Уменьшение обводненности скважинной продукции

Уменьшение обводненности скважинной продукции

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ.. 4

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ И РАЙОНА РАБОТ.. 5

2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МАЯЧНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.. 9

2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения. 9

2.2. Тектоническое строение. 13

2.3. Нефтегазоносность Маячного месторождения. 14

2.5 Состав и свойства пластовых флюидов. 17

3 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ.. 19

3.1 Краткая история разработки месторождения. 19

3.3 Сравнение фактических и проектных показателей разработки. 28

3.4 Анализ геолого-технических мероприятий. 32

3.5 Контроль за разработкой залежи. 37

4. АНАЛИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН.. 38

4.1 Конструкция, вскрытие и освоение скважин. 38

4.2 Технология вскрытия продуктивных пластов. 46

4.3 Технологии освоения скважин и подготовки их к эксплуатации. 54

4.4 Анализ структуры фонда скважин. 60

4.5 Анализ технологических режимов работы добывающих скважин. 61

4.6 Осложнения при эксплуатации скважин. 65

4.7 Подземные ремонты скважин. 67

4.8 Контроль за работой скважин и оборудования. 68

4.9 Система сбора и промысловой подготовки продукции скважин. 70

5. ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ МЕСТОРОЖДЕНИЯ.. 74

5.1 Обоснование размерности сеток и схемы выделения слоев. 74

5.2 Моделирование скважин. 76

5.3 Уточнение параметров (адаптация) фильтрационной модели. 77

5.4 Гидродинамическая модель башкирского объекта разработки. 79

6 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ. АНАЛИЗ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН И РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ЕЁ СНИЖЕНИЮ... 84

7. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕКОМЕНДУЕМЫХ МЕРОПРИЯТИЙ.. 95

7.1 Экономическая оценка предлагаемых мероприятий. 95

7.2 Объем необходимых инвестиций. 99

7.3 Величина эксплуатационных затрат. 99

7.4 Оценка выручки от реализации продукции. 100

7.5 Оценка прибыли от реализации продукции. 102

7.6 Оценка денежного потока от реализации продукции. 102

8. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ.. 108

8.1 Введение. 108

8.2 Анализ наиболее опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на оператора при проведении ГРП.. 108

8.3 Оценка безопасности источников опасности. Анализ существующих средств защиты 113

8.4 Выводы по разделу. 116

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.. 117

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ... 119

ВВЕДЕНИЕ

Целью дипломного проекта является разработка мероприятий по уменьшению обводненности скважинной продукции на Маячном месторождении.

Для достижения поставленной цели необходимо решить ряд задач:

? изучить геолого-физическое характеристики объекта разработки;

? проанализировать состояние объекта разработки;

? провести анализ геолого-технических мероприятий;

? изучить осложнения, возникающие в процессе бурения и эксплуатации скважин на объекте разработки;

? проанализировать проблему обводненности скважинной продукции и предложить решение данной проблемы;

? оценить экономический эффект от предложенных мероприятий;

? проанализировать безопасность жизнедеятельности на объекте разработки.

Объект исследования – скважинная продукция Маячного месторождения.

Предмет исследования – обводненность скважинной продукции Маячного месторождения.

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ И РАЙОНА РАБОТ

Маячное нефтяное месторождение является объектом разработки ООО «Лукойл-Пермь». Пермский край — один из немногих регионов России, в промышленном потенциале которого наиболее полно представлены все отрасли нефтегазовой индустрии.

Первые упоминания о нефти в Прикамье встречаются еще в XVIII веке. Промышленная нефть, найденная в 1929 году, стала мощным толчком к развитию добычи углеводородов в Пермском регионе.

ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" является дочерним обществом ОАО "ЛУКОЙЛ", образовавшимся в 2004 году путем слияния двух нефтегазодобывающих предприятий ЗАО "УКОЙЛ-ПЕРМЬ" и ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМНЕФТЬ".

ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» — одно из крупнейших предприятий сегмента «геологоразведка, добыча нефти и газа», является дочерней структурой ПАО «ЛУКОЙЛ». Организация работает в Пермском крае, в Удмуртской Республике, Республике Башкортостан, а также в Троицко-Печорском районе Республики Коми.

ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ владеет 116 лицензиями на пользование недрами с целью поиска, разведки и добычи углеводородов. Добыча нефти осуществляется на 114 месторождениях.

Наиболее активная добыча нефти ведется в Усольском, Куединском муниципальных районах, а также на территориях Чернушинского, Частинского и Октябрьского муниципалитетов.

Более 35% сотрудников ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ — молодые специалисты в возрасте до 35 лет. Всего на предприятии трудятся более 4000 человек. К середине 1990-х годов крупнейшие пермские предприятия нефтедобычи вошли в Компанию «ЛУКОЙЛ». Наступила новая эра пермской нефтянки: эра высоких технологий.

Маячное нефтяное месторождение в административном отношении находится на территории Осинского и Кунгурского районов Пермского края Российской Федерации, в 70 км к югу от краевого центра г. Перми. Районный центр г.Оса расположен в 23 км юго-западнее месторождения (рис.1.1).

Связь с областным центром осуществляется по шоссейной дороге Пермь-Оса.

Ближайшими железнодорожными станциями являются: ст.Чернушка Горьковской железной дороги и ст.Пермь Свердловской железной дороги. В летнее время транспортная связь может быть осуществлена по р. Каме с пристани г. Оса.

Ближайшими населенными пунктами являются с. Паль, расположенное в 9 км восточнее месторождения, в 1 км – лесоучасток «Красный Маяк», а также деревни: Рассвет, Полуденные, Северная, связанные между собой только местными грунтовыми дорогами, непригодными для автотранспорта в дождливую погоду. 

Ближайшими нефтяными месторождениями, запасы которых утверждены ГКЗ, являются: Осинское – в 29 км юго-западнее, им. В.А. Лобанова – в 1,5 км, Баклановское – в 2,5 км северо-западнее Маячного месторождения.

Месторождение открыто в 1966 году в результате поисково-разведочного бурения – в скв. 15 получен промышленный приток нефти из турнейских отложений.

Лицензия на право пользования недрами ПЕМ 12477 НЭ выдана ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» 18 июня 2004 г. сроком до 01 декабря 2039 года с целевым назначением и видами работ – на разработку Маячного нефтяного месторождения.

По морфологическим особенностям район представляет собой слабовсхолмленную равнину, расчлененную густой сетью мелких речных долин и оврагов. Наивысшие абсолютные отметки на водоразделах составляют 300-350 м, наинизшая-84 м (р.Кама).

Рисунок 1.1. Обзорная карта Пермского края

Климат района умеренно-континентальный. Средняя температура в январе -15°С, в июле +18.7°С. Безморозный период длится 120-130 дней, среднегодовое количество осадков 540 мм, толщина снежного покрова 60 см, продолжительность его залегания в среднем 170 дней. Глубина промерзания почвы до 1.2 м. Лед на реках устанавливается в середине ноября, сходит в конце апреля - начале мая. Господствующие ветры - юго-западные и южные. Месторождение находится на территории деятельности ЦДНГ №5 ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь».

Промышленная разработка месторождения началась в 1973 г.  

Добываемая продукция поступает на площадку промысловых сооружений (ППС) «Маячная», затем нефть транспортируется по существующему нефтепроводу на установку промысловой подготовки нефти (УППН) Осинского месторождения.

Источником водоснабжения является существующий водозабор на р.Кама, откуда вода подается по системе магистральных водоводов на Маячное месторождение, где расположены кустовая насосная станция, водораспределительные пункты, высоконапорные и нагнетательные водоводы.

Электроснабжение месторождения осуществляется от трансформаторной подстанции 35/6 кВ «Маячная».

Население района составляют преимущественно русские, занято оно в основном в сельском хозяйстве, лишь небольшой процент занят на лесоразработках, в пищевой и нефтедобывающей промышленности.

Основными полезными ископаемыми района являются нефть и газ.

Согласно «Реестру особо охраняемых природных территорий Пермской области» территория Маячного месторождения расположена вне зоны особо охраняемых природных территорий.

Как местный строительный материал здесь используются песок, гравий, глина.

2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МАЯЧНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения

Маячное месторождение расположено на юго-восточном окончании Пермского свода, в пределах внутренней прибортовой зоны ККСВ.

Геологический разрез Маячного месторождения изучен по структурным, поисковым, разведочным и эксплуатационным скважинам на глубину 2474 м (скважин 4) от четвертичных отложений до отложений вендского комплекса. Стратиграфический разрез (граф. Приложение №1).

Отложения вендского комплекса представлены аргиллитами тонкопереслаивающимися с алевролитами. Наибольшая вскрытая толщина составляет 78 м.

Девонские отложения с большим стратиграфическим несогласием залегают на породах вендского комплекса.

Девонская система представлена в разрезе средним и верхним отделами.

Среднедевонские отложения представлены в составе эйфельского и живетского ярусов.

Эйфельский ярус, толщина которого составляет 20-22 м, сложен песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов.

Живетский ярус представлен песчаниками коричневато-серыми, кварцевыми в различной степени глинистыми, с прослоями аргиллитов и алевролитов. Толщина 28-35 м.

Верхний отдел сложен отложениями франского и фаменского ярусов.

Отложения терригенного девона в объеме пашийского и тиманского горизонтов относятся к бортовому типу разрезов и представлены алевролитами, аргиллитами и кварцевыми песчаниками толщиной 39 – 42 м.

Разрез карбонатного девона, включающего большую часть франского и фаменский ярусы, отнесен к межрифовому типу глубоководного шельфа и сложен известняками доломитизированными, битуминозными и доломитами толщиной 203-230 м. Средняя толщина 65 м.

На карбонатных отложениях девонской системы залегает толща отложений каменноугольной системы, представленной всеми отделами.

Разрез турнейского яруса, нижний отдел, отнесен к рифово-склоновому типу. Толщина отложений изменяется от 314 до 408 м. В кровле яруса (9-78 м) значительную роль играют глинистые известняки и аргиллиты. К пористым разностям известняков и доломитов приурочены основные промышленные запасы нефти месторождения (пласт C1t (Т)).

Терригенные отложения визейского яруса в составе кожимского и окского надгоризонтов представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Толщина отложений изменяется от 58 до 116 м.

К песчаникам и алевролитам тульского горизонта приурочены промышленные запасы нефти пласта C1tl (Тл₂).

Верхняя часть тульского горизонта, серпуховский ярус представлены мощной толщей карбонатных осадков, толщина которой изменяется от 229 до 281 м.

В среднекаменноугольном отделе выделяются башкирский (59 – 78 м) и московский (236 – 288 м) ярусы, представленные известняками и доломитами. К проницаемым разностям органогенно-обломочных известняков башкирского яруса приурочены промышленные запасы нефти (пласт C2b (Бш₁)).

Верхнекаменноугольные отложения – доломиты с прожилками аргиллитов. Толщина 173 – 202 м.

Пермская система представлена нижним, средним и верхним отделами.

Нижний отдел пермской системы представлен ассельским, сакмарским, артинским, кунгурским и уфимским ярусами.

Отложения ассельского и сакмарского ярусов отнесены к карбонатно-слоистому типу известняково-доломитовому подтипу. Толщина составляет 158 – 224 м.

Артинский ярус сложен доломитами и известняками с включениями гипса и ангидрита. Разрез отнесен к карбонатному рифогенному типу. Толщина отложений изменяется от 98 до 177 м.

Кунгурский ярус (в объеме филипповского и иренского горизонтов) представлен сульфатно-карбонатным типом, который характеризуется увеличенным содержание ангидритов в иренском горизонте. Толщина яруса изменяется от 116 до 122 м.

Уфимский ярус сложен песчаниками с прослоями мергелей. Толщина отложений составляет 110 – 130 м.

Среднепермские отложения представлены песчаниками и алевролитами с прослоями известняков. Толщина отложений составляет 120 – 150 м.

Верхнепермские отложениялитологически сложены пестроцветными глинами, алевролитами, песчаниками с прослоями доломитов, известняков, гипсов и мергелей. Толщина их составляет 160-200 м.

Отложения четвертичной системы залегают повсеместно на размытой поверхности пермских отложений. Представлены они аллювиальными и элювиально-делювиальными отложениями: глинами, галечниками, суглинками и супесями. Толщина их колеблется от 2 до 18 м.

Рисунок 2.1 Сводный геолого-геофизический разрез Маячного месторождения

2.2. Тектоническое строение

Втектоническом отношении Маячное месторождение приурочено к одноименному поднятию и расположено в юго-восточной части Пермского свода, юго-западнее Лобановской валообразной зоны, в пределах внутренней прибортовой зоны Шалымо-Калининского прогиба ККС.

По генетическому типу поднятие является тектоно-седиментационным, характеризуется относительным соответствием структурных планов по основным маркирующим горизонтам палеозоя. Поднятие образовалось за счет наложения верхнедевонско-турнейского органогенного сооружения на малоамплитудное основание по поверхности терригенного девона. Время основного развития поднятия – турнейский век. Выше по разрезу формирование поднятия происходило за счет облеканияверхнедевонско-турнейской органогенной постройки, что сопровождается постепенным выполаживанием структуры.

Тектоническое строение Маячного месторождения изучено, в основном, по результатам поисково-разведочного и эксплуатационного бурения, поскольку данных сейсморазведки для структурных построений недостаточно. Характер и общие закономерности тектонического строения Маячного месторождения прослежены по картам основных маркирующих горизонтов.

По кровле карбонатных отложений турнейского яруса Маячное поднятие представляет собой купол изометричной формы с крутыми южным, западным, восточным и северо-восточным крыльями, относительно более пологим северо-западным. Размеры поднятия по замкнутой изогипсе минус 1510 м 5,8 х 4,9 к м, амплитуда 148,4 м. Наивысшая отметка в скв.139 минус 1361,6 м.

По кровле терригенных отложений тульского горизонта, форма и простирание структуры сохраняются. Амплитуда поднятия уменьшается до 112.3 м. Размеры структуры по замыкающей изогипсе минус 1410 м составляют 4,6 ?3,5км. Наивысшая отметка в скв. 129 минус 1229,7 м.

По кровле карбонатных отложений башкирского яруса отмечается унаследованное развитие структуры. По замыкающей изогипсе минус 1070 м структура имеет размеры 4,2 х 3,4 к м, амплитуда 63,8 м. Наивысшая отметка в скв.152 минус 1006,2 м.

2.3. Нефтегазоносность Маячного месторождения

В разрезе Маячного месторождения промышленная нефтегазоносность установлена в карбонатных и терригенных нижнекаменноугольных отложениях (пласт C1t (Т) турнейского яруса, пласт C1tl (Тл₂) тульского горизонта) и в карбонатных среднекаменноугольных отложениях (пласт C2b (Бш₁) башкирского яруса).

Ниже приводится характеристика залежей углеводородов, выделенных в разрезе месторождения, снизу вверх. В расчет толщин и неоднородности включены скважины, находящиеся в пределах контура нефтеносности.

Турнейский ярус

Пласт C1t (Т)

Нефтегазоносность связана с турнейским рифовым массивом. Залежь нефти заключена в биоморфных (водорослевых, фораминиферо- вых) и сгустковых известняках, перекрытых пачкой глинистых известняков и аргиллитов толщиной 9 – 78 м.

ВНК принят на отметке минус 1523 м по результатам опробования скважины № 8 .

Общая толщина составляет в среднем 140,2 м, при интервале изменения от 130,9 до 148,0 м. В пределах пласта C1t (Т) выделяется от 12 до 50 проницаемых прослоев, коэффициент расчлененности составляет 27,21 ед., коэффициент песчанистости – 0,16 д. ед.

Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 10,4 до 33,7 м и составляет в среднем 22,4 м.

Размеры залежи составляют 4,1 ? 3,1 км, высота – 143,1 м. Тип залежи – пластовая, сводовая.

Визейский ярус

Тульский горизонт

Пласт C1tl (Тл₂)

В отложениях тульского горизонта по комплексу промыслово-геофизических исследований и опробованию скважин выделяется продуктивный пласт C1tl (Тл₂) толщиной от 8,2 до 23,0 м. 

Литологически пласт сложен песчаниками мелкозернистыми, а также алевролитами песчаными глинистыми.

Пласт прослежен практически на всей площади месторождения, лишь в скважине № 253 отмечено замещение пород – коллекторов непроницаемыми породами.

Общая толщина пласта изменяется от 10,0 до 15,6 м и составляет в среднем 12,0 м. Значение эффективной нефтенасыщенной толщины колеблется в пределах 0,8-9,8 м, среднее значение равно 4,1 м. В составе пласта выделяется от 1 до 5 проницаемых прослоев. Коэффициент расчлененности составляет 2,36 ед., коэффициент песчанистости равен 0,37 д. ед.

ВНК принят на абсолютной отметке минус 1327 м по данным ГИС с учетом результатов опробования скважины № 208.

Размеры залежи составляют 1,8 ? 1,5 км, высота – 21,0 м. Тип залежи – пластовая, сводовая.

Башкирский ярус

Пласт C₂b (Бш₁)

Покрышкой залежи служат глинистые известняки толщиной 12-14 м.

Проницаемый пласт представлен пористыми биоморфными известняками (водорослевыми, фораминиферовыми) и распространен практически по всей площади месторождения. Зона замещения пород – коллекторов плотными разностями отмечена лишь в скважине № 4 .

Общая толщина пласта изменяется от 12,8 до 20,8 м, составляет в среднем 16,7 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах 1,2-5,0 м, среднее значение равно 3,2 м. В объеме пласта выделяется от 4 до 8 проницаемых прослоев. Коэффициент песчанистости равен 0,22 д. ед., коэффициент расчлененности – 5,21 ед.

Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 1042 м. Отметка ВНК обоснована результатами опробования скважины № 134.

Площадь залежи 3,1 ? 2,1 км, высота – 26,6 м. Тип залежи – пластовая, сводовая. Графические сведения о продуктивных пластах приведены в приложениях 1-3.

2.4 Свойства и состав горных пород

Исследование керна из разведочных и эксплуатационных скважин на Маячном месторождении проводилось в «ПермНИПИнефть» в период с 1966 по 1980 гг. Изучен керн из скважин №№ 4, 5, 7, 8, 12, 15, 16, 161, 172, 200, 203, 253. В продуктивных башкирском, тульском и турнейском интервалах разреза с отбором керна пройдено 858 м пород, вынос составил 249,7 м (или 29,1% от проходки с отбором). В пределах продуктивных пластов – C1t (Т), C1tl (Тл₂) и C2b (Бш₁) исследовано 243 образца, по которым сделано 280 определений пористости, 183 – проницаемости, 51 – остаточной водонасыщенности методом капилляриметрии, 14 гранулометрических анализа. В 2018 г. получен керн при бурении бокового ствола № 205_2 – турнейские отложения. С отбором керна пройдено 24,0 м пород, поднято 23,7 м (или 98,75%).

Пласт С2b (Бш₁)

Пласт С2b (Бш₁) слабо освещен керном - из интервала разреза отобрано 10 образцов. Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована двумя представительными образцами (скв. № 8).

В нефтенасыщенной части пласта в шлифах описаны известняк фораминиферовый (фузулинидовый) и известняковый раковинный песчаник, образованный окатанными обломками фораминифер, водорослей, криноидей, комками микрозернистого кальцита. Цемент кальцитовый тонко- и тонко-мелкозернистый составляет 10-18 %. Поры внутриформенные (камеры фораминифер), межформенные и межзерновые в цементе, размер пор 0,048-0,7 мм.

Пористость коллекторов составляет 14,6-15,7 %, проницаемость – 154-230*10^-3 мкм², средние значения по двум определениям – 15,2 % и 192*10^-3мкм², коэффициенты вариации равны 0,036 и 0,198. Расчетная нефтенасыщенность равна 0,841 по двум определениям, коэффициент вариации – 0,01.

2.5 Состав и свойства пластовых флюидов

Пластовые флюиды на Маячном месторождении изучали с 1966 по 2008 гг.

Всего на месторождении отобрано 35 проб пластовой нефти и 21 проба устьевой, из них 15 глубинных и 20 поверхностных проб признаны представительными.

По представительным образцам пластовой нефти выявлено значение давления насыщения. Один образец из каждой серии отборов испытан методом контактного и дифференциального дегазирования. Компонентный состав растворенного в нефти газа определен методом газовой хроматографии. Физико-химические характеристики устьевой нефти изучены согласно ГОСТам и утвержденным методикам.

Анализы проведены в отделе исследования пластовых флюидов филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринт» «ПермНИПИнефть» в г. Перми.

Глубинные пробы нефти из пласта C1tl (Тл₂) отобраны на разведочном этапе в скважине № 15. Три пробы из четырех признаны представительными. В целом по качественным пробам установлено, что нефть имеет давление насыщения 10,70 МПа, объемный коэффициент – 1,048, газонасыщенность – 18,0 м³/т, плотность нефти: в пластовых условиях – 0,877 г/см³, после разгазирования – 0,901 г/см³, динамическая вязкость –   22,15 мПа*с, кинематическая вязкость – 49,05 мм²/с.

Газ дифференциального дегазирования характеризуется как малометановый (36,65 %), жирный (18,55 % гомологов метана), высокоазотный (43,79 %) (табл. 2.4.5). Сероводорода в газе ниже предела обнаружения эксперимента.

На устье пробы отобраны в скважинах №№ 15 и 204 (табл. 2.4.2). Нефть из этих скважин близка по свойствам и составу. По усредненным данным нефть классифицируется как битуминозная (0,908 г/см³), высоковязкая (65,44 мм²/с), высокосмолистая (смол - 21,64 % масс., асфальтенов – 4,46 % масс.), парафинистая (3,80 % масс.), высокосернистая (3,25 % масс.), со средним содержанием светлых фракций (40 % об.).

Маячное месторождение, пласт C2b (Бш₁)

Таблица 2.1 – Состав и свойства пластовых флюидов

3 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Краткая история разработки месторождения

Лицензия на право пользования недрами ПЕМ № 12477 НЭ от 18.06.2004 г. и дополнение к ней от 16.02.2009 г. выданы предприятию-недропользователю ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» с целью разработки Маячного нефтяного месторождения. Срок действия лицензии – до 01.12.2039 г.

Маячное месторождение открыто в 1966 г. в результате поисково-разведочного бурения.

Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях турнейскогоC1t (пласт Т) и башкирского C2b (пласт Бш₁) ярусов, в терригенных отложениях визейского яруса C1tl (пласт Тл₂).

На разработку месторождения составлено девять проектных технологических документов:

1.   1972 г. - Технологическая схема разработки Маячного месторождения (протокол ТЭС объединения «Пермнефть» от 05.10.1972 г.);

2.   1976 г. - Анализ разработки Маячного месторождения (протокол ТЭС «Пермнефть» от 16.01.1976 г.);

3.   1978 г. - Уточненная технологическая схема разработки (протокол ТЭС «Пермнефть» от 22.05.1978 г.);

4.   1984 г. -  Технологическая схема разработки Маячного месторождения (протокол ТЭС «Пермнефть» от 02.04.1985 г.);

5.   1997 г. - Уточненная технологическая схема разработки Маячного месторождения (протокол НТС ОАО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМНЕФТЬ» № 2 от 06.1998 г.).

6.    В 2004 г. уточнены показатели разработки по месторождению на 2004-2021 гг. в работе «Авторский надзор за разработкой южной группы месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (протокол ЦКР № 3319 от 22.12.2004 г.).

7.   В 2008 г. ООО «ПермНИПИнефть» составлена «Технологическая схема разработки Маячного нефтяного месторождения» (протокол ЦКР № 4323 от 25.06.2008 г.)

8.    «Дополнение к технологической схеме разработки Маячного месторождения», выполненным ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в 2012 г. [53] (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 5473 от 21.11.2012 г.).

9.   Месторождение разрабатывается согласно действующему проектному технологическому документу (ПТД) «Технологический проект разработки Маячного нефтяного месторождения» [3],выполненному филиалом ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г.Перми (протокол ЦКР № 6782 от 22.12.2020).

3.2 Характеристика состояния залежи

Маячное месторождение разрабатывается с 1973 г. По состоянию на 01.01.2022 месторождение в завершающей стадии разработки (Рис. 3.1). В эксплуатации находятся три объекта: пластыC₁t (Т), C₁tl (Тл₂), C₂b (Бш₁).

Рисунок 3.1 График разработки Маячного месторождения. Объект C₂b (Бш₁).

Турнейская залежь нефти (пласт C₁t (Т)) – основной по запасам объект, где сосредоточено 79 % геологических запасов месторождения.

Тульская залежь нефти (пласт C₁tl (Тл₂)) имеет меньшую площадь и содержит небольшие извлекаемые запасы (11 % от запасов месторождения).

Башкирская залежь нефти (пласт C₂b (Бш₁)) по площади в два раза больше, чем тульская, однако извлекаемые запасы составляют только 10 % от запасов месторождения. Залежь отличается небольшой нефтенасыщенной толщиной (3 м), неоднородностью (Коэффициент песчанистости – 0,2; Коэффициент расчлененности – 4,7) и низкой проницаемостью (0,029 мкм²) коллектора.

Месторождение разрабатывается согласно действующему проектному технологическому документу (ПТД) «Технологический проект разработки Маячного нефтяного месторождения» [3],выполненному филиалом ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г.Перми (протокол ЦКР № 6782 от 22.12.2020).

Запасы нефти утверждены ФАН (протокол № 03-18/928-пр от 08.12.2020). Состояние запасов нефти в целом по месторождению и в пределах лицензионного участка ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» по состоянию на 01.01.2022 представлено в (Табл. 3.1).

Таблица 3.1 – Результаты проведения ГТМ в нефтяных скважинах Маячного месторождения

Всего на месторождении пробурено 72 скважины. По текущему состоянию числятся 32 действующие добывающие скважины, действующие нагнетательные – 6, нагнетательные в освоении – 1; в консервации из эксплуатации – 7, контрольные – 3, дающие техническую воду – 2, ликвидированные – 21 (из них 5 по геологическим причинам).

Максимальное значение по добыче нефти 439,7 тыс.т. достигнуто в 1975 г. за счет ввода с начала разработки 21 добывающей скважины из эксплуатационного бурения, расположенных в основном в центральных, наиболее продуктивных, районах объектов. В последующие годы динамика годовых отборов нефти имела постоянную тенденцию к снижению: в 1976-1988 гг. – из-за интенсивного роста темпов обводнения скважин, несмотря на значительное увеличение действующего фонда; в 1988-2006 гг. – в связи со значительным снижением пластового давления в зоне отбора, вызванного сокращением закачиваемых в пласт объемов воды, а затем и остановкой системы ППД. Рост и стабилизация добычи нефти с 2007 г. обусловлены проведением геолого-технологических мероприятий (ГТМ) по интенсификации добычи и ограничению водопритока на объектах C₁t (Т) и C₁tl (Тл₂), а также формированием проектной сетки на объекте C₂b (Бш₁) за счет перевода скважин.

За 2021 г. добыча нефти по месторождению в целом составила 37,2 тыс.т нефти (0,8 % от НИЗ) и 293,2 тыс.т жидкости. Среднегодовая обводненность добываемой продукции составила 87,3 %. Среднегодовой дебит жидкости по месторождению составил 26,7 т/сут, нефти – 3,4 т/сут.

С поддержанием пластового давления на месторождении разрабатывались все объекты. На дату анализа закачка осуществляется в пласты турнейских и башкирских отложений. За историю разработки объем закаченной воды для целей ППД на 01.01.2022 составил 14260 тыс.м³ при накопленной компенсации отборов – 116,2 %. За 2021 г. закачка составила 75,7 тыс.м³ при текущей компенсации отборов – 28,2 %.

В целом по месторождению с начала разработки на 01.01.2022 отобрано 3571 тыс.т нефти (77,2 % от НИЗ в пределах ЛУ), жидкости ­– 12303 тыс.т. Текущий КИН – 0,320 д.ед. при утвержденном – 0,414 д.ед.

Продукция всех скважин обводнена более чем на 58 %, за исключением скв. № 151 (34,3 %). Среднегодовая обводненность продукции скважин за 2021 г. составила 93,2 %, что ниже выработки запасов (95,3 %) ­– вероятно, следует рассмотреть вопрос об увеличении КИН ввиду низкой обеспеченности запасами (5 лет).

За период эксплуатации по скважинам проводились ремонтно-изоляционные работы по ликвидации негерметичности заколонного пространства, эксплуатационной колонны, забоя или отключению отдельных интервалов.

Проектным документом эксплуатацию добывающих скважин тульского объекта предусмотрено вести при забойном давлении, равном 7,5 МПа. На дату анализа скважины, за исключением скв. № 152, работают с забойным давлением ниже проектного.

Закачка пресной воды для поддержания пластового давления организована в августе 1978 г. За период разработки закачка воды в пласт проводилась в две скважины (скв. №№ 203 и 205). Приемистость скважин в начальный период составляла 101-106 м³/сут.

Максимальный годовой объем закачки воды (74,1 тыс.м³) достигнут в 1979 г., текущая компенсация при этом составила 247 %.

С целью снижения обводненности добываемой продукции в 1988 г. закачка воды в пласт была сокращена и проводилась в циклическом режиме. В январе 1997 г. закачка воды была остановлена.

Тульская залежь в настоящее время разрабатывается без системы ППД. С начала разработки в пласт закачено 489 тыс.м³, накопленная компенсация отбора жидкости из пласта на конец 2021 г. составила 20,9 %. Основной объем воды (72 %) закачен в скв. № 203 в северной части залежи.

За 2021 г. добыча нефти составила 6,4 тыс.т, жидкости – 94,7 тыс.т, среднегодовая обводненность продукции – 93,2 %, темп отбора от НИЗ – 0,9 %.

Добыча нефти с начала разработки на 01.01.2022 составила 648 тыс.т, жидкости – 2493 тыс.т. Отбор от НИЗ в пределах ЛУ составил 95,3 %. Текущий КИН в пределах ЛУ – 0,513 (утвержденный КИН – 0,539)

Объект C₂b (Бш₁)

Башкирская залежь введена в пробную эксплуатацию в декабре 1986 г. скв. № 126 с дебитом безводной нефти 2 т/сут (переведена с нижележащего объекта). По текущему состоянию залежь находится на второй стадии разработки.

Рисунок 3.2. Карта изобар Маячного месторождения. Объект C2b (Бш1)

С начала разработки объекта динамика добычи нефти и жидкости имела тенденцию к росту, что связано с вводом в эксплуатацию новых скважин. В 2001 г., после перевода трех скважин с турнейской залежи, достигнуты первые максимальные уровни по добыче нефти – 7,3 тыс. т (1,6 % от НИЗ) и жидкости – 9,9 тыс.т. В период 2002-2006 гг., несмотря на перевод еще двух скважин, наблюдается отрицательная динамика уровней добычи по причине снижения пластового давления в зонах отбора, характерного при разработке низкопродуктивных карбонатных коллекторов на естественном режиме. После организации двух очагов нагнетания в 2006 г. наметилась тенденция роста пластового давления, способствующая увеличению отборов и получению максимальной эффективности от проведения геолого-технологических мероприятий по близлежащим добывающим скважинам. В 2011-2021 гг. добыча нефти находится в пределах 10,5-12,9 тыс.т, небольшой рост добычи в последние шесть лет (2020-2021 гг.) обусловлен проведением геолого-технологических мероприятий. В 2020 г. достигнут максимальный уровень добычи нефти с начала разработки объекта (12,9 тыс.т) при темпах отбора от НИЗ 2,9 %.

Эксплуатационный фонд представлен 16 действующими добывающими скважинами и четырьмя нагнетательными. Кроме того, одна скважина пребывает в консервации, три добывающие ликвидированы после эксплуатации. Эксплуатация объекта осуществляется возвратным фондом скважин (переведенных с турнейского и визейского объектов).

На дату анализа весь добывающий фонд (16 скважин) механизирован установками ШГН. Дебиты нефти по скважинам изменяются от 0,02 т/сут (скв. № 133) до 4,6 т/сут (скв. № 157), при средних значениях по нефти – 2,1 т/сут, по жидкости – 5,6 т/сут, обводненности – 61,9 %.

Практически все добывающие скважины являются малодебитными, что связано с небольшими нефтенасыщенными толщинами пласта (3,0 м), низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллектора (проницаемость – 0,029 мкм²).

Максимальные значения плотности остаточных запасов (0,1-0,15 т/м²) выделяются в северной (скв. №№ 156, 157, 209) и центральной (скв. № 209) частях залежи. Необходимо отметить, что наряду с высокой плотностью запасов в скважинах северной части (скв. №№ 133, 134, 137, 156, 200, 204) отмечается высокое значение обводненности продукции за счет закачки пресной воды, производимой с 2006 г. в нагнетательную скв. № 136. Доля добываемой воды изменяется от 72,2 (скв. № 156) до 98,8 % (скв. № 134).

Наличие запасов нефти, положительный эффект от проведенных ГТМ говорит о возможности интенсификации действующего низкодебитного фонда скважин. Интенсификация добычи нефти в этих зонах возможна при условии достаточного энергетического состояния залежи и технической пригодности скважин.

Приобщение пласта C₂b (Бш₁) в скв. № 261 осуществлено в 2018 г. без установки ОРЭ. В ноябре-декабре 2020 г. в скв. № 261 внедрили технологию ОРЭ. По состоянию на 01.01.2022 в скважине оборудование ОРЭ отсутствует, скважина дренируется единым фильтром с турнейским объектом.

Перевод скв. № 133 в декабре 2019 г. с турнейского объекта в северной части залежи не обоснован, т.к. скважина находится вблизи внешнего контура нефтеносности. Первоначальный дебит по нефти составил 0,04 т/сут, по жидкости – 2,25 т/сут, обводненность – 98,3 %. По состоянию на 01.01.2022 дебит нефти составляет 0,02 т/сут, дебит жидкости – 1,1 т/сут.

В 2021 г. проведено два ГТМ: реперфорация в скв. № 209, ввод скв. № 8 из контрольного фонда совместно с пластом C₁t (Т). Плановый прирост дебита по нефти в скв. № 209 достигнут (план – 3,0 т/сут, факт – 3,1 т/сут), в скв. № 8 не достигнут (план – 7,0 т/сут, факт – 0,2 т/сут). В начале 2022 г. скв. № 8 переведена в фонд ожидающих ликвидации в связи с техническим состоянием скважины (негерметичность, нарушение геометрии эксплуатационной колонны скважины).

В 2022 г. проведено четыре ГТМ: реперфорация в скв. №№ 157, 171, 172 и сверлящая перфорация в скв. № 141 в комплексе с поинтервальной ОПЗ составом НПС-К. Плановый первоначальный прирост по всем скважинам, за исключением скв. № 171, достигнут.

В 2020 г. проведено приобщение пласта C₂b (Бш₁) в скв. №№ 130, 159 с пластом C₁t (Т) без установки оборудования ОРЭ, в скв. № 201 – с пластом C₁tl (Тл) с установкой оборудования ОРЭ. Первоначальный прирост по мероприятиям составил 3-4 т/сут.

Проектным документом эксплуатацию добывающих скважин башкирского объекта предусмотрено вести при забойном давлении не ниже 5,0 МПа. На дату анализа все скважины, за исключением скв. №№ 130, 137, 156, 159, 200 и 261, работают с забойными давлениями ниже проектного.

В период 1986-2006 гг. залежь разрабатывалась на естественном режиме. Закачка пресной воды в пласт началась в 2006 г. двумя нагнетательными скв. №№ 136, 143.

За 2021 г. добыча нефти составила 12,2 тыс.т, жидкости – 32,0 тыс.т, среднегодовая обводненность продукции – 61,9 %, темп отбора от НИЗ – 2,7 %.

Добыча нефти с начала разработки на 01.01.2022 составила 214 тыс.т, жидкости – 403 тыс.т. Выработка от НИЗ в пределах ЛУ составила 47,9 %. Текущий КИН в пределах ЛУ – 0,186 (утвержденный КИН – 0,389).

Рисунок 3.3. Карта текущего состояния разработки Маячного месторождения. Объект C2b (Бш1)

3.3 Сравнение фактических и проектных показателей разработки

Сравнение проектных и фактических показателей разработки за 2018-2019 годы выполнено в соответствии с «Дополнением к проекту разработки Нефтяного месторождения» (протокол ЦКР Роснедр по УВС от 26.12.2012 № 1468), а с 2020 по 2022 с «Дополнением к технологическому проекту разработки Нефтяного месторождения» (протокол ЦКР Роснедр по УВС от 26.12.2020 № 6827). В таблице 3.2 приводится сравнение основных фактических и проектных показателей разработки за 2018-2022 годы в пределах лицензионного участка НЕМ 02624 НЭ (категория запасов АВ1).

За период 2018 - 2019 добыча нефти соответствовала проектным уровням с учетом допустимой величины отклонения (50%), в период 2020 - 2022 добыча нефти соответствовала проектным уровням с учетом допустимой величины отклонения (40%), определенные в соответствии с и. 5.5 «Правил разработки месторождений углеводородного сырья», утвержденных приказом Минприроды России от 14.06.2020 № 356.

Таблица 3.2 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки

За 2018 отклонение составило -5,4 %, 2019? +1,6 %, 2020 ? +4,4 %, 2021? -1,0 %, в 2022 ? -14,8%. Фонд добывающих скважин превышал проектные значения на 10-42% (2-13 скважин) за исключением 2020 года, когда фонд соответствовал проектному. Фонд нагнетательных скважин соответствовал проектным значениям, за исключением 2018 года (на одну скважину).

Недостижение проектных уровней добычи нефти в 2018, 2021-2022 обусловлено, в первую очередь, более низкими дебитами нефти по переходящему фонду скважин. В течение всего анализируемого периода дебиты нефти ниже проектных значений: 32,7% в 2018 и 50,3% в 2022. Превышение обводненности продукции, которое отмечается с 2020 года на 5,1%, в 2021 - 15,4%, 2022 - 24,3% (факт/проект 2022 года - 64,8/52,1%) также повлияло на отклонения по добыче нефти. В целом, фактическая динамика обводненности характеризуется снижением с 84,5% (2018) до 64,8% (2022), в связи с выбытием высокообводненных скважин и активной работе по вводу скважин в разработку на башкирский объект. Добыча жидкости в 2018-2019 ниже проектных уровней на 13,5-18,2% соответственно, не смотря на больший действующий фонд. Отклонение связано с меньшими дебитами по жидкости, которые также меньше проектных на протяжении всего анализируемого периода на 10-38,5%. Превышение добычи жидкости в 2020-2022 связано с увеличением добывающего фонда скважин.

Действующий фонд добывающих скважин выше, чем по проекту в 2018 на две скважины, 2019 - семь скважин, 2020 - соответствует проектному (30 скважин), 2021 - девять скважин, 2022-13 скважин (42%) за счет выполнения «Программы работ по вводу в эксплуатацию неработающих скважин» и проведения и мероприятий на действующем фонде. Среднегодовой действующий добывающий фонд в 2022 - 44 скважины, по проекту - 31 скважина. За 2018-2022 отклонения по действующему добывающему фонду в сторону увеличения составили 9,5-42%, нагнетательный фонд соответствовал проектному, за исключением 2018 года (превышение на 25%), что в соответствии с п. 5.12 «Правил разработки месторождений углеводородного сырья» не регламентируется.

«Программа работ по вводу в эксплуатацию неработающих скважин» выполнена в полном объеме с учетом текущего состояния, изменений.

Всего за период действия проектного документа (2020-2022) с учетом изменений по текущему состоянию фонда скважин выполнено:

25 переводов. При этом необходимо отметить, что 19 переводов выполнено на скважинах, находящихся в неработающем фонде;

3 приобщения (скв. 348, 272, 268) со средним приростом 7,6 т/сут, при этом необходимо отметить, что скважина 268 запушена из неработающего фонда;

1 перестрел (скв. 287) с приростом 4,5 т/сут;

1 ОПЗ (скв. 345) с приростом 3,6 т/сут.

На нагнетательном фонде за период 2020-2022 выполнено 7 ГТМ:

4 ОПЗ (скв. 204, 283 - 2 скв. опер, 257);

2 Перевода (скв 260, 283);

1 ввод новой нагнетательной (скв. 321).

Уровень закачки за период действия утвержденного ПТД практически соответствует проектным уровням (2022 факт/проект - 82,0/78,6 тыс.м³), действующий нагнетательный фонд - проектному (2022 факт/проект - 6/6).

По накопленным показателям разработка месторождения полностью соответствует проектным цифрам. По накопленной добыче нефти отклонение составляет -0,1 % (2022 факт/проект - 6181/6186 тыс.т), по добыче жидкости - +0,3 % (2022 факт/проект - 16045/15996 тыс.т).

3.4 Анализ геолого-технических мероприятий

Объект C₂b (Бш₁)

Согласно действующему проектному документу для вовлечения в разработку недренируемых запасов на объекте предусмотрено:

? Ввод из консервации - одна добывающая скважина.

? Ввод с другого объекта - девять добывающих (в т.ч. 3 БС, 4 приобщения для ОРЭ с пл. C₁t (Т)), пять нагнетательных (в т.ч. 4 приобщения для ОРЗ с пл. C₁t (Т)).

? Выбытие на другой объект - три добывающие скважины.

? Бурение четырех боковых стволов (1 БГС, 3 БС).

? Применение ОРЭ в восьми добывающих скважинах (5 ОРЭ с пл. C₁t (Т) и 3 ОРЭ с пл. C₁tl (Тл₂)).

? Применение ОРЗ в шести нагнетательных скважинах (4 ОРЗ с пл. C₁t (Т), 2 ОРЗ с пл. C₁tl (Тл₂)).

Проектный уровень добычи нефти достигается в 2020 г. (16,6 тыс.т при темпе отбора от НИЗ – 3,7 %), выработка в этот период составит – 47,4 % от утвержденных НИЗ. Продолжительность проектного уровня – 1 год.

В 2021 г. уровни по добыче нефти (проект – 10,5 тыс.т, факт – 11,2 тыс.т) и жидкости (проект – 25,3 тыс.т, факт – 24,6 тыс.т) находятся на уровне проектных. В декабре 2021 г. (проект – 2020 г.) выполнен ввод скв. № 8 из контрольного фонда (C₁t (Т) +C₂b (Бш₁)) без установки ОРЭ. Действующий фонд добывающих скважин выше проектного на одну скважину (проект – 14 ед., факт – 15 ед.). Среднегодовой дебит скважин по нефти (проект – 2,2 т/сут, факт – 2,3 т/сут) и по жидкости (проект – 5,2 т/сут, факт – 5,1 т/сут) – на уровне проектных, среднегодовая обводненность скважин ниже проектной (проект – 58,4 %, факт – 54,5 %).

В 2021 г. согласно действующему ПТД было предусмотрено приобщение объекта C₂b (Бш₁) в скв. № 256 с установкой ОРЗ (C₂b (Бш₁) + C₁t (Т)), мероприятие не выполнено, и поэтому уровень годовой закачки ниже проектного (проект – 18,0 тыс.м³, факт – 15,3 тыс.м³) ввиду меньшего действующего фонда нагнетательных скважин на конец года (проект – 4 ед., факт – 3 ед.). Приемистость скважин – на уровне проектной (проект – 15,0 м³/сут, факт –16,6 м³/сут).

В 2022 г. проектом планировалась реперфорация в скв. № 209, по факту реперфорация проведена в скв. №№ 157, 171, также проведена сверлящая перфорация в скв. № 141, ОПЗ составом НПС-К проведена в скв. № 172. Таким образом, показатели по добыче нефти (проект – 11,4 тыс.т, факт – 11,7 тыс.т), и по добыче жидкости (проект – 26,8 тыс.т, факт – 24,1 тыс.т) на 01.01.2019 находятся на уровне проектных, отклонение составило соответственно +2,6 % и -10,0 %. Фонд действующих добывающих скважин на конец года также соответствует проекту (14 ед.). В начале 2022 г. скв. № 8 переведена в фонд ожидающих ликвидации в связи с техническим состоянием скважины (негерметичность, нарушение геометрии эксплуатационной колонны скважины).

На нагнетательном фонде в 2022 г. планировался ввод скв. № 206 с тульского объекта (ОРЗ C₁t (Т) + C₂b (Бш₁)), по факту мероприятие не выполнено. Таким образом, с учетом отклонений по фонду скважин в 2021 г., в 2022 г. фонд действующих нагнетательных скважин на конец года меньше проектного на две скважины (проект – 5 ед., факт – 3 ед.). Соответственно, закачка, также ниже проектной (проект – 25,7 тыс.м³, факт – 15,4 тыс.м³), отклонение составило -40,0 %.

В 2019 г. проектом планировались ввод из консервации под добычу скв. № 129 и приобщение пласта C₂b (Бш₁) в скв. № 159 по технологии ОРЭ (C₂b (Бш₁) + C₁t (Т)), фактически мероприятия не выполнены. Поэтому фонд действующих добывающих скважин на конец года ниже проектного на две скважины (проект – 16 ед., факт – 14 ед.). Отклонения по добыче нефти (проект – 13,8 тыс.т, факт – 12,8 тыс.т) и добыче жидкости (проект – 29,8 тыс.т, факт – 27,1 тыс.т) за 2019 г. ниже проектных на 7,7 % и 8,8 % соответственно.

На нагнетательном фонде в 2019 г. проектом мероприятия не планировались и фактически не проводились. Таким образом, с учетом отклонений по фонду скважин в 2021-2022 гг. фонд действующих нагнетательных скважин на конец года меньше проектного на две скважины (проект – 5 ед., факт – 3 ед.). Соответственно, закачка, также ниже проектной (проект – 32,4 тыс.м³, факт – 18,0 тыс.м³), отклонение составило ?44,5 %.

В 2020 г. проектом планировалось приобщение пласта C₂b (Бш₁) в скв. № 131 по технологии ОРЭ (C₂b (Бш₁) + C₁t (Т)), фактически мероприятия не выполнены, однако выполнены мероприятия по приобщению в скв. №№ 130, 159 (C₂b (Бш₁) + C₁t (Т)), в скв. № 201 (C₂b (Бш₁) + C₁tl (Тл)). Поэтому фонд действующих добывающих скважин на конец года соответствует проектному (17 ед.). Отклонения по добыче нефти (проект – 16,6 тыс.т, факт – 12,9 тыс.т) и добыче жидкости (проект – 33,2 тыс.т, факт – 29,6 тыс.т) за 2020 г. ниже проектных на 22,4 % и 10,7 % соответственно.

На нагнетательном фонде в 2020 г. проектом мероприятия не планировались и фактически не проводились. Таким образом, с учетом отклонений по фонду скважин в 2021-2019 гг. фонд действующих нагнетательных скважин на конец года меньше проектного на две скважины (проект – 5 ед., факт – 3 ед.). Соответственно, закачка, также ниже проектной (проект – 32,6 тыс.м³, факт – 18,6 тыс.м³), отклонение составило ?43,0 %.

В 2021 г. в связи с высокой обводненностью скв. № 134 выполнен перевод с объекта C₂b (Бш₁) на C₁t (Т) с целью довыработки запасов кровли пласта C₁t (Т). Поэтому фонд действующих добывающих скважин на конец года ниже проектного на одну скважину (проект – 17 ед., факт – 16 ед.). Отклонения по добыче нефти (проект – 16,0 тыс.т, факт – 12,2 тыс.т) и добыче жидкости (проект – 34,4 тыс.т, факт – 32,0 тыс.т) за 2021 г. ниже проектных на 23,8 % и 7,1 % соответственно.

На нагнетательном фонде в 2021 г. выполнено приобщение пласта C₂b (Бш₁) в скв. № 256 по технологии ОРЗ (C₂b (Бш₁) + C₁t (Т)). Таким образом, отставание по действующему фонду нагнетательных скважин на 01.01.2022 сократилось до одной скважины (проект – 5 ед., факт – 4 ед.). Закачка рабочего агента ниже проектной (проект – 35,9 тыс.м³, факт – 31,9 тыс.м³), отклонение составило 11,2 %.

Накопленная добыча нефти на 01.01.2022 составила 214 тыс.т (проект – 228 тыс.т), жидкости – 403 тыс.т (проект – 415 тыс.т), закачка – 238 тыс.м³ (проект – 284 тыс.м³). Отбор от начальных извлекаемых запасов по объекту составил 47,9 % (проект – 51,0 %). Текущий КИН составил 0,186 д.ед. (проект ­– 0,198 д.ед.).

В 2021 году на скважинах добывающего фонда Маячного месторождения проведено 4 ГТМ – в скв. №№156, №171 (ОРЭ), №207 (кислотная обработка), №134 (РИР). Средний начальный прирост по объекту составил 2,5 т/сут.

В скв. № 156 проведены работы по разбуриванию цементного моста и приобщению пласта Т зарядами ЗПК-102-АТМ-03 с последующей кислотной обработкой составом НПС-К в объеме 20,0 м3 при Р-0/1,2/0 МПа. С целью извлечения продуктов реакции и вызова притока скважина освоена свабированием в объеме 45,6 м3 (уровень понижен с 150 до 510м). Далее в скважину спущено оборудование ОРЭ MIXER (Пакер на гл 1465м. НН-44 на гл. 1263,0м). Фактический прирост нефти составил 3,5 т/сут при планируемом значении показателя эффективности 3,5 т/сут. Успешность от мероприятия составила 100,0 %.

На скв. № 171 в июле 2021 года проведены работы по разбуриванию цементного моста и приобщению пласта Т зарядами ЗПК-102-АТМ-03 с последующей кислотной обработкой составом НПС-К в объеме 45 м3 при Р-0/10/18 МПа. С целью извлечения продуктов реакции и вызова притока скважина освоена свабированием в объеме 67,2 м3 (уровень понижен с 530 до 580 м). Далее в скважину спущено оборудование ОРЭ (Пакер на гл 1740,4 м. MIXER на гл 1381,5м. НВ-38 на гл 1222,0м). По результатам проведенных работ начальный прирост дебита нефти составил 2,2 т/сут при плановом значении прироста дебита нефти 3,0 т/сут. Успешность от мероприятия составила – 73,3%. Причиной недостижения планового прироста связано с быстрым выводом скважины на режим.

В скв. № 207 в июле 2021 года проведена КО составом НПС-К в объёме 25 м3 с при Р=0 МПа. С целью извлечения продуктов реакции и вызова притока скважина освоена свабированием в объеме 53,9 м3 (уровень понижен с 830 до 950м). Фактический прирост составил 1,5 т/сут при планируемом значении показателя эффективности 1,5 т/сут. Успешность от мероприятия составила 100 %.

В скв. № 134 в сентябре 2021 года проведены изоляционные работы пласта Бш. Далее проведено разбуривание цементного моста до глубины 1789,0м; реперфорация пласта Т в инт: 1755,5-1757,5м; 1783,5-1757,5м; с последующей КО составом НПС-К в объёме 20 м3 с при Р=0 МПа. С целью извлечения продуктов реакции и вызова притока скважина освоена свабированием в объеме 28,1 м3 (уровень понижен с 150 до 630м). Фактический прирост составил 2,8 т/сут при планируемом значении показателя эффективности 2,5 т/сут. Успешность от мероприятия составила 112 %.

В 2021 году на нагнетательном фонде проведено 2 ГТМ – приобщение пласта Бш (ОРЗ) в скв. №256 и приобщение пласта Т (ОРЗ) в скв. №136.

3.5 Контроль за разработкой залежи

Задачей контроля за разработкой является получение или уточнение геолого-промысловой информации, необходимой для анализа истории разработки и текущего состояния, оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению, а также с целью дальнейшего регулирования процесса разработки месторождения и проектирования мероприятий по ее совершенствованию, направленных на реализацию варианта разработки, обеспечивающего достижение проектного КИН.

Контроль обеспечивается проведением гидродинамических, геофизических и физико-химических исследований скважин и пластов, а также промысловых замеров. Исследования выполняются с целью освещения процесса разработки необходимой геолого-промысловой информацией, подтверждения эффективности внедряемых мероприятий по регулированию разработки, для обеспечения необходимыми исходными данными проектирования мероприятий по совершенствованию системы разработки и улучшению процесса разработки месторождения.

4. АНАЛИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

4.1 Конструкция, вскрытие и освоение скважин

Согласно вариантам разработки Маячного месторождения, предлагается осуществлять капитальный ремонт существующего фонда скважин методом зарезки боковых и горизонтальных боковых стволов (башкирские и турнейские отложения).

Так как, эксплуатационное бурение не планируется и разработку Маячного месторождения осуществляют капитальным ремонтом существующего фонда скважин методом зарезки боковых и боковых горизонтальных стволов (башкирские и турнейские отложения), то конструкция скважин остается фактической, изменится только интервал зарезки бокового ствола из эксплуатационной колонны и соответственно интервал спуска хвостовика. 

Направление  диаметр 299 мм, башмак расположен в диапазоне глубин 30-78 м, для предохранения устья от размыва и перекрытия неустойчивой части разреза (четвертичных отложений), а также для изоляции пресных водоносных горизонтов от загрязнения. Цемент на устье.

Кондуктор диаметр 219 мм,  башмак расположен в диапазоне глубин 398-487 м, для разобщения вышележащих зон геологического разреза несовместимых по условиям бурения с нижележащими, а так же для предотвращения гидроразрыва пород при газонефтеводопроявлениях. Цемент на устье.

Эксплуатационная колонна диаметр 146 мм, башмак расположен в диапазоне глубин 1718-2067 м, для разобщения пластов до проектной глубины. Цемент в интервале 15-1300 м.

Хвостовик диаметром 102 мм спускают для разобщения продуктивных пластов и извлечения нефти на поверхность. Верх хвостовика устанавливается на 70 м выше «окна» в эксплуатационной колонне, хвостовик цементируется по всей длине. Также в оснастку хвостовика включается заколонный пакер для изоляции продуктивного пласта от близлежащих к зоне перфорации водоносных горизонтов.

Хвостовик с перфорированной частью диаметром 102 мм из скважин №№ 253, 267, 140спускают для разобщения продуктивных пластов и извлечения нефти на поверхность. Верх хвостовика устанавливается на 70 м выше «окна» в эксплуатационной колонне, хвостовик цементируется по всей длине (перфорированная часть не цементируется). В оснастку хвостовика включается устройство манжетного цементирования.

Конструкции вновь бурящихся боковых стволов на Маячном месторождении проектируются на основании анализа литологических особенностей горных пород, слагающих стенки скважины; зон осложнений, встречающихся при проводке скважин, назначения скважин, вида эксплуатации и динамического уровня, опыта бурения разведочных, эксплуатационных скважин и боковых стволов на данном месторождении. Эксплуатационное бурение не планируется.

Конструкция скважин должна отвечать требованиям охраны недр и окружающей среды, обеспечивать отбор жидкости из продуктивного пласта на уровне проектных требований.

Таблица 4.1 - Фактическая конструкция скважин

Таблица 4.2 - Качество цементирования эксплуатационных колонн (хвостовиков) от башмака предыдущей обсадной колонны

Высокое качество цементирования на Маячном месторождении в последние годы достигнуто с применением технологий, разработанных Филиалом ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, рекомендуется продолжить применение технологий Филиала «ПермНИПИнефть».

Выбор конструкции скважин производится с учетом [23]:

·   совмещенного графика давлений;

·   геолого-технических условий проводки скважины;

·   требований действующих инструкций и Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [74];

·   требований экологии и охраны недр;

·   достижения максимальной коммерческой скорости в данных условиях.

Выбранные конструкции скважин должны отвечать следующим требованиям [25]:

· обеспечивать долговечность и надежность службы скважины как горной крепи в течение всего периода эксплуатации;

· исключать вероятность возникновения неуправляемых газоводонефтепроявлений, переходящих в открытые фонтаны;

· обеспечивать защиту пресноводных горизонтов геологического разреза;

· обеспечивать охрану недр и окружающей среды в период консервации и после ликвидации;

· обеспечивать возможность безопасного проведения ремонтных работ, работ по реконструкции (зарезка бокового ствола, многоствольное бурение и др.) и по воздействию на продуктивные пласты с целью интенсификации добычи нефти и газа и увеличения нефтеотдачи пластов.

Учитывая геолого-технологические условия, опыт бурения на соседних месторождениях и варианты разработки, а также требования по охране недр, предусматривается следующая типовая конструкция скважин Маячного месторождения.

Так как, эксплуатационное бурение не планируется и разработку Маячного месторождения осуществляют капитальным ремонтом существующего фонда скважин методом зарезки боковых и боковых горизонтальных стволов (башкирские и турнейские отложения), то конструкция скважин остается фактической, изменится только интервал зарезки бокового ствола из эксплуатационной колонны и соответственно интервал спуска хвостовика. 

Направление  диаметр 299 мм, башмак расположен в диапазоне глубин 30-78 м, для предохранения устья от размыва и перекрытия неустойчивой части разреза (четвертичных отложений), а также для изоляции пресных водоносных горизонтов от загрязнения. Цемент на устье.

Кондуктор диаметр 219 мм,  башмак расположен в диапазоне глубин 398-487 м, для разобщения вышележащих зон геологического разреза несовместимых по условиям бурения с нижележащими, а так же для предотвращения гидроразрыва пород при газонефтеводопроявлениях. Цемент на устье.

Эксплуатационная колонна диаметр 146 мм, башмак расположен в диапазоне глубин 1718-2067 м, для разобщения пластов до проектной глубины. Цемент в интервале 15-1300 м.

Хвостовик диаметром 102 мм спускают для разобщения продуктивных пластов и извлечения нефти на поверхность. Верх хвостовика устанавливается на 70 м выше «окна» в эксплуатационной колонне, хвостовик цементируется по всей длине. Также в оснастку хвостовика включается заколонный пакер для изоляции продуктивного пласта от близлежащих к зоне перфорации водоносных горизонтов.

Хвостовик с перфорированной частью диаметром 102 мм из скважин №№ 253, 267, 140спускают для разобщения продуктивных пластов и извлечения нефти на поверхность. Верх хвостовика устанавливается на 70 м выше «окна» в эксплуатационной колонне, хвостовик цементируется по всей длине (перфорированная часть не цементируется). В оснастку хвостовика включается устройство манжетного цементирования.

Перед спуском хвостовика после проработки ствола для скважин, пробуренных с использованием растворов на водной основе, в интервал продуктивного пласта устанавливается забойная ванна для повышения качества цементирования. Обработка фильтрационной корки бурового раствора метасиликатом натрия обеспечивает хорошую адгезию фильтрационной корки промывочной жидкости и цементной корки. В результате реакции метасиликата натрия с ионами Са²⁺ происходит упрочнение и снижение проницаемости фильтрационной корки. Для подготовки ствола скважины к цементированию используют комбинацию буферных жидкостей, объем буферных пачек рассчитывается с условием заполнения затрубного пространства не менее 200 м и времени воздействия по стволу 10-15 мин. Состав и объем буферных пачек может уточняться по технологическим и геологическим условиям и по результатам отработки на скважинах. Цементирование хвостовиков производится с использованием тампонажного состава с микродисперсными добавками на основе цемента ПЦТ 1G-СС-1 плотностью 1,80-1,84г/см³ (разработка Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» ПермНИПИнефть» в г. Перми) [36].

Программа цементирования хвостовика должна предусматривать минимально возможную репрессию на продуктивный пласт и проницаемые коллектора, склонные к поглощению, при закачке и продавке цементного раствора.

Рецептура тампонажного раствора для цементирования хвостовика подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины. Для подготовки ствола скважины к цементированию используют комбинацию буферных жидкостей для упрочнения фильтрационной корки бурового раствора и повышения ее химического сродства с цементом. Расчетная продолжительность процесса цементирования не должна превышать 75% времени начала загустеваниятампонажного раствора. В процессе цементирования обязательное использование станций контроля цементирования, осреднительных емкостей или цементировочных агрегатов с рециркулирующим насосом.

Глубины спуска хвостовиков для конкретных скважин уточняются в зависимости от положения скважины на структуре, фактического геологического разреза и осложнений в процессе бурения каждой скважины. Интервалы спуска хвостовиков определяются с учетом профиля стволов скважин. Хвостовики в пределах интервала цементирования оснащаются центрирующими элементами. Число и расстояние между ними определяют по специальной компьютерной программе. Результаты спуска хвостовика и его цементирования оформляются актами по установленной форме и хранятся в деле скважины на протяжении всего периода её эксплуатации, наряду с заключениями геофизических организаций о фактическом состоянии цементного камня за обсадными колоннами [77].

Контроль качества цементирования осуществляется геофизическими методами (АКЦ с ВС, СГДТ) через 30 часов ОЗЦ. Акустический контроль цементирования (АКЦ) позволяет вести непрерывную регистрацию первого преломленного обсадной трубой акустического сигнала. Наибольшей амплитуды колебания будут достигать в интервале незацементированных обсадных труб, наименьшей – в интервале зацементированных. Диаграмма АКЦ привязывается к диаграммам, полученным в открытом стволе. Для этого совместно с АКЦ регистрируются диаграммы локатора муфт (ЛМ) и гамма каротажа (ГК), которые используются для корреляции всех последующих работ. Герметичность колонн проверяют опрессовкой колонн согласно «Инструкции по испытанию скважин на герметичность» [71].

Расчет хвостовиков производится в соответствии с «Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин», ВНИИТнефть, 1997 г. [78]. Для герметизации резьбовых соединений труб отечественного производства используются смазки Р-402. Оснастка хвостовиков производится в соответствии с «Инструкцией по креплению нефтяных и газовых скважин», НПО «Бурение», 2000 г. [72] и «Типовыми технико-технологическими решениями на бурение боковых стволов из эксплуатационных скважин на основе использования современных технических средств и технологий/ ОАО «НК «ЛУКОЙЛ» [85]. Устье скважин оборудуются согласно действующим регламентирующим документам.

При производстве работ по спуску и креплению хвостовиков необходимо чтобы обеспечивалась нормальная работа всех применяемых элементов технологической оснастки, т.е. при активации одного элемента не происходила самопроизвольная активация, блокировка или разрушение другого элемента технологической оснастки, поэтому весь запланированный для спуска комплект технологической оснастки должен быть производства одной фирмы-изготовителя.

4.2 Технология вскрытия продуктивных пластов

Выбор буровой установки для капитального ремонта существующего фонда скважин методом зарезки боковых стволов осуществляется согласно «Правилу безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [74]. Бурение предполагается вести турбинным способом, с использованием винтовых забойных двигателей в интервале зарезки – проектный забой. Долота импортного и отечественного производства должны обеспечивать максимально возможную механическую скорость. Оптимальные режимы бурения должны разрабатываться с учетом опыта строительства предыдущих скважин и результатов авторского надзора за соблюдением проектных решений при строительстве скважин. При капитальном ремонте существующего фонда скважин методом зарезки боковых горизонтальных стволов в компоновку низа бурильной колонны (КНБК) необходимо включать телесистему, проводящую каротаж в реальном времени (LWD). Существует множество конструкций телесистем типа LWD, которые позволяют проводить тот или иной комплекс каротажа. При строительстве скважин в Пермском крае хорошо себя зарекомендовали телесистемы LWD «EcoScope» компании «Шлюмберже». Регистрируемые параметры данной телесистемы позволяют при ее применении сократить комплекс окончательного каротажа.

Тип и свойства промывочных жидкостей должны выбираться с учетом горно-геологических условий проводки скважин, причем минимальная плотность бурового раствора определяется в соответствии с правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности [74]. При уточнении горно-геологических условий проводки скважин по результатам бурения, свойства промывочных жидкостей должны корректироваться. Алгоритм выбора бурового раствора на Южной группе месторождений представлен на рис. 4.1.

Требования, предъявляемые к промывочным жидкостям:

· промывочные жидкости должны обладать достаточной плотностью для предупреждения газонефтеводопроявлений;

· промывочные жидкости должны обеспечивать устойчивость стенок скважины;

· свойства промывочной жидкости должны при проектной интенсивности промывки обеспечивать очистку забоя и вынос выбуренной породы из скважины;

· промывочная жидкость должна обладать хорошей смазывающей способностью;

· влияние промывочных жидкостей при вскрытии продуктивных пластов на коллекторские свойства пласта должно быть минимальным или отсутствовать;

· свойства промывочных жидкостей не должны препятствовать получению хороших данных при проведении проектного комплекса геофизических исследований (ГИС).

Рисунок 4.1 – Алгоритм выбора бурового раствора

Исходя из опыта строительства скважин на соседних месторождениях, в соответствии с конструкциями и горно-геологическими условиями проводки скважин, также учитывая опыт строительства скважин в Пермском крае в целом, рекомендуется использовать следующие промывочные жидкости (рис. 4.2):

Рисунок 4.2 - Интервалы применения промывочных жидкостей

Основными причинами снижения проницаемости прискважинной зоны являются репрессия, продолжительность её действия, химический состав рабочих жидкостей и их фильтратов, а также дисперсность твердой фазы в применяемых растворах. Общими требованиями к буровому раствору, предназначенному для вскрытия продуктивного пласта, проведения перфорационных и других технологических операций в скважине, при которых неизбежно контактирование его с компонентами пластовой системы, являются [80]:

- способность быстро формировать на стенках скважины практически непроницаемую фильтрационную корку, препятствующую проникновению фильтрата в пласт на значительную глубину;

- состав фильтрата бурового раствора должен обеспечивать возможность быстрого расформирования зоны проникновения без заметных остаточных явлений при практикуемых на стадии вызова притока депрессиях на пласт;

- твердая фаза бурового раствора должна полностью растворяться в кислотах, что позволит удалять её из ПЗП;

- гранулометрический состав твердой фазы должен обеспечивать минимальное проникновение её в поры и трещины продуктивного пласта.

Для вскрытия продуктивного пласта боковым стволом применяется безглинистый буровой раствор ББР-СКП-МГ и малоглинистый буровой раствор МГБР-ПМГ. Для вскрытия продуктивного пласта боковым горизонтальным стволом применяется инвертно-эмульсионный буровой раствор ИЭР.

ББР-СКП-МГ и МГБР-ПМГ характеризуются следующими свойствами:

- псевдопластичными реологическими характеристиками для обеспечения необходимой выносной и удерживающей способности бурового раствора и снижения гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора;

- высокими смазывающими и гидрофобизирующими свойствами для улучшения условий работы породоразрушающего инструмента на забое, облегчения прохождения бурильной колонны по стволу скважины и предотвращения прихватов;

- высокими ингибирующими свойствами, низкой скоростью проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, низким поверхностным натяжением фильтрата на границе с углеводородной жидкостью для сохранения устойчивости глинистых пород;

- незначительным влиянием на фильтрационно-емкостные свойства коллектора при проникновении фильтрата бурового раствора в пласт.

Кроме того, применение этих растворов оказывает минимальное воздействие на изменение проницаемости призабойной зоны пласта за счёт использования в качестве его основы полимерных реагентов полисахаридного ряда, подверженных био и ферментативной деструкции, а также за счет наличия в составе в необходимой концентрации поверхностно-активных веществ, снижающих поверхностное натяжения фильтрата бурового раствора на границе с углеводородной жидкостью. Растворы обеспечивают сохранение естественных коллекторских свойств продуктивного пласта за счёт быстрой и полной деструкцией реагентов, входящих в его состав после взаимодействия с раствором реагента Дестройт (деструктор полимерных реагентов), что в свою очередь позволяет получить проектные дебиты при малых сроках освоения скважин.

В процессе бурения производится обязательный контроль следующих параметров бурового раствора: плотности, условной вязкости, показателя фильтрации, рН, динамического напряжения сдвига, пластической вязкости, прочности геля, минерализации, жесткости, содержание калия. Плотность бурового раствора должна быть минимально необходимой согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

При строительстве скважин, профиль которых предполагает, что зенитный угол в терригенных отложениях превышает 70° и интервал бурения на растворе более 300 м, или зенитный угол в терригенных отложениях превышает 75°, или угол в терригенных отложениях превышает 60° и интервал бурения на растворе более 500 м, рекомендуется использовать инвертно-эмульсионный буровой раствор (ИЭР).

Буровые растворы на неводной основе позволяют успешно решать проблемы предупреждения гидратации и потери устойчивости терригенных пород, а при оптимальном подборе ингредиентов имеют структурно-реологические свойства, обеспечивающие удержание и вынос шлама из сильно искривленных и горизонтальных участков ствола скважины. Кроме того, буровые растворы на неводной основе обладают высокими триботехническими и смазывающими свойствами.

Инвертно-эмульсионный буровой раствор (ИЭР) содержит в качестве олеофильной фазы минеральные, синтетические и растительные органические жидкости, системы на основе нефти и дизтоплива.

В качестве углеводородной основы ИЭР помимо дизельного топлива могут использоваться низковязкие минеральные масла: Минол-12, Эколайт; судовое и печное топливо, имеющие температуру вспышки  в закрытом тигле более 61 °С. Использование в рецептуре ИЭР легковоспламеняющихся жидкостей (согласно ГОСТ 12.1.044-89 жидкости с температурой вспышки не более 61 °С в закрытом тигле или 66 °С в открытом тигле относятся к легковоспламеняющимся) не допустимо.

С целью входного контроля качества партий углеводородных жидкостей, используемых для заготовки ИЭР, перед отправкой на скважину проба углеводородной жидкости должна быть проанализирована в лаборатории Филиала «ПермНИПИнефть»  на соответствие указанным в паспорте качества показателям свойств, а также проведен анализ температуры вспышки ИЭР, приготовленного на основе пробы углеводородной жидкости.

ИЭР характеризуется следующими свойствами:

- сохраняет коллекторские свойства продуктивных пластов за счет низкого показателя фильтрации при повышенных перепадах давления (состав фильтрата – масло) и предупреждения необратимой кольматации пласта благодаря отсутствию в рецептуре реагентов с высоким содержанием нерастворимых коллоидных частиц;

- обладает высокой удерживающей и выносной способностью, обеспечивающей качественную очистку ствола наклонных и горизонтальных участков ствола скважины;

- обладает инертностью к разбуриваемым породам, низким поверхностным натяжением фильтрата, низким коэффициентом трения порода-металл и металл-металл и др.;

- являются агрегативно и седиментационно устойчивыми, электростабильными и сохраняют свои исходные реологические параметры при воздействии дестабилизирующих факторов (глины, пресной и минерализованной воды, цемента).

 В зависимости от технико-экономической целесообразности возможны два пути использования инвертно-эмульсионного раствора в новом технологическом цикле [81]:

1 вариант – целенаправленное разрушение эмульсии для разделения бурового раствора на углеводородную и водную фазы, с дальнейшим использованием углеводородной фазы для приготовления бурового раствора, либо в качестве смазывающей добавки.

2 вариант – очистка раствора от выбуренной породы, вывоз на хранение в емкостях, защищенных от попадания атмосферных осадков, дальнейшее использование неразрушенного бурового раствора при бурении последующих скважин. Также возможно использование его в качестве смазывающей и антиприхватной добавки в безглинистых буровых растворах.

В зависимости от технико-экономической целесообразности возможны два пути использования инвертно-эмульсионного раствора в новом технологическом цикле (рис.9.2.3):

1 вариант – целенаправленное разрушение эмульсии для разделения бурового раствора на углеводородную и водную фазы, с дальнейшим использованием углеводородной фазы для приготовления бурового раствора, либо в качестве смазывающей добавки.

2 вариант – очистка раствора от выбуренной породы, вывоз на хранение в емкостях, защищенных от попадания атмосферных осадков, дальнейшее использование неразрушенного бурового раствора при бурении последующих скважин. Также возможно использование его в качестве смазывающей и антиприхватной добавки в безглинистых буровых растворах [82, 83].

4.3 Технологии освоения скважин и подготовки их к эксплуатации

Комплекс работ по освоению нагнетательных скважин такой же, как при освоении добывающих скважин. Этот комплекс остается неизменным и для скважин, которые проектированы как нагнетательные, но вначале эксплуатируются как добывающие. По окончании отбора нефти из таких скважин, с целью перевода их под нагнетание, проверяют соответствие их технического состояния «Инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность» [71] и проводят обычный комплекс работ по освоению нагнетательных скважин.

Комплекс работ по освоению скважин должен предусматривать мероприятия, обеспечивающие [77]:

· приток, близкий к ожидаемому дебиту по нефти и обводненности продукции (на основании данных промысловой геофизики, физических и гидродинамических свойств вскрываемого объекта, интервала и плотности перфорации и др.);

· сохранение целостности скелета пласта в призабойной зоне;

· предотвращение прорыва пластовой воды (подошвенной, нижней и верхней) и газа из газовой «шапки», перетока жидкости между пластами (интервалами перфорации);

· сохранность эксплуатационной колонны;

· предотвращение неконтролируемых фонтанных проявлений;

· сохранность, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны;

· охрану недр;

· охрану окружающей среды и соблюдение техники безопасности.

Освоение производится в скважинах, техническое состояние которых отвечает требованиям «Инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность».

Вызов притока производят свабированием. Величина депрессии на пласт выбирается с учетом конкретных геолого-физических характеристик пласта, степени его загрязнения в процессе вскрытия и ограничений по допустимому перепаду давления на зацементированное заколонное пространство. Величина депрессии на пласт, исходя из условий герметичности заколонного пространства, ограничивается величиной не более 2 МПа на один метр разобщающей перемычки. Освоение осуществляется до полной замены жидкости перфорации на нефть (два объема скважины). Полноту освоения контролируют путем отбора глубинных проб жидкости. После освоения каждая скважина исследуется на трех режимах.

Технология интенсификации и вызова притока должны согласовываться между собой в соответствии с целями освоения. Это достигается правильным выбором рабочих агентов, своевременной очисткой ПЗП от продуктов, образовавшихся в результате воздействия на призабойную зону пласта до их закрепления там, обеспечением необходимой и допустимой интенсификации воздействия.

При выборе способов воздействия на пласт следует руководствоваться следующими положениями:

- асфальто-смолистые отложения удаляются органическими растворителями;

- водная блокировка пласта устраняется обработкой пласта ПАВ, гидрофобизаторами (снижением межфазного натяжения на границе пластовая вода-нефть);

- гидравлическим разрывом воздействуют на монолитные низко-проницаемые пласты порового типа;

- для пластов порово-кавернозных и порово-трещинных предпочтительнее кислотное воздействие в сочетании с гидроразрывом и термическим воздействием;

- при необходимости проводится дополнительная перфорация всего пласта или отдельных прослоев;

- низкопроницаемые пласты, содержащие асфальто-смолистые и парафинистые нефти с температурой кристаллизации парафина, близкой пластовой, предпочтительнее обрабатывать термохимическими и термокислотными способами.

Учитывая геолого-технологические условия заканчивания скважин на месторождении (тип коллектора, коллекторские свойства, свойства и параметры нефти) рекомендуется после перфорации произвести интенсификацию модифицированным кислотным составом для карбонатных коллекторов, сочетающим свойства гидрофобизатора пористой среды, деэмульгатора нефти и ингибитора солянокислотной коррозии промыслового оборудования. Недостатками существующих технологий с использованием соляной кислоты являются следующие моменты:

- обработке подвергается наиболее проницаемая обводненная толщина продуктивного пласта, что увеличивает обводненность добываемой продукции;

- соляная кислота обладает высокой скоростью реакции, что не позволяет обработать пласт на требуемую глубину;

- высокое межфазное натяжение соляной кислоты на границе с нефтями создает дополнительное сопротивление фильтрации кислоты в нефтенасыщенную часть пласта;

- образование прочных эмульсий при кислотных обработках в карбонатных и терригенных коллекторах.

Модифицированный кислотный состав обладает рядом преимуществ:

высокая проникающая способность в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта за счет низкого межфазного натяжения на границе модифицированный кислотный состав – нефть;

- эффективное предотвращение образования стойких высоковязких эмульсий, приводивших к осложнениям при освоении скважин.

Расход состава составляет 1-1,5 м³ на метр перфорации.

Для терригенных коллекторов рекомендуется модифицированный кислотный состав комплексного действия, который наряду с минеральными кислотами содержит комплекс поверхностно-активных веществ (ПАВ) и сочетает свойства гидрофобизатора пористой среды, деэмульгатора нефти и ингибитора кислотной коррозии нефтепромыслового оборудования. Модифицированный кислотный состав обладает рядом преимуществ по сравнению с глинокислотой (табл. 9.2.4):

- высокая проникающая способность в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта вследствие низкого межфазного натяжения на границе кислотный состав-нефть;

- эффективное предотвращение образования высоковязких нефтекислотных эмульсий, способных привести к осложнениям при освоении скважин после кислотной обработки. При использовании модифицированного кислотного состава эмульсии не образуются даже в присутствии продуктов реакции кислотного состава с породой. После отстаивания нефть имеет те же параметры, что и до обработки её кислотным составом;

- замедление скорости реакции состава с породой в 2 раза по сравнению с глинокислотой. После обработки образцов керна модифицированным кислотным составом проницаемость для нефти возрастает на 30-50%.

Закачка состава проводится с применением двухпакерных систем, отсекающих обсадную колонну от остальной части эксплуатационной колонны.

Возможно применение других кислотных составов, которые показали свою высокую эффективность в сходных геолого-технических условиях.

Таблица 4.3 - Состав и свойства жидкости для освоения скважин (ББР-СКП-МГ, МГБР-ПМГ, ББР-СКП)

Для сохранения активности кислородсодержащего деструктора жидкость перфорации готовится непосредственно перед закачкой в скважину. Плотность жидкости освоения обеспечивается использованием солевого состава МНК и определяется необходимой величиной противодавления на продуктивный пласт в период освоения. При использовании данного утяжелителя не образуется вторичных осадков при взаимодействии жидкости освоения с пластовыми флюидами, а также исключаются коррозионные процессы. Реверсмол марки В представляет собой реагент из класса неионогенных ПАВ, который предупреждает дополнительную кольматацию ПЗП продуктами реакции, облегчая их удаление из ПЗП при депрессии в период освоения, обеспечивает повышение нефтепроницаемости ПЗП и предупреждает образование водонефтяной эмульсии в ПЗП и в стволе скважины.

Если жидкостью перфорации или освоения заполняют только интервал перфорации или плотность выбранного водного раствора солей не обеспечивает достаточного противодавления, то выше интервала перфорации закачивают жидкость, создающей противодавление на пласт.

Для предотвращения смешивания жидкости перфорации или жидкости освоения с жидкостью, создающей противодавление на пласт, используют буферную пачку – разделительную жидкость, несмешивающуюся с жидкостью перфорации. В качестве такой жидкости рекомендуется использовать жидкости на углеводородной основе или вязко-упругий состав (ВУС).

Жидкость перфорации и освоения в полной мере отвечает требованиям, предъявляемым к жидкостям для вторичного вскрытия продуктивного пласта, и характеризуется:

- совместимостью с пластовыми флюидами (не образует осадков и эмульсий при взаимодействии с пластовой водой, нефтью);

- высокими ингибирующими свойствами по отношению к глинистой составляющей коллектора;

- технологичностью с точки зрения простоты приготовления, хранения и использования;

- низкой коррозионной активностью;

- низким поверхностным натяжением на границе с нефтью (не более 0,02 Н/м);

- экологической безопасностью;

- пожаро – и взрывобезопасностью.

Кроме того, эти жидкости за счет низких структурно-реологических свойств не препятствуют движению перфораторов и других инструментов (приборов) в стволе скважины.

На скважинах, заканчиваемых боковыми горизонтальными стволами, коллектор которых представлен карбонатными породами, в случае использования для первичного вскрытия буровых растворов на углеводородной основе рекомендуется использовать гидрофильный кислотно-мицеллярный состав на основе концентрата КМС-В. Как правило, на таких скважинах предусмотрено проведение кислотных обработок и других технологических операций с использованием жидкостей на водной основе. Предварительная очистка зоны кольматации гидрофильным кислотно-мицеллярным составом позволяет разрушать фильтрационный экран, сформированный на этапе первичного вскрытия продуктивного пласта с использованием ИЭР. За счет гидрофилизации ПЗП значительно усиливается эффективность традиционных кислотных обработок.

4.4 Анализ структуры фонда скважин

Эксплуатационный фонд представлен 16 действующими добывающими скважинами и четырьмя нагнетательными. Кроме того, одна скважина пребывает в консервации, три добывающие ликвидированы после эксплуатации. Эксплуатация объекта осуществляется возвратным фондом скважин (переведенных с турнейского и визейского объектов).

На дату анализа весь добывающий фонд (16 скважин) механизирован установками ШГН. Дебиты нефти по скважинам изменяются от 0,02 т/сут (скв. № 133) до 4,6 т/сут (скв. № 157), при средних значениях по нефти – 2,1 т/сут, по жидкости – 5,6 т/сут, обводненности – 61,9 %. Подробная характеристика работы скважин приведена в (Табл. 4.4).

Таблица 4.4 – Характеристика работы скважин по состоянию на 01.01.2022. Маячное месторождение. Объект C₂b (Бш₁)

4.5 Анализ технологических режимов работы добывающих скважин

Промышленная нефтеносность на Маячном месторождении приурочена к карбонатным отложениям турнейского (пласт С1t (Т)), башкирского (пласт C2b (Бш₁)) ярусов и терригенным отложениям визейского яруса (пласт С1tl (Тл₂)).

Эксплуатация скважин осуществляется механизированным способом. Действующий добывающий фонд на 01.01.2020 состоит из 31 скважины. При механизированном способе добычи используются, в основном, штанговые глубинные насосы (ШГН), ими оборудованы 25 скважин:

В скважину № 167 с боковым стволом спущен насос СПР-44/18 с клапаном с принудительным закрытием.

Установки электроцентробежных насосов (ЭЦН) спущены в 5 скважинах:

Скважина № 272 эксплуатируется установкой штангового винтового насоса ШВН-21.

Параметры технологического режима работы добывающих скважин Маячного месторождения по состоянию на 01.01.2020 г. даны в таблице 4.5.

Все добывающие скважины на Маячном месторождении работают в постоянном режиме.На скважинах №№ 133, 135, 15, 151, 153, 252 и 272 обводненность продукции составляет более 90%. На них запроектированы мероприятия по изоляции обводненных пропластков, а также бурение боковых стволов, КГРП и обработки призабойных зон, с целью увеличения нефтеотдачи пласта.

Добывающие скважины работают с коэффициентами подачи насосов от 0,1 до 1,3 (таблица 4.5). Анализ параметров технологического режима добывающего фонда показал, что более чем у 25 % добывающего фонда коэффициенты подачи насосов меньше 0,5. Низкие коэффициенты подачи связаны с различными причинами: снижением притока флюида к забою скважин, неудовлетворительной работой скважинного оборудования и низкими динамическими уровнями жидкости в скважинах. Для повышения эффективности работы скважинного оборудования проводят следующие мероприятия:

? уменьшение параметров СК;

? смена насосов на насосы меньшей производительности (при отказе);

? внедрение частотных преобразователей;

? проведение мероприятий по интенсификации притока.

Рекомендуемые мероприятия по увеличению коэффициента подачи насосов и повышению эффективности использования скважин приведены в таблице 4.5.

Таблица 4.5 – Параметры технологического режима работы добывающих скважин Маячного месторождения и рекомендуемые мероприятия по повышению эффективности работы насосного оборудования и эксплуатации скважин