3.Технологическая часть

3.1.Принципы разработки месторождения

Мамонтовское газонефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 30-35км к северо-западу от г. Сургута.

Лицензия на право пользования недрами ХМН № 00408 НЭ выдана ОАО “Сургутнефтегаз” 18.12. 1996 г.

Мамонтовское месторождение открыто в 1971 году скважиной 62, давшей промышленный приток из пластов БС₁₀ и БС_1-2 и газа с нефтеконденсатной смесью из пласта АС_4-9. В промышленную разработку вступило в 1973 году, разбуривание начато в 1972году.

Разбуривание месторождения было начато согласно первичному документу “Обоснование опытно-промышленной эксплуатации первоочередного участка Мамонтовского месторождения”, выполненного институтом Гипротюменьнефтегаз и утвержденного в 1972 году ЦКР МНП (протокол № 360) для пластов БС₁ и БС₁₀.

Проектные документы на разработку месторождения составлялись по мере прироста и утверждения запасов нефти.

В период эксплуатационного разбуривания и доразведки месторождения уточнены контуры нефтеносности и газоносности пластов АС_4-8, АС₉, БС₁,БС₂,БС₁₀. Получены данные о нефтеносности юрских отложений.

Последним документом, согласно которому в настоящее время разрабатывается месторождение, является “Технологическая схема разработки Мамонтовского месторождения”, составленная СибНИИНП в 1994 году и утвержденная ЦКР МТЭ протокол № 1827 от 13.04.95г.

В промышленной эксплуатации находятся залежи нефти пластов АС_5-8, АС₉, БС_1-2, БС₁₀¹, БС₁₀, пробная эксплуатация пласта ЮС₂ осуществляется 11 углубленными скважинами вышезалегающих объектов разработки, 17 скважин работают на пласты ачимовской толщи.

Самым главным решением разработки Мамонтовского месторождения нефти является разработка объекта АС4-8 с применением горизонтальных скважин.

Залежь нефти пластов АС4-8 практически на всей площади представляет собой нефтяную оторочку, заключенную между обширной газовой шапкой и подстилающей ее подошвенной водой. Высота залежи небольшая, среднее расстояние между ГНК и ВНК –12м. Средняя эффективная газонасыщенная толщина составляет 9.7м, нефтенасыщенная  5.6м, водонасыщенная – 12.2 м.

Начальные извлекаемые запасы нефти категорий В+С₁ утверждены ГКЗ РФ в количестве 159.1 млн.т и относятся к категории трудноизвлекаемых. Начальные балансовые запасы газа газовой шапки составляют 220 млрд.м³.

Опытно-промышленные работы (ОПР) на группе пластов AC4-8 с применением вертикальных скважин (ВС) начаты в 1976 г. В юго-западной и центральной частях Моховой площади пробурено четыре пятиточечных элемента по сетке 600х600 м. В 1982 г. для проведения следующего этапа опытно-промышленных работ был выбран участок в северной части Моховой площади, в пределах которого скважины размещены по обращенной девятиточечной системе и сетке 400х400м. В 1989 г. начато расширение опытного участка по обращенной девятиточечной системе, а также сформирована одна ячейка замкнутой системы по раздельному отбору нефти и газа.

Геологические запасы нефти введенного в эксплуатацию участка составляют 51.8 млн.т, или 8.1% запасов нефти пластов AC4-8, отнесенных к категориям В+С₁.

С начала эксплуатации на 1.01.97 г. добыто 7.0 млн.т нефти. Коэффициент извлечения нефти (КИН) от запасов нефти разбуренного участка составил 0.135, от суммарных запасов пластов АС4-8 категорий В+С₁  0.012 при обводненности 91.2%. Утвержденный КИН по этой группе пластов 0.25.

Результаты проводимых ОПР показали, что добыча нефти сопровождается значительными отборами газа из газовой шапки. На каждую тонну добытой нефти приходится 965 м³ газа. Прорыв газа к интервалам перфорации добывающих скважин обусловлен геологическим строением пластов AC4-8. Отсутствие надежных естественных экранов и небольшие расстояния между интервалами перфорации и газонасыщенной частью разреза пласта, даже при относительно низких депрессиях, не позволяют эксплуатировать скважины на безгазовых режимах.

Другим фактором, снижающим эффективность выработки запасов нефти, является резкий рост обводненности. На 1т нефти отобрано 6.1т воды. Основными причинами быстрого обводнения скважин являются образование конусов подстилающей воды, низкая нефтенасыщенность переходной зоны и опережающее продвижение закачиваемой воды по газонасыщенной части пласта.

По результатам геофизического контроля за разработкой и эксплуатации газовых скважин установлено, что в процессе разработки нефтяная оторочка перемещается в газовую шапку, что приводит к безвозвратным потерям нефти и снижению КИН.

В целом, выполняемыми на месторождении ОПР доказана возможность промышленной добычи нефти из тонких нефтяных оторочек с применением площадных систем разработки вертикальными скважинами. Однако эффективность использованных технологий нельзя считать высокой и традиционными методами утвержденный КИН достигнут не будет.

С целью поиска новых технологий разработки тонких нефтяных оторочек в 1993г. ОАО «Сургутнефтегаз» были пробурены первые четыре горизонтальные скважины (ГС) на пласты AC4-8 и начаты научные исследования возможности их применения на Мамонтовское месторождении. Результатом исследований явилась «Технологическая схема разработки пластов AC4-8 Мамонтовского месторождения с применением горизонтальных скважин», выполненная Тюменским филиалом СургутНИПИнефти в 1994г. и утвержденная Центральной комиссией по разработке Минтопэнерго (протокол № 1827от13.04.95г.).

Принципиальной новизной научных и технических решений является то, что впервые в мировой и отечественной практике нефтяной промышленности для разработки тонкой нефтяной оторочки водонефтегазовой залежи запроектирована строгая большеобъемная система вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин, максимально учитывающая геологическое строение пластов. Все элементы системы разработки: типы нефтенасыщенных толщин и строения залежи нефти; величины эффективных нефте-, водо- и газонасыщенных толщин; начальные нефтенасыщенности в контактных и неконтактных нефтенасыщенных толщинах; длины горизонтальных участков стволов скважин; положение горизонтальных участков стволов скважин в разрезе нефтяной оторочки; положение интервалов перфорации; системы и плотности размещения ГС и ВС – обоснованы из условия получения максимальной технико-экономической эффективности.

Залежь пластов AC4-8 практически на всей площади представлена нефтяной оторочкой, заключенной между газовой шапкой и подошвенной водой. Однако при эксплуатации скважин в их продукции далеко не всегда присутствуют подошвенная вода (далее вода) и газ газовой шапки (далее газ). Это объясняется наличием непроницаемых разделов в разрезе пласта.

Детальное изучение геологического строения пластов AC4-8 по более 3000 скважин, пробуренных на нижележащие эксплуатационные объекты, позволило выделить четыре типа нефтенасыщенных толщин. При этом в отдельно взятой скважине одновременно могут присутствовать от одного до трех типов:

• неконтактная (hн) – толщина нефтенасыщенных прослоев, на выработку нефти из которых не влияют вода и газ;

• контактная с водой (hнв) – толщина нефтенасыщенных прослоев, на выработку нефти из которых влияет только вода;

• контактная с газом (hнг) – толщина нефтенасыщенных прослоев, на выработку нефти из которых влияет только газ;

• контактная с водой и газом (hнвг) – толщина нефтенасыщенных прослоев, на выработку нефти из которых будут влиять вода и газ.

На выработку нефти, контактирующей с газом или водой, влияет не только наличие газа или воды, но и эффективная толщина прослоев, насыщенных этими флюидами.

Эффективная толщина газонасыщенных прослоев, влияющих на выработку нефти, названа толщиной контактного с нефтью газа; эффективная толщина водонасыщенных прослоев, влияющих на выработку нефти  толщиной контактной с нефтью воды.

Установлено, что появление газа и воды в продукции скважин зависит от толщины непроницаемых разделов между интервалом перфорации и ГНК или ВНК. Результаты эксплуатации ВС на опытном участке пластов AC4-8 Мамонтовского месторождения показали, что критическая толщина непроницаемых разделов, когда нефть и газ будут неконтактными, равна 5м. Для ГС эта толщина принята равной 2м. Нефть и вода неконтактны между собой, когда толщина непроницаемых разделов равна 2м для ВС и 1м для ГС.

По аналогии с выделением толщин в нефтяной части, принято, что критическая толщина непроницаемых разделов в газовой части равна 5м для ВС и 2м для ГС, в водяной части –2м для ВС и 1м для ГС. Тогда толщиной газа, контактного с нефтью, является суммарная толщина газонасыщенных прослоев, заключенных между верхним нефтенасыщенным прослоем и первым непроницаемым прослоем в газонасыщенной части; суммарная толщина непроницаемых прослоев составит не менее 5м для ВС и не менее 2м для ГС. Толщиной воды, контактной с нефтью, является суммарная толщина водонасыщенных прослоев, заключенных между нижним нефтенасыщенным прослоем и первым непроницаемым прослоем в водонасыщенной части, когда суммарная толщина непроницаемых прослоев составит не менее 2м для ВС и не менее 1м для ГС.

На основании оценочных технико-экономических расчетов выбрана длина горизонтального участка ствола скважины, равная 550м, что придает расчетам необходимую надежность и позволяет в максимально возможной степени учесть особенности геологического строения пластов.

Геологическое строение пласта, вскрытого горизонтальной скважиной, может быть очень разнообразным. Пласт может иметь монолитное строение и в его разрезе могут присутствовать различные типы нефтенасыщенных толщин: неконтатная, контактная с газом, контактная с водой, контактная с газом и водой. В разрезе расчлененного пласта могут присутствовать сочетания различных типов нефтенасыщенных толщин: неконтактная + контактная с водой, неконтактная + контактная с газом, контактная с газом + неконтактная + контактная с водой, контактная с газом + контактная с водой. Каждая из этих толщин в зависимости от коэффициента нефтенасыщенности и соотношения нефте-, водо- и газонасыщенных толщин может быть рентабельной или нерентабельной.

С учетом геологического строения пластов AC4-8 определены и рекомендованы оптимальные положения горизонтальных участков стволов скважин в разрезе пластов и положения интервалов перфорации относительно ГНК и ВНК (рис. 3.2.1).

При всем многообразии геологического строения пластов AC4-8 рекомендуются следующие положения горизонтальных участков стволов скважин:

• при монолитном строении пласта и наличии в разрезе нефти, контактной с водой, горизонтальный участок ствола скважины проводится в нефтяной части пласта параллельно ВНК на расстоянии от него 0.65 hнв;

• при монолитном строении пласта и наличии в разрезе нефти, контактной с газом, горизонтальный участок ствола скважины проводится в нефтяной части пласта параллельно ГНК на расстоянии от него 0.65 hнг;

• при монолитном строении пласта и наличии в разрезе нефти, контактной с водой и газом, горизонтальный участок ствола скважины проводится в нефтяной части пласта параллельно ВНК на расстоянии от него 0.5 hнвг;

Рис.3.1.Расположение горизонтальных участков стволов скважин и интервалов перфорации в разрезе пластов АС4-8 Мамонтовского месторождения.

• при монолитном строении пласта и наличии в разрезе неконтактной нефти, а также в расчлененном пласте горизонтальный участок ствола скважины проводится с пересечением всей нефтенасыщенной толщины от ГНК или кровли пласта до ВНК или подошвы пласта.

Вторичное вскрытие продуктивных интервалов может быть осуществлено двумя способами: перфорацией зацементированной эксплуатационной колоний; спуском эксплуатационной колонны с установленными фильтрами.

Цементирование эксплуатационной колонны и последующую ее перфорацию следует проводить в нагнетательных, вертикальных и горизонтальных добывающих скважинах, вскрывающих расчлененную продуктивную часть пласта и буримых с пересечением всей нефтенасыщенной толщины.

Установка фильтров в горизонтальных добывающих скважинах осуществляется при монолитном строении пласта и наличии в разрезе контактного с нефтью газа. В этом случае эксплуатационная колонна цементируется до первого от устья скважины фильтра.

При монолитном строении пласта и отсутствии контактного газа допускается как цементирование эксплуатационной колонны с последующей ее перфорацией, так и установка фильтров.

Во всех случаях перфорироваться должны только интервалы коллектора. Сохранение целостности непроницаемых перемычек, присутствующих в разрезе пластов, позволит в дальнейшем более эффективно проводить ремонтно-изоляционные работы.

При монолитном строении пласта и наличии в разрезе нефти: неконтактной, контактной с водой, газом, газом и водой, горизонтальный участок ствола скважины перфорируется полностью. При этом важно обеспечить равномерное поступление жидкости в скважину по всей его длине. Плотность перфорации, вероятно, должна быть неравномерной, а расстояния между фильтрами неодинаковыми. Для определения плотности перфорации по длине горизонтального участка следует провести специальные исследования в работающих скважинах.

В расчлененном пласте в одной скважине могут присутствовать в любом сочетании неконтактная, контактная с водой и контактная с газом нефтенасыщенные толщины.

Неконтактная нефтенасыщенная толщина при любых сочетаниях с контактными нефтенасыщенными толщинами перфорируется полностью. Контактная с водой нефтенасыщенная толщина перфорируется в том случае, если это рентабельно. Перфорацией вскрывается часть ствола скважины. Нижние отверстия интервала перфорации должны быть удалены от ВНК на расстоянии 0.65 hнв. Контактная с газом нефтенасыщенная толщина перфорируется в том случае, если это рентабельно. Перфорацией вскрывается часть ствола скважины. Верхние отверстия интервала перфорации должны быть удалены от ГНК на расстоянии 0.65 hнг.

В зависимости от геологического строения пластов и наличия в разрезе определенного типа нефтенасыщенных толщин к реализации на основании технико-экомических расчетов рекомендуются следующие варианты размещения скважин (рис. 3.2):

• при монолитном строении пласта и наличии в разрезе нефти, контактной с водой, применение варианта Г2 при нефтенасыщенной толщине пласта 6м и более и варианта Г8 при нёфтенасыщенной толщине менее 6м:

• при монолитном строении пласта и наличии в разрезе нефти. Контактной с газом или с газом и водой, применение варианта Г2;

• при монолитном строении пласта и наличии в разрезе нефти неконтактной, а также в расчлененном пласте  применение варианта Г1.

Проектный фонд горизонтальных скважин размещен согласно принятым вариантам для каждого типа геологического строения. Кроме горизонтальных часть добывающих скважин запроектирована вертикальными. Для их бурения выбраны участки, на которых в разрезе пластов на уровне ГНК присутствует непроницаемый раздел толщиной не менее 5 м.

Всего в разработку с применением горизонтальных скважин вовлекаются геологические запасы нефти категории С₁ в количестве 470601 тыс.т и категории С₂ – 27588 тыс.т. С учетом разрабатываемого опытного участка (вертикальные скважины) запасы нефти категорий В+С₁ вовлекаемые в разработку, составляют 522430 тыс.т, или 86.8% утвержденных геологических запасов нефти; в базовом варианте с применением вертикальных скважин соответственно 421557 тыс.т, или 70.0%. Таким образом, применение горизонтальных скважин позволяет дополнительно вовлечь в разработку 100873 тыс.т геологических запасов нефти.

Структура запасов нефти, т.е. запасов, приуроченных к зонам развития нефтенасыщенных толщин различных типов, представлена на рисунке 3.2. Анализ полученных результатов показал, что при изменении критических толщин неколлектора (применение ВС или ГС) меняется доля запасов нефти, относимая к конкретному типу толщин. Так, с уменьшением значений критических толщин доля запасов неконтактной нефти увеличивается в 3 раза (от 12 до 36%), а доля запасов нефти, контактной с газом и водой, уменьшается в 3 раза (с 37.6 до 12.6%). В меньшей степени изменяются доли запасов нефти, контактной с газом (уменьшение с 37.0 до 34.4%), и нефти, контактной с водой (увеличение от 13.4 до 17.0%). Всего же доля запасов нефти, на выработку которых не будет влиять газ, при применении ГС увеличивается в 2 раза (от 25.4 до 51.0%).

Кроме изменения структуры запасов нефти при изменении критических толщин неколлектора изменяются толщины газа и воды, контактных с нефтью. При уменьшении критической толщины неколлектора в газонасыщенной части пласта с 5 до 2м толщина газа, контактного с нефтью, уменьшается с 7.8м до 6.2м. При уменьшении критической толщины неколлектора в водонасыщенной части пласта с 2 до 1м толщина воды, контактной с нефтью, уменьшается с 6.0 до 5.1м.

Таким образом, применение ГС позволяет существенно улучшить структуру запасов нефти, а при отсутствии непроницаемых разделов на уровне ГНК и ВНК  уменьшить влияние газа и воды на процесс разработки.

По сравнению с традиционными технологиями, применение горизонтальных скважин дает возможность увеличить КИН в 1.8 раза (0.12 при применении ВС и 0.21 при применении ГС). Всего на пласты АС4-8 должно быть пробурено 1003 горизонтальные скважины, в том числе 950 ГС на запасы нефти категории С₁ и 53 ГС на запасы нефти категории С₂.

Рис.3.2.Варианты размещения ГС

Горизонтальные скважины имеют следующую конструкцию. Кондуктор диаметром 324 мм спускается на глубину 100-400 м и цементируется до устья. Промежуточная колонна диаметром 245 мм и длиной 1200-1980 м цементируется до устья: от башмака на 200 м выше чистым цементом, остальной интервал гельцементным раствором. Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм, оборудованная пакером, спускается до забоя. Пакер устанавливается ниже ГНК на расстоянии от него не менее 30 м по стволу скважины. Колонна цементируется от пакера на 100 м выше башмака промежуточной колонны, но не менее 300 м выше кровли продуктивного горизонта седиментационно-устойчивым тампонажным раствором. Горизонтальный участок колонны за пакером оснащается специальными фильтрами длиной 6м на расстоянии 80-100м друг от друга и не цементируется (рис.3.4.).

Рисунок 3.3.Распределение запасов нефти, вовлекаемых в разработку вертикальными (а) и горизонтальными (б) скважинами по типам нефтенасыщенности толщин

Когда горизонтальный ствол проведен очень неточно, т.е. подходит близко к воде или газу, причем на больших расстояниях, эксплуатационная колонна цементируется по всей длине с последующей выборочной перфорацией.

Скважины бурятся турбинным способом с использованием забойных гидравлических двигателей. Для контроля траектории стволов скважин используются телеметрические системы (ЗИС-4, Sperry-Sun и др.). Промывка осуществляется глинистым раствором, стабилизированным химическими реагентами КМЦ, ГКЖ-10. С целью сохранения коллекторских свойств после спуска эксплуатационной колонны в интервал продуктивного пласта закачивается специальная жидкость КПС-1.

На 1.01.97 г на пласты AC4-8 Мамонтовского месторождения введены в эксплуатацию 49 горизонтальных скважин (4в 1993г., 1  в 1994г., 9  в 1995г., 35  в 1996г.). Ниже приводится сравнительная характеристика ГС и ВС:.

Таблица 3.1

Сравнительная характеристика ГС и ВС

Показатель:		ГС	ВС
Число скважин, перебывавших в эксплуатации		49	484
Время, отработанное на одну скважину, скв.-годы		0.85	3.07
Накопленная добыча нефтина одну скважину, тыс. т		14.9	14.6
Средний дебит, т/сут.:
	нефти	47.9	13.0
	жидкости	150.7	92.6
Накопленный водонефтяной фактор, т/т		2.15	6.11
Накопленный газонефтяной фактор природного газа, м3/т		576.3	964.8
Коэффициент продуктивности, 10 т/(сут.Мпа)		10-14	5.5
Длина, м:
	ствола	2600	2111
	горизонтального участка	550	—
Средняя стоимость строительства скважины, млн. руб.		5766	1985

Сравнение показателей эксплуатации всех перебывавших в эксплуатации ГС и ВС показывает, что одинаковая добыча нефти (14.9 тыс.т на 1ГС и 14.6 тыс.с на 1ВС) получена за неполный год работы (10 месяцев) ГС и 3 года работы ВС.

Горизонтальные скважины в 2.8 раза отбирает воды меньше, чем вертикальные (ГС  2.15т воды на 1т нефти, ВС  6.11 т воды на 1т нефти). Добыча прорывного газа из газовой шапки по ГС в 1.7 раза меньше, чем по ВС (ГС  576.3 м³/т нефти, ВС  964.8 м³/т нефти).

Средний дебит нефти за период эксплуатации составил по ГС  47.9 т/сут, ВС  13.0 т/сут (по ГС в 3.7 раза больше), жидкости по ГС  150.7 т/сут, ВС  92.6 т/сут (по ГС в 1.6 раза больше). Коэффициент продуктивности увеличился в 1.8  2.5 раза. При этом длина ствола ГС увеличилась на 489м (от 2111 до 2600м) при длине горизонтального участка 550м, а стоимость ее строительства возросла в 2.9 раза (от 1985 до 5766 млн.руб).

Реализация технологической схемы разработки пластов AC4-8 с применением системы ГС сильно осложнена несовершенством применяемых технических средств и технологий строительства ГС и их эксплуатации:

• телесистемы и инклинометры имеют низкую точность замеров параметров кривизны; в результате  не обеспечивается уверенная и качественная проводка ГС; практически в каждой ГС наблюдается выход из проектного коридора допуска, т.е. ГС подходит к ГНК либо к ВНК;

• каротаж аппаратурой ВиКиЗ не дает точной характеристики насыщения при приближении к плотным прослоям и газонасыщенным частям пласта; траекторию скважины приходится прослеживать несколькими промежуточными каротажами, постоянно корректировать и вести исправительные работы;

Рис.3.4. Расположение горизонтальных скважин в разрезе пластов AC4-8.

• замерные установки <Спутник> не приспособлены для замера продукции скважин с большим газовым фактором, в результате этого из 49 пробуренных скважин по 26 замеры не проводятся;

• отсутствуют приборы контроля и замера пластового и забойного давлений в скважинах, оборудованных ЭЦН (44 скважины из 49);

• это не позволяет подобрать оптимальные режимы эксплуатации ГС.

Отмеченные недостатки существенно снижают эффективность реализуемой технологии за счет повышенных отборов балластных газа и воды, увеличения затрат на добычу нефти.

В заключение на основании вышеизложенного отметим, что неимеющая аналогов в мире технология разработки тонких нефтяных оторочек с обширной по площади газовой шапкой позволяет перевести из забалансовых в балансовые запасы нефти при условии применения более современных технических средств и технологий строительства и эксплуатации горизонтальных скважин.