ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Комплексный волновой метод эффективно прошел испытания на 32 скважинах месторождений «ООО «PH – Пурнефтегаз». Дополнительная добыча за 6 месяцев составила 43409,5 тонн нефти, при среднем приросте дебита нефти на скважину 4 т/сут, при продолжительности эффекта более 6,0 месяцев. Главным фактором успешности метода в скважинах после ГРП является обработка интервала перфорации большим объемом рабочей жидкости под давлением в виде упругой волны, способствующей очистке от кольматанта в ПЗП. Не менее важным является химическое растворение загрязнений и разрушение, оттеснение остатков загрязнений вглубь пласта, освобождение каналов для фильтрации пластовых флюидов. Оптимальное сочетание расхода и объема рабочей жидкости с селективной кислотной обработкой, а также высокие гидравлические колебания позволяют восстановить продуктивность добывающих скважин с проведенными ранее ГРП.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1.Волновая комплексная обработка пласта с применением ВГМ позволяет восстанавливать продуктивность скважины после проведения ГРП не только наклонно-направленных скважин, но и пологогоризонтальных, горизонтальных и скважин со вторыми стволами.

2.Выявлено, что очистка ПЗП при виброволновом воздействии с ВГМ происходит: за счет создания перепадов давления в жидкости в гидроударном режиме с низкой частотой разрушением кольматирующих отложений с приведением их в дисперсное состояние, селективным гидрокислотным растворением загрязнений и части породы коллектора; рассредоточения (оттеснением) загрязняющего состава в пласте на такой объем, при котором его концентрация уменьшается, и соответственно, его влияние на фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта сводятся к нулю.

3.Метод успешно прошел апробирование в скважинах Хохряковской группы месторождений, на месторождениях «ООО «PH – Пурнефтегаз». Проведенный анализ показывает перспективность применения метода на других месторождениях региона.

Список литературы

1.Апасов Т.К. Анализ проведения ГРП на примере юрских пластов. Нефть и газ Западной Сибири. Том 1. – Тюмень: ТюмГНГУ, - 2003, - С.98.

2.Нургалеев P.M., Шагиев Р.Г., Кучумов Р.Я. Исследования влияния частоты гидравлических ударов на изменение коэффициента проницаемости керна // Тр.

УНИ. – 1972. – Вып. 8. – С. 144-148.3

3.Промысловые и лабораторные эксперименты по закачке воды при переменном давлении нагнетания на устье / Р.А. Максутов, А.В. Валиуллин, И.Ф. Глумов и др. // Нефтепромысловое дело, 1973. – № 11. – С. 20-21.

281

АНАЛИЗ РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ДЕЙСТВУЮЩЕГО ПОЛИГОНА ЗАХОРОНЕНИЯ СТОЧНЫХ ВОД

НА ЗАПАДНО-ТАРКОСАЛИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Тоболкина Е.А., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Вадминистративном отношении Западно-Таркосалинское месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Вгеографическом отношении месторождение находится в зоне лесотундры, орографически район работ представляет собой пологохолмистую равнину, в значительной степени переработанную эррозионными и криогенными процессами. Абсолютные отметки рельефа колеблются от 27,2 до 42,3 м. Большая часть территории заболочена и покрыта озерами. Заболоченность составляет (25-40) %, озерность (5-10) %. Размеры озер достигают (2-3) км в поперечнике, в большинстве случаев глубина их не превышает (0,8-1,0) м. Болотные ландшафты представлены плоскобугристыми мерзлыми болотами, имеющими кустарниково-лишайниково- моховой покров на буграх и травяно-моховой в понижениях. Северотаёжные ландшафты представлены редкостойными сосноволиственичными лесами, а вдоль реки Пур произрастают долинные сосновые, еловые, кедровые, лиственничные и березовые леса в сочетании с ивняками и лугами. Залесенность составляет 30 %. В целом, территория месторождения характеризуется типичным для северной зоны животным и растительным миром.

Проектное водоотведение на Западно-Таркосалинском месторождении показано в табл. 1.

Таблица 1

Проектное водоотведение объектов Западно-Таркосалинского газового промысла (по данным «ВНИПИгаздобыча», 1993 г.)

Полигон захоронения сточных вод расположен в 600 метров южнее центра площадки УКПГ Западно-Таркосалинского газового промысла. По-

282

лигон захоронения стоков располагается в пределах горного отвода, представленного в свое время для разработки газовой залежи в отложениях сеномана. Захоронению в сеноманский поглощающий горизонт подлежат:

-пластовые воды, добываемые попутно с газом и отделяемые от него в технологических корпусах подготовки газа и на установках регенерации триэтиленгликоля (ТЭГа) и метанола;

-производственные стоки, образующиеся при промывке фильтров установок обезжелезивания и химводоподготовки и при промывке аппаратов технологических корпусов;

-хозяйственно-бытовые стоки от подсобно-вспомогательных помещений и от сантехнических приборов технологических корпусов.

Принципиальная схема подготовки сброса стоков состоит в следующем. Промстоки от технологических корпусов подготовки газа, от установок регенерации триэтиленгликоля (ТЭГа) и метанола, от установок обез-

железивания и химводоподготовки подаются в две накопительные емкости объемом по 50 м3. После них весь поток проходит последовательную очистку на нефтеловушке, доочистку на опытно-промышленной установке от

мехпримесей и нефтепродуктов, глубокую доочистку на песчаных фильтрах подается в два резервуара очищенных стоков объемом по 50 м3. Хозбытовые стоки предварительно проходят очистку на установке «Биодиск100», затем также подаются в резервуары очищенных стоков. По мере наполнения этих емкостей, объединенные стоки закачиваются насосами в поглощающую скважину. Закачиваемые в недра стоки представляют собой смесь пластовых и технологических вод УКПГ и характеризуются концен-

трациями загрязняющих веществ (мг/л). Для закачиваемых вод характерно повышенное содержание взвесей - (112-297) мг/дм3, общего железа (6,7821,7) мг/дм3, рН - 6-8, метанол до 80 г/дм3, ТЭГ - 0,15 мг/дм3. Приведенные данные показывают непригодность сточных вод с такими показателями для целей ППД в юрские отложения.

Проведенные «ВолгоУралНИПИгазом» лабораторные исследования,

атакже сам опыт закачки стоков свидетельствуют о совместимости закачиваемых стоков с пластовыми сеноманскими водами. При этом образования каких-либо осадков не происходит, наблюдается лишь разбавление сточных вод в пластовых. Горные породы пласта коллектора по отношению к стокам инертны.

Учитывая наличие мощного турон-палеогенового водоупора, а также основываясь на результатах многочисленных наблюдений по действующим полигонам захоронения на других месторождениях, можно констатировать, что при подземном захоронении стоков обеспечивается экологическая безопасность окружающей среде на территории месторождения, включая источники питьевого водоснабжения.

Подземное захоронение стоков производится в сеноманский водоносный горизонт под эксплуатируемую газовую залежь с 1996 г. Объем за-

283

качки промстоков, по данным ООО «Газпром добыча Ноябрьск» за 19962008 гг. составляет в среднем до 200 м3/сут при давлении (0,5-3,4) МПа. Толщина водоносных отложений сеномана на Западно-Таркосалинском месторождении равна в среднем 150 м, из них эффективная мощность - 120м. Дебиты скважин колеблются в пределах от 120 до 490 м3/сут при репрессии на пласт от 1,6 до 2,4 МПа. Воды сеноманских отложений хлоридные натриевые с минерализацией от 17 до 18 г/л, насыщены газом (в основном метаном) от 1 до 3 г/л. Начальный статический уровень подземных вод сеноманского горизонта в наблюдательной скважине 1180-Н отбит на глубине 13 м, текущий - (246-278) м. Для закачки стоков используются две поглощающие скважины: 2-П - рабочая и 1-П - резервная, расположенные на полигоне захоронения в 600 м к югу центра УКПГ. Расстояние между скважинами 40 м. Скважины пробурены в 1996 г. Глубина скважин (12601267) м. Конструкция: направление 324 мм - 20 м, кондуктор 245 мм - (564-559) м, рабочая колонна 168 мм - (1259-1265) м. Залеж работает в уп- руго-водонапорном режиме, это значит, что скважины будут обводняться, дебиты нефти после появления в скважинах воды уменьшаются вследствие увеличения доли воды в жидкости, этот фактор повлияет на увеличение объемов закачки вод в пласт. [4]

С 2015 года на месторождении вводится система ППД возрастает объем попутно добываемой воды. Появляется необходимость перерасчета фильтрационных параметров коллекторов и растекаемости на ЗападноТаркосалинском месторождении.

Для осуществления контроля за эксплуатацией системы подземного захоронения на Западно-Таркосалинском месторождении пробурены две наблюдательные скважины - 1180-Н и Н-1. Скважина 1180-Н глубиной 1200 м предназначена для наблюдения за распространением стоков в сеноманском поглощающем горизонте и расположена в 875 м и юго-западу от полигона захоронения. Скважина Н-1 глубиной 230 м предназначена для контроля качества воды олигоценового водоносного комплекса и расположена в непосредственной близости от устья поглощающих скважин (в 20 м юговосточнее). [5]

Наблюдения за процессом захоронения стоков заключаются также в определении количества закачиваемых стоков, замерах устьевого давления в поглощающей скважине и анализе стоков. Учитывая компонентный состав сточных вод и благоприятные геолого-гидрогеологические условия их захоронения в пределах месторождения, лицензионным соглашением не предусматривается особая регламентация концентраций тех или иных ингредиентов. Исключение составляют взвешенные частицы (механические примеси) и нефтепродукты, от концентрации которых зависит эффективность работы системы скважина - поглощающий пласт. В этой связи содержание в закачиваемых стоках нефтепродуктов и взвешенных частиц не

284

должно повышать соответственно 20 мг/л, что достигается путем их специальной подготовки на очистных сооружениях.

Список литературы

1.Методические рекомендации по обоснованию выбора участков недр для целей, не связанных с добычей полезных ископаемых. М., ФГУ «ГКЗ», 2007.

2.Региональные стратиграфические схемы триасовых и юрских отложений Западной Сибири (приняты VI межведомственным совещанием 16 октября 2003 г. и утверждены МСК РФ 09 апреля 2004 г.).- Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004.-114 е., прил. 3 на 31 листе.

3.Региональные стратиграфические схемы мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины (приняты Тюменским межведомственным региональным совещанием 18.05.1990 и утверждёнными МСК СССР 30.01.1991) Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1981. -20 л.

4.Иващенко А.Е., Кадырова JI.C., Таужнянский Г.В. и др. Пересчет запасов свободного газа сеноманской залежи Западно-Таркосалинского месторождения Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области по состоянию на 01.01.2000Тюмень: ЗапСибГеоНАЦ, 2000.

5.Рекомендации по гидрогеологическим исследованиям при проектировании подземного захоронения сточных вод на нефтегазовых месторождениях ОАО «Газпром» в Западной Сибири.

АНАЛИЗ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ МЕГИОНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Кальва И.С., Синцов И.А., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Мегионское месторождение нефти расположено между Ватинским (запад и юго-запад), Мыхпайским (восток) и Самотлорским (север) месторождениями. В административном отношении месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 40 км от г. Нижневартовска.

Площадь месторождения представляет собой слабопересеченную равнину, приуроченную к пойме и надпойменным террасам реки Оби, которая протекает вдоль юго-западной границы месторождения. Изучаемая площадь сильно заболоченная с многочисленными мелкими озерами и протоками.

Промышленная нефтеносность в пределах Мегионского месторождения установлена в верхнеюрских и меловых отложениях – 14 продук-

тивных пластов (АВ11-2, АВ13, АВ21, АВ22, БВ81, БВ82, БВ83, БВ100, БВ101,БВ15-

16, БВ17, БВ18-21, БВ22, ЮВ11).

Продуктивные пласты представлены терригенными породами и принадлежат к поровому типу. Залежи, в основном, пластовые сводовые, литологически ограниченные.

285

Таблица 1

Анализ выработки запасов Мегионского месторождения

Коэффициент извлечения нефти по категории запасов АВС1 составля-

ет 0,473 д.ед. (см. табл. 1).

Основная доля запасов сосредоточена на объекте БВ8 – 68,3%. На объекты АВ1-2 и БВ10 приходится 12,7% и 8,9%от начальных извлекаемых запасов нефти соответственно. На объекте ЮВ11 сосредоточено 5,8% запа-

сов, на объекте АВ11-2 – 4%, на объекте БВ15-22 – 0,3%.

По состоянию на 01.01.2011 г. в разработке находятся пять объектов:

АВ1-2, БВ8, БВ10, БВ15-22, ЮВ11. Объект АВ11-2 находится на стадии доразведки.

Месторождение введено в разработку в 1964 г., характеризуется высокой степенью выработки запасов, отбор от НИЗ составляет 77,3%.

За 2010 г. в целом по месторождению отобрано 1302,7 тыс. т нефти при темпе отбора от НИЗ 1,4%, от ТИЗ – 5,9%. Максимальный темп отбора от НИЗ был достигнут в 1973 году – 4,1%. Накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.2011 г. составляет 70016,7 тыс. т (табл. 2).

Текущий коэффициент извлечения нефти составляет 0,365. Остаточные извлекаемые запасы месторождения по состоянию на 01.01.2011 г. по категории АВС1 – 20600 тыс. т, что составляет 71,5 тыс. тонн на одну действующую добывающую скважину. Кратность выработки запасов – 16 лет.

286

Таблица 2

Показатели выработки запасов нефти Мегионского месторождения по состоянию на 01.01.2011 г.

287

В действующем фонде находятся 288 скважин, среднегодовая обводненность добывающего фонда – 91,4%, накопленный ВНФ – 2,9 д.ед. (рис. 3). Соотношение добывающих и нагнетательных скважин – 3:1.

Рис. 3. Зависимость накопленных отборов нефти от накопленных отборов воды. Мегионское месторождение

За весь период разработки месторождения в эксплуатации пребывало 522 скважины. Накопленная добыча нефти в среднем на одну скважину – 134,1 тыс. т. 139 скважин отобрали более 100 тыс. т нефти, что в сумме составляет 83,7% от накопленной добычи нефти в целом по месторождению. В том числе скважины с добычей свыше 300 тыс. т отобрали 66,1% от накопленной добычи нефти в целом по месторождению (68 скв.). В данной категории в среднем на одну скважину приходится 680,9 тыс. т нефти (рис. 4).

Накопленная добыча нефти по большинству скважин (73% – 383 скв.) не превышает 100 тыс. т, суммарный объем добычи по этим скважинам составляет 11391,3 тыс. т нефти (16,3%). В том числе по 223 скважинам (43%) – накопленная добыча нефти на одну скв. не превышает 30 тыс.

т(3,5% от накопленной добычи в целом по месторождению).

Кскважинам с накопленной добычей свыше 300 тыс. т нефти относятся скважины, введенные в эксплуатацию в период с 1964 г по 1980 г (56 скв.) и длительное время находящиеся в эксплуатации. Скважины данной категории характеризуются также высокими входными дебитами нефти (300-560 т/сут) и работой со стабильно высокими дебитами нефти (100-500 т/сут) в течение длительного периода эксплуатации (10-15 лет).

288

На рис. 7. представлена динамика прогнозных извлекаемых запасов нефти Мегионского месторождения по различным характеристикам вытеснения (табл. 4).

Таблица 4

Прогнозные показатели по характеристикам вытеснения. Мегионское месторождение

В условиях данного месторождения сходимость в накопленной добыче нефти на 1.01.2011 г. по различным характеристикам вытеснения составляет в среднем 2%. Согласно расчетам прогнозные извлекаемые запасы нефти изменяются от 79823,9 до 83483,7 тыс. т (88-92% от НИЗ). Не вовлеченные в разработку запасы нефти оцениваются на уровне 7133,3- 10793,1 тыс. т (8-12% от НИЗ)., большая часть из них сосредоточена в неразбуренных зонах.

Прогнозный КИН при сложившейся системе разработке составляет 0,416-0,435 д.ед. при числящимся на Госбалансе 0,473. На одну действующую скважину приходится 28,7-37,5 тыс.т остаточных извлекаемых запасов нефти. Обеспеченность запасами месторождения по различным характеристиками вытеснения составляет от восьми до десяти лет.

290