освоения (отбор от НИЗ - 17,4 %). Причины этого заключаются, с одной стороны, в недонасыщенности коллектора нефтью и наличии рыхлосвязанной воды, с другой стороны, в проникновении трещин в нижележащие заводненные интервалы пласта АВ13 при проведении ГРП. Кроме того, учитывая, что скважины на «рябчике» эксплуатируются после ГРП, существует высокая вероятность «подтягивания» фронта нагнетания по существующим трещинам и высокопроницаемым пропласткам. Анализ причин обводнения за 2013 г. показал, что рост обводненности в целом по объекту связан как с естественным ее ростом, так и с опережающими темпами обводнения по отдельным скважинам, вызванными трещиной ГРП и влиянием нагнетательных скважин.

Согласно «Авторскому надзору за выполнением проектных решений по разработке Самотлорского месторождения», утвержденный проектный фонд по объекту АВ11-2 в пределах деятельности л.у. ОАО «ТНК-Нижневартовск» составляет 2322 скважины, в том числе 1612 добывающих и 710 нагнетательных

В границах лицензионного участка предполагалось бурение 738 скважин, в том числе 442 добывающих и 296 нагнетательных скважин. В период после принятия проектного документа (2011 - 2013 гг.) планировалось пробурить 15 скважин. Фактически за этот период пробурены и введены в эксплуатацию 44 скважины, из них 33 соответствуют проектному местоположению. Кроме того, выполнение двух зарезок вторых стволов и 16 возвратов с нижележащих объектах вблизи точек проектного бурения привело к их отмене. Таким образом, на объекте наблюдается существенное опережение по реализации бурения проектного фонда. С учетом вышесказанного, оставшийся к бурению фонд объекта АВ11-2 по состоянию на 1.01.2014 г. составил 705 скважин, в том числе 420 добывающих и 285 нагнетательных.



3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА

3.1 Анализ эффективности применяемых методов

Самотлорское месторождение находится в зоне деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск» и ОАО «Самотлорнефтегаз».

На Самотлорском месторождении в период 2009-2013 года проводились такие геолого-технологические мероприятия (ГТМ) как гидроразрыв пласта (ГРП), зарезка боковых стволов (ЗБС), оптимизация работы насосного оборудования, прострелочно-взрывные работы (ПВР), обработка призабойных зоны (ОПЗ), ремонтно-изоляционные работы (РИР), возвраты (переводы) на другие объекты и приобщения.

На месторождении было выполнено 14124 геолого-технологических мероприятий. За пятилетний период работы скважины работали как на одном, так и на разных пластах, большое число скважин эксплуатируют совместно несколько пластов. При анализе эффективности ГРП в общем объеме мероприятий рассматривались и скважины, переведенные с других объектов с проведением ГРП.

Дополнительная добыча нефти за счёт ГТМ за рассматриваемый период составила 42,9 млн.т нефти, на одну скважино-операцию приходится 3,0 тыс.т. Приросты дебитов нефти и жидкости составляют 10,6 т/сут и 48,7 т/сут соответственно. Средние показатели по проведенным геолого-технологическим мероприятиям представлены в таблице 3.1.



Таблица 3.1 - Осредненные параметры по видам мероприятий в 2009-2013гг.

Вид ГТМ	Год	Количество скважино-операций	Прирост дебита нефти, т/сут	Прирост дебита жидкости, т/сут	Годовая доп. добыча нефти, тыс. т	Уд. доп. добыча нефти, тыс. т/скв	Нак. доп. добыча нефти, тыс. т	Коэфф. эффективности, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
ГРП	2009	632	19,6	61,8	1655,5	2,6	5293,4	70
	2010	746	15,5	49,8	1667,8	2,2	4899,0	69
	2011	867	14,4	51,1	1568,8	1,8	3899,6	52
	2012	739	10,6	47,5	981,7	1,3	1867,1	29
	2013	446	9	48,4	481,1	1,1	481,1	12
Итого по ГРП	3430	14,1	51,7	6355	1,9	16440,2	48
ЗБС	2009	131	49,8	104,3	851,9	6,5	3167,9	79
	2010	212	34,8	90,2	1237,1	5,8	3916,4	78
	2011	229	30,3	117	1045,7	4,6	2953,2	67
	2012	282	21,1	164,8	910,6	3,2	1880,9	46
	2013	278	18,8	136,3	911,2	3,3	911,2	87
Итого по ЗБС	1132	27,7	127,2	4957	4,4	12829,6	84
РИР, ЛНЭК ЛА	2009	87	3,9	-44,0	51,1	0,6	51,1	40
	2010	192	5,3	-30,6	280,2	1,5	280,2	51
	2011	126	4,6	-127,3	118,4	0,9	118,4	44
	2012	250	2,4	-162,3	185,1	0,7	185,1	40
	2013	235	2,6	-186,9	108,5	0,5	108,5	40
Итого по РИР	890	4,5	-104,3	743	0,8	743,3	40
ОПЗ	2009	624	3,4	10,5	377,0	0,6	377,0	51
	2010	786	3,8	14,6	561,8	0,7	561,8	68
	2011	495	4,7	44,6	319,3	0,6	319,3	60
	2012	555	4,4	47,6	435,1	0,8	435,1	65
	2013	214	4,2	22,3	136,8	0,6	136.8	39
Итого по ОПЗ	2674	4,0	26,9	1830	0,7	1830,0	56
ПВР	2009	561	5,7	38,2	387,3	0,7	387,3	61
	2010	344	5,0	31,0	370,1	1,1	370,1	58
	2011	177	6,3	51,7	220,3	1,2	220,3	55
	2012	131	5,4	57,1	120,8	0,9	120,8	63
	2013	72	4,4	25,5	38,6	0,5	38,6	50
Итого по ПBP	1285	5,5	40,0	1137	0,9	1137,1	59
Оптимизация	2009	509	7,1	95,1	609,8	1,2	643,6	45
	2010	429	6,9	86,6	500,2	1,2	568,6	43
	2011	529	8,4	107,9	908,4	1,7	988,3	73
	2012	708	8,7	131,7	1030,2	1,5	1076,1	65
	2013	461	6,8	106,8	522,6	1,1	522,6	65
Итого по оптимизации	2636	7,7	108,4	3571	1,4	3799,1	61
Возвраты и приобщения	2009	459	9,7	104,1	684,2	1,5	2386,0	56
	2010	445	9,9	104,9	533,0	1,2	1568,3	57
	2011	433	9,7	111,2	486,2	1,1	1249,6	50
	2012	473	7,2	98,4	394,3	0,8	786,6	36
	2013	267	7,4	96	215,5	0,8	215,5	38
Итого по возвратам и приобщениям	2077	9,1	103,4	2313	1,1	6206	46
В целом за период 2009 - 2013 гг.
Итого по ГТМ	2009	3003	14,2	52,9	4616,8	1,5	12306,2	58
	2010	3154	11,6	49,5	5150,3	1,6	12164,3	60
	2011	2856	11,2	50,9	4667,1	1,6	9748,7	57
	2012	3138	8,5	55,0	4057,8	1,3	6351,8	49
	2013	1973	7,6	35,5	2414,3	1,2	2414,2	47
Средние показатели за календарные годы	14124	10,6	48,7	20906	1,5	42985,2	56

Кроме ГРП и ОПЗ, так же многочислеными видами ГТМ за 2009-2013 гг. являются оптимизация насосного оборудования (2636 мероприятия или 19 %), возвраты и переводы на другие объекты (2077 операции или 15 %).

Наибольший прирост дебита нефти (27,7 т/сут) и удельная добыча нефти на 1 скважину (4,4 тыс.т) получены при зарезке боковых стволов. Максимальный вклад в величину общей дополнительной добычи нефти за 2009-2013 гг. внесли мероприятия по гидроразрыву пласта и ЗБС: 16440 тыс.т и 12830 тыс.т нефти соответственно 39 % и 30 % и немного меньше было добыто нефти за счет возвратов и приобщений (5760 тыс.т 13 %). Распределение объемов ГТМ и дополнительной добычи по видам ГТМ приведено на рисунках 3.1 и 3.2.

Рисунок 3.1 - Распределение объемов ГТМ по годам

Рисунок 3.2 - Распределение объемов ГТМ по видам

Приросты дебитов нефти составили 14,1 т/сут. по ГРП и 27,7 т/сут по ЗБС, удельная добыча нефти на 1 скважину по ГРП составила 1,9 тыс.т и 4,4 тыс.т. по ЗБС (Рисунок 3.3 - 3.5). Самыми многочисленными мероприятиями за анализируемый период оказались: ГРП - 3430 операций (24 %), обработка призабойных зон (ОПЗ) - 2674 (19 %) и оптимизация насоснгого оборудования - 2636 (19 %).

Рисунок 3.3 - Распределение дополнительной добычи по видам ГТМ

Рисунок 3.4 - Распределение удельной доп. добычи нефти по видам ГТМ

Рисунок 3.5 - Динамика изменения приростов дебита нефти и дебита жидкости по годам

В 2009-2013г. эффективность по мероприятиям изменяется от 0,40 по РИР до 0,84 по ЗБС и в среднем составляет 0,56 (Таблица 3.1).

В 2009-2013 гг. распределение дополнительной добычи по пластам следующее: наибольшая накопленная дополнительная добыча нефти в отчетный переод приходится на объект АВ11-2 (рябчик) 14522 тыс.т (34 %) и БВ8 8907 тыс.т (21%). Наибольшее число мероприятий за анализируемый период провели на объектах АВ11-2 - 4940 операций (35 %) и на объекте АВ2-3 - 2991 операций (21 %) (Рисунки 3.6 - 3.7).

Рисунок 3.6 - Распределение объемов ГТМ по пластам

Рисунок 3.7 - Распределение удельной доп. добычи нефти на 1 скв/опер. по пластам

3.2 Обоснование необходимости применения на месторождении методов воздействия на ПЗП

История разработки Самотлорского месторождения насчитывает большое количество проведенных опытных и экспериментальных работ, направленных на изучение возможностей широкого круга методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов и интенсификации добычи нефти. При этом основной технологией вытеснения запасов нефти является заводнение объектов, успешно освоенное на всех месторождениях Западно-Сибирского региона. Однако, несмотря на ее несомненные преимущества - простоту реализации и высокие технико-экономические показатели - имеются и негативные аспекты, которые на современном этапе эксплуатации месторождения приводят к значительному снижению эффективности разработки. Определяющим фактором здесь является существенное ухудшение структуры запасов.

Увеличение доли малоэффективных и трудноизвлекаемых запасов нефти, прежде всего, связано с разноскоростной выработкой нефтенасыщенных пропластков, различных по своим фильтрационным свойствам. Это обстоятельство в условиях заводнения объектов неизбежно приводит к увеличению обводненности продукции скважин и «защемлению» запасов нефти. В настоящее время известно несколько причин, осложняющих доизвлечение остаточных запасов нефти, все они условно подразделяются на геологические и техногенные факторы.

К геологическим факторам относятся:

- факторы неоднородности строения коллектора такие, как прерывистость и анизотропия по проницаемости;

- капиллярные явления, вызванные особенностями текстурного строения пород, активностью глинистого материала и смачиваемостью водой поверхности минерального скелета.

К техногенным факторам относятся:

- капиллярные явления, проявляющиеся в результате различной скорости фильтрации вытесняющей жидкости, химического взаимодействия закачиваемых и пластовых флюидов и охлаждения пласта нагнетаемой водой;

- развитие системы искусственных трещин в призабойной зоне пласта водонагнетательных скважин, возникающих под действием высокого забойного давления.

Накопленный опыт разработки нефтяных месторождений убедительно свидетельствует, что вариант стандартного заводнения объектов зачастую не только оказывается малоэффективным в борьбе с вышеперечисленными факторами, но и способствует их развитию. Такое положение дел привело к развитию широкого спектра методов и средств увеличения нефтеотдачи пластов, которые подразделяются на 4 основные группы: газовые, химические, физические и гидродинамические.

Начальным этапом апробации МУН на Самотлорском месторождении можно считать период с середины 1970-х до начала 1990-х годов, когда были проведены промышленные испытания:

- циклического заводнения в сочетании с изменением направления фильтрационных потоков (ИНФП);

- закачки ПАВ в различной концентрации, а также в сочетании с другими реагентами;

- закачки ШФЛУ;

- газового и водогазового воздействия;

- закачки полимер-дисперсных систем (ПДС).

На рисунке 3.8 представлена обобщенная схема МУН, прошедших апробацию на Самотлорском месторождении за всю историю разработки.

Рисунок 3.8 - Методы увеличения нефтеотдачи пластов, апробированные на месторождении

Экспериментальные работы и исследования возможностей МУН в промышленных масштабах проводились практически на всей территории Самотлорского месторождения, о чем свидетельствует приведенная на рисунке 3.9 схема расположения опытных участков и полигонов.

Начиная с конца 1990-х годов, благодаря полученному опыту по апробации различных методов увеличения нефтеотдачи пластов, спектр работ был сужен и, в основном, сконцентрирован на промышленном внедрении технологий закачки химических составов, позволяющих корректировать нагнетаемые потоки воды. Проведены экспериментальные работы по закачке комплекса полимер + щелочь (ПАА+МДС) и биополимерное заводнение (БП-92). Представление об объемах проведенных работ дано в таблице 3.2. Аналитические данные и заключения об эффективности экспериментов представлены на основании работ специалистов ВНИИнефть, СибНИИНП, НижневартовскНИПИнефть и ТИНГ.

Наиболее масштабными были работы по организации циклического заводнения, заводнения с применением ПАВ, полимер-дисперсных систем, а также методы воздействия на околоскважинную зону малообъемными оторочками потококорректирующих составов.

Рисунок 3.9 - Схема расположения опытных участков по апробации МУН на территории месторождения

Из всех применявшихся методов выделяются потокоотклоняющие технологии. Так, за период разработки было опробовано до 90 различных видов композиций химреагентов, применяющихся для выравнивания профиля приёмистости. В организации работ участвовало более 20 подрядных и сервисных компаний, обработано почти 2000 нагнетательных скважин с суммарным числом скважино-обработок около 6000. Максимальные объемы работ по выравниванию профиля приемистости на скважинах месторождения были достигнуты в 2000 году, при этом доля обработанного фонда составляла 50-80 %. На таких объектах разработки Самотлорского месторождения, как АВ11-2 в области «дельты», АВ13, АВ4-5 и БВ8 работами по ВПП были охвачены практически все действующие нагнетательные скважины.

Таблица 3.2 - Сведения об эффективности технологий увеличения нефтеотдачи, применявшихся на месторождении

№	Технология	Период времени	Количество скважин на участках, всего (доб+нагн)	Объем дополнительной добычи нефти, тыс.т	Накопленная удельная дополнительная добыча нефти, тыс.т/скв в год
1	2	3	4	5	6
1	Циклическое заводнение (ИНФП)	1974 - 1978	2000	6630 - 10312	0,2 - 0,4
2	Поверхностно-активные вещества
	ПАВ низкой концентрации	1978 - 1983	370	164	0,1
	ПАВ высокой концентрации	1984 - 1985	83	400	0,8
	Состав ИХН (ПАВ+щелочь)	1986 - 1989	24	116	1
3	Закачка ШФЛУ	1982 - 1984	25	261	5,2
4	Газовое и водогазовое воздействие	1984 - 1993	87	1511 - 2290	2,5 - 3,0
		2008-2009	22	0	0
	МВГС	2009-2010	28	24	0,4
		2010	57	0	0
5	Модификации полимерно-щелочного заводнения
	Полимер-дисперсные системы (ПДС)	1988 - 1992	492	664	0,3
	Комплекс ПДС+ПАВ	1988	28	73	2,6
	Комплекс полимер+щелочь (ПАА+МДС)	1999 - 2000	17	13	0,7
6	Комплексные технологии воздействия на нагнетательных и добывающих скважинах
	ВПП + ГТМ + ввод из б/д	1987 - 1988	63	40	1,1
	ИТНАВ (ИНФП+ВПП+ГТМ)	1997	32	8	0,2
7	Потокорректирующие технологии в нагнетательных скважинах
	Выравнивание профилей приемистости (ВПП) нагнетательных скважин небольшими оторочками (<1,0 тыс.м3/скв); Всего около 90 различных химических составов	1994 - 2001	6000	14054	2,3
	Bright Water	2011	11	0	0
8	Биополимерное заводнение (БП-92)	2001-2002	60	31	0,5
		2009-2012	62	19,5	0,08

По оценкам специалистов научных институтов, проводивших анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи, в большинстве случаев удалось получить дополнительную добычу нефти по отношению к базовой технологии заводнения.

Поскольку эффект применения МУН достаточно сильно зависит от количества задействованных скважин и продолжительности проведения работ, в таблице 3.2 также приведен унифицированный показатель дополнительно извлеченной нефти, рассчитанный на одну скважину за один календарный год. Этот параметр свидетельствует о сравнительно высокой эффективности технологий закачки ШФЛУ, водогазового воздействия, закачки комплексных составов ПДС+ПАВ и выравнивания профиля приемистости.

Методы циклического заводнения объектов с изменением направления потоков фильтрации и нестационарного воздействия прошли экспериментальную апробацию на Самотлорском месторождении в период с 1974 по 1978 гг. Их применение направлено на устранение геологических факторов концентрации остаточных запасов нефти в гидродинамически связанных коллекторах с высоким контрастом по проницаемости. Несмотря на высокий процент вовлечения фонда скважин в экспериментальные исследования возможностей этого метода (около 37 % добывающих и 36,7 % нагнетательных скважин) результаты работы были неоднозначными. Анализ эффективности применения циклического воздействия показал, что наибольший эффект получен по горизонту БВ8.

К гидродинамическим МУН также относится форсированный отбор жидкости. Суть его заключается в компенсации падения отборов нефти при высокой обводненности продукции за счет увеличения дебитов жидкости. Этот метод в настоящее время применяется на всех объектах. Максимальная средняя эффективность за последние пять лет получена на пласте БВ81-3 - 2,3 тыс.т/скв-опер., средняя эффективность по всем пластам составляет 1,4 тыс.т/скв-опер (ОАО ТНК-Нижневартовск).

В 1978 г. на Самотлорском месторождении были проведены первые опытные работы по закачке ПАВ низкой концентрации. Первоначально воздействию подверглись пласты АВ2-3, БВ8 и БВ10, средняя концентрация неионогенных ПАВ в воде составляла 0,06 %. За первые три года применения технологии дополнительная добыча нефти на 1 тонну закаченного ПАВ составила около 36 т по объекту АВ2-3, 29 т - по объекту БВ10, на объекте БВ8 эффект не проявился. Однако в целом по опытному участку с учетом всех трех задействованных пластов этот показатель в среднем составил только 4 т. Итого, за 6 лет применения технологии, на опытном участке месторождения был получен суммарный эффект в виде 164 т дополнительно добытой нефти. В качестве возможных причин столь низкой эффективности реализации технологии называются как снижение концентрации растворов ПАВ ниже проектного показателя (0,1 %) на 40 % процентов, так и ряд иных технологических и геологических причин. Среди последних отмечаются адсорбция химреагента и опережающий прорыв состава по системе высокопроницаемых каналов.