vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

МАМОНТОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Мамонтовское нефтяное месторождение, разрабатываемое с 1970 года, является уникальным по величине начальных извлекаемых запасов нефти (650 млн. т). По состоянию на начало 2000 года в продуктивных пластах месторождения остается почти 170 млн. тонн остаточных извлекаемых запасов, что свидетельствует о большой значимости эффективной доразработки месторождения для экономики страны.

Проектные решения по месторождению поэтапно корректировались и совершенствовались в процессе его разбуривания и разработки по мере появления новых данных, уточнения геологического строения, внедрения новых технологий.

Первый проектный документ - технологическая схема разработки, составленная

институтом ВНИИнефть и утвержденная в 1969 г. (протокол ЦКР МНП № 233 от 08.04.69). В соответствии с этим документом, в разработку предполагалось ввести только горизонт БС10. Пласты АС4 и АС5+6 рассматривались как объекты, вводимые в

эксплуатацию совместной сеткой с БС10 по мере изучения их геологического строения. Пласт БС8 рассматривался в качестве возвратного объекта. Горизонт БС10 предусматривалось разрабатывать с поддержанием пластового давления по блоковой 3-

рядной системе путем поперечного разрезания залежи на 13 блоков.

В 1978 году институтом СибНИИНП была выполнена уточненная технологическая схема разработки месторождения (утверждена протоколом ЦКР МНП № 586 от 16.05.78). В документе было предложено вовлечь в активную разработку пласты АС4 и АС5+6 в качестве самостоятельного объекта путем их совместного разбуривания 3-рядной сеткой скважин 600 X 600 м. Пласт БС8 по-прежнему рассматривался в качестве возвратного объекта. По основному объекту БС10 была предложена более интенсивная система воздействия путем преобразования 3-рядной блоковой системы заводнения в блочно-

квадратную.

В 1980 году СибНИИНП был составлен авторский надзор за разработкой Мамонтовского месторождения. Проектный фонд скважин был увеличен за счет разбуривания ВНЗ пласта БС10, а также за счет разукрупнения объекта БС10-11 с выделением пласта БС11 в самостоятельный объект разработки. Проектные скважины пласта БС11 были размещены по блочно-квадратной системе, причем добывающие

1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

скважины пласта БС11 размещались в промежутках между скважинами пласта БС10, а

линии нагнетания обоих пластов были совмещены.

В 1981 году СибНИИНП была выполнена технологическая схема разработки пласта БС8 (утверждена ЦКР Главтюменнефтегаза, протокол №, 19 от 20.07.81), в которой

предусматривалась эксплуатация объекта самостоятельной сеткой скважин. Скважины были размещены по треугольной сетке с расстоянием между ними 500 м, система заводнения – площадная 7-точечная.

К 1982 году были в целом сформированы проектные решения по основным объектам разработки Мамонтовского месторождения, но отсутствовал единый проектный документ, обосновывающий стратегию разработки месторождения в целом. Таким документом явилась технологическая схема разработки месторождения, выполненная СибНИИНП в 1982 году. К моменту составления технологической схемы было пробурено более половины проектного фонда скважин, обоснованного предыдущими документами, была проведена переоценка запасов нефти. В результате анализа состояния разработки была выявлена необходимость дальнейшего разукрупнения эксплуатационных объектов. В технологической схеме было выделено 6 (вместо ранее выделявшихся 4-х) эксплуатационных объектов: АС4, АС5+6, БС8, БС10мон, БС10ТСП, БС11. Протоколом ЦКР

МНП (№ 1024 от 18.05.83) была утверждена дополнительная записка к технологической схеме разработки месторождения.

В 1986 году была составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки, в которой были уточнены проектные решения по пласту БС10ТСП. Данным документом было предусмотрено разбуривание пласта по сетке 400 X 400 м (система заводнения – обращенная 9-точечная) и обоснованы проектные решения по разработке

объекта.

По состоянию на 01.01.2000 в промышленной разработке находятся 6 основных эксплуатационных объектов - АС4 (с 1971 года), АС5+6 (с 1974 года), БС8 (с 1979 года), БС10мон (с 1970 года), БС10ТСП (с 1971 года), БС11 (с 1975 года). Кроме того, с 1992 по 1996 г . г. в пробной эксплуатации находилась залежь пласта БС6.

За 17 лет, прошедшие с момента выполнения основного действующего проектного документа (технологическая схема разработки месторождения), произошли достаточно большие изменения в представлениях о геологическом строении месторождения, а также в состоянии разработки эксплуатационных объектов.

Основные из них :

существенное увеличение величины начальных балансовых запасов нефти –

вновь пересчитанные запасы, утвержденные ГКЗ РФ в 1998 году (протокол № 466 от

2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

18.03.98), на 348 млн. т (или на 28 %) выше ранее утвержденных и принятых для проектирования в технологической схеме;

изменение структуры запасов нефти в результате их значительного увеличения (прирост запасов произошел в основном за счет краевых участков с низкими нефтенасыщенными толщинами, водонефтяных зон, низкопроницаемых залежей);

значительное расхождение фактических и проектных показателей разработки эксплуатационных объектов;

внедрение новых технологий воздействия на нефтяные пласты, не предусмотренных решениями технологической схемы.

Основной задачей настоящего проекта является :

анализ текущего состояния выработки запасов нефти и результатов работ по совершенствованию системы разработки пласта АС 5-6

уточнение проектных решений технологической схемы 1983 г.;

обоснование технологических решений по вновь вводимым запасам нефти (на основе пересчета запасов, утвержденного в 1998 г.);

планирование мероприятий по бездействующему фонду скважин пласта АС 5-6.

3. Общие сведения о месторождении

Мамонтовское месторождение нефти открыто в 1965 году, введено в разработку в 1970 году и в настоящее время находится в стадии падающей добычи нефти. Из числа месторождений, находящихся в промышленной эксплуатации, Мамонтовское месторождение является третьим по величине в Западной Сибири после Самотлорского и Федоровского месторождений.

В административном отношении Мамонтовское месторождение расположено в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в

50 км южнее города Нефтеюганска. / обзорная карта – стр.№ 6 / Местность представляет собой заболоченную, слабовсхолмленную равнину. В пределах площади, примерно 10-

15% приходится на озера и участки сильной заболоченности, около 20% занято участками умеренной заболоченности. Значительную площадь занимает пойма реки Большой Балык, кроме которой протекают реки Малый Балык, Ай-Аун, Коор-Ях, Пыть-Ях.

Территория месторождения под посевы сельскохозяйственных культур не используется. Мамонтовское месторождение является самым крупным в НГДУ.

3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Географическое положение территории определяет ее климатические особенности. Наиболее важными факторами формирования климата являются перенос воздушных масс с запада и влияние континента. Взаимодействие двух противоположных факторов придает циркуляции атмосферы над рассматриваемой территорией быструю смену циклонов и антициклонов, способствует частым изменениям погоды и сильным ветрам.

Район месторождения относится к I Д климатическому поясу. Климатические условия, основные показатели которых определены по ближайшей ГМС “Сургут”, резко континентальные, характеризуются суровой продолжительной зимой, сравнительно коротким, но теплым летом, короткими переходными сезонами весной и осенью, резкими колебаниями температур в течение года, месяца и даже суток.

Среднегодовая температура воздуха -3,10 С, среднемесячная температура воздуха наиболее холодного месяца января -220 С, а самого жаркого - июля +170 С. Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь -550 С, абсолютный максимум - на июнь +340 С. Осадков в районе выпадает много. В теплый период с апреля по октябрь 467 мм, в

холодные месяцы с ноября по март 209 мм. Годовая сумма осадков 676 мм. Соответственно держится высокая влажность воздуха, средняя относительная влажность меняется от 66 до 82 %. В течение года преобладают ветры западного направления. Среднегодовая скорость ветра- 4,9 м/с, средняя за январь - 4,9 м/с, а за июль- 4,5 м/с.

Глубина промерзания почвы зависит от многих факторов: снежного покрова, почвы, травянистого покрова и колеблется в больших пределах - от 50 до 150 см.

Устойчивый снежный покров образуется во второй половине октября, а разрушается в начале мая. Число дней со снежным покровом 193. Наибольшая высота снежного покрова составляет 76 см. Нормативная глубина сезонного промерзания в зависимости от природно-территориальных условий, влажности, плотности грунтов и их

разновидностей варьируется в следующих пределах: для торфов от 0,5 до 1,1м, для песков от 2,5 до 4,0 м, для глинистых грунтов от 2,0 до 3,0 м.

Месторождение находится в начале четвертой (заключительной) стадии разработки, характеризующейся высокой степенью отбора извлекаемых запасов (74 %) и обводненностью добываемой продукции (84 %), замедлением темпов падения добычи нефти. В продуктивных пластах содержится 168 млн. т утвержденных запасов нефти, которые необходимо извлечь из недр.

На месторождении пробурено более 5100 скважин. Проектный фонд разбурен на 108 %. На начало 2000 года в действующем добывающем фонде числилось 2851 скважина, в действующем нагнетательном - 560 скважин.

4

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пробуренный фонд скважин Мамонтовского месторождения обладает определенными резервами улучшения показателей их использования и эксплуатации.

Эксплуатационное бурение началось в июле 1968 года, в соответствии с первым проектным документом, которым явилась технологическая схема разработки Мамонтовского месторождения ВНИИ 1967 года. Согласно этой техсхемы в разработку вводился только горизонт БС10. Пласты АС4 и АС5 предполагалось разрабатывать совместно с БС10. Пласт БС8 рассматривался как возвратный объект. Первыми

введенными в эксплуатацию были пять нефтяных скважин: № № 1073,1074,1075,1077, 1078, запущенными фонтанным способом. Спустя два месяца после ввода в эксплуатацию нефтяных скважин, а именно 22 июля 1970 года на месторождении начинается заводнение

сцелью поддержания пластового давления.

С1978 года в активную разработку вовлекаются пласты АС4 и АС5 в качестве самостоятельного объекта АС4-5-6, согласно "Уточненного проекта разработки

Мамонтовского месторождения", который выполнил СибНИИНП. Этот же институт в 1981 году составил технологическую схему разработки пласта БС8. С 1982 года

Мамонтовское месторождение разрабатывается согласно технологической схемы разработки составленной СибНИИНП в которой выделено шесть самостоятельных объектов разработки: АС4, АС5-6, БС8, БС10,БС10тсп,БС11.

Мамонтовское месгорождение характеризуется быстрыми темпами разбуривания. Эксплуатационное бурение в первой половине восьмидесятых годов достигает более миллиона погонных метров, ежегодно вводятся в разработку от 40 до 400 новых скважин. Месторождение вступает а разработку с безводной продукцией с начальным средним дебитом одной скважины 117 тонн нефти в сутки. В первый год разработки вводится в

эксплуатацию 42 нефтяных скважин и 6 нагнетательных, Добыча нефти составляет 486 тысяч тонн в год, а закачка 149 тысяч кубических метров. В последующие годы добыча нефти продолжает расти. Максимальный уровень добычи в объеме 35миллионов 166 тысяч тонн был достигнут в 1986 году. Темп отбора в этом году составил 6,3 процента от начальных извлекаемых запасов.

После 1986 года месторождение переступило пятидесяти - процентный рубеж

обводнения и годовая добыча нефти начала снижаться, несмотря на то что добыча жидкости продолжалась увеличиваться. Одной из причин падения добычи нефти было и сокращение объемов эксплуатационного бурения. К 1986 году месторождение было практически разбурено и в последующие годы бурение велось на окраинах месторождения и для уплотнения сетки скважин, согласно авторскогO надзора и

5

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

дополнительных записок к технологической схемы СибНИИНП. К началу девяностых годов месторождение испытывало острую необходимость в составлении нового проектного документа, составление которого затягивал СибНИИНП.

Добыча жидкости продолжалась увеличиваться до 1990 года. В этом году максимальный уровень добычи жидкости был достигнут в объеме 92 миллиона 887 тысяч тони. Максимальный действующий фонд нефтяных скважин был также в 1990 году. Он составил 2746 скважин, В дальнейшем из-за прогрессирующего роста бездействующих

скважин и падения темпа ввода новых скважин начинает сокращаться действующий фонд. За последние пять лет начиная с 1990 года темп падения действующего фонда в среднем составляет более шести процентов. С сокращением фонда действующих скважин уменьшается добыча жидкости а соответственно и нефти.

Максимальный уровень закачки был также в 1990 году и составил 119 миллионов 56 тысяч кубических метров воды. Под закачкой находилось 943 нагнетательных скважин. Одновременно с падением добычи жидкости уменьшался объем закачиваемой воды.

Первые механизированные скважины, оборудованные электроцентробежными насосами, появились в июле 1972 года. Первые штанговые насосы появились в октябре 1978 года, В 1981 году было 404 механизированных скважины и объем нефти добытой механизированным способом составил около двадцати девяти процентов от общей добычи.

Интенсивный перевод скважин на механизированный способ эксплуатации приходится на начало восьмидесятых годов. До интенсивного перевода скважин на механизированный способ эксплуатации у фонтанных скважин наблюдается снижение среднего дебита действующей скважины по жидкости. Так со 102 тонн в сутки в начале разработки он снизился до 67 тонн в сутки в 1984 году. После перевода на механизированный способ эксплуатации более пятидесяти процентов действующего фонда наблюдается рост среднего дебита одной действующей скважины до 1990 года, в котором он составил 99 тонн в сутки. После 1990 года средний дебит по жидкости одной действующей скважины снижается за счет выбытия в бездействие высокодебитных обводненных скважин.

Интенсивное падение среднего дебита одной действующей скважины по нефти началось с 1978 года, когда в продукции нефтяных скважин началась появляться вода. Несколько стабилизировалось падение дебита нефти после внедрения для эксплуатации скважин электро-центробежных насосов. Однако с переводом скважин на

механизированный способ эксплуатации месторождение начинает интенсивно

6

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

обводняться, что приводит к дальнейшему снижению дебита нефти действующего фонда скважин. Наибольший темп обводнения месторождение испытывает в течении десятилетнего периода с !981 года по 1991 год. Максимальный действующий фонд, работающий с обводненностью более 90 процентов был в 1991 году. Он составил 1192 скважины, что соответствовало 44 процентам от общего фонда. В дальнейшем этот фонд стал выбывать в бездействие, за счет чего стал уменьшаться действующий фонд скважин. Отключение высокообводненного фонда из эксплуатации, которое диктовалось существующим аварийным положением на ЦПС, привело к снижению темпа обводнения месторождения.В конце восьмидесятых годов, из-за технологического не совершенства

системы водоводов для поддержания пластового давления, в пластах Мамонтовского месторождения наблюдается накопление избыточной пластовой энергии в результате излишней компенсации отбора жидкости закачкой, которая достигла более 120 процентов. Все пласты Мамонтовекого месторождения имели текущее пластовое давление на 15 - 30 атм выше первоначального. Это затрудняло проведение на скважинах ремонтно-

профилактических работ, что в свою очередь, отразилось на эксплуатационном фонде. Остановки отдельных нагнетательных скважин, с целью регулировки пластового давления, к желаемым результатам не приводили, так как ограниченный объем закачки воды в одних нагнетательных скважинах компенсировался избыточным объемом закачки в других нагнетательных скважи

7

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В 1987 году была предпринята попытка ограничить объем закачки путем остановки нескольких агрегатов на кустовых насосных станциях (КНС), Однако, это привело к уменьшению действующего фонда скважин и потерям нефти. Резкое сокращение объемов закачки началось с 1992 года, в соответствии с сокращением объемов добычи жидкости С 1993 года на месторождении проводится не равномерная закачка, а именно в зимнее время компенсация отбора жидкости закачкой составляет более 100 - 100 процентов, а в летнее время она составляет 70 - 90 процентов. Не равномерность

закачки вызвано все той же технологической не совершенностью сетей водоводов КНС. Применение физико-химических методов повышения нефтеотдачи на

Мамонтовском месторождении началось с 1980 года, путем закачки нейтрализованного кислого гудрона в две скважины пласта БС10. В 1985-86 годах в 4 нагнетательные скважины пласта АС5-6 произвели закачку раствора неионоагенного поверхностно активного вещества (НПАВ) – превоцел АФ-9-12. С 1988 года на Мамонтовском

месторождении проводятся закачки в пласты АС4, БС10, БС11, различные растворы на основе полиакриламидов и НПАВ и их композиции, С конца 1993 года на Мамонтовском месторождении проводятся работы по повышению иефтеотдачи путем закачки полимерныъх составов.

В 1989 году на месторождении начинаются работы совместного предприятия "Юганскфракмастер" по гидравлическому разрыву пласта (ГРП). Первый гидроразрыв был проведен 30.07.1989 года на скважине №7404, С 1989 по 1996 год проведено 108 гидроразрывов. Наибольшее количество ГРП - 41, было проведено в 1992 году. За

период с 1989 года по 1996 год дополнительно за счет ГРП было добыто 1 миллион 475 тысяч 679 тонн нефти.

За 1995 год из месторождения добыто 8 миллионов 546 тысяч 950 тонн нефти, что составило 84,4 процента от общей добычи нефти по НГДУ. Годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил около 1,5 процентов, а годовой темп отбора от текущих остаточных запасов составил около 6,6 процентов, Добыто за год 43 миллиона 253 тысячи тонн жидкости. Содержание воды в продукции составляет 80,3 процента. Средний дебит одной действующей скважины по нефти составил 13,7 тонн в сутки, по жидкости 69,6 тонн в сутки.

Эксплуатационным бурением в 1995 году пройдено всего 34 тысячи 200 метров горных пород. Введено 15 новых скважин. Дебит нефти одной новой скважины составил 11,4 тонны в сутки.

8

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В течении 1995 года из эксплуатационного фонда выбыло 236 скважин. В основном это высокообводнениые скважины. Из бездействия введено 814 скважин, в том числе 402 скважины из бездействия прошлых лет и 412 из текущего бездействия. В бездействие выбыло 1172 скважины. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин наконец года составил 3099, действующий 1918, в том числе фонтанных - 201, ЭЦН - 1625, ШГН - 92. С

обводненностью более 50 процентов работает 1649 скважин, а с обводненностью более 90 процентов - 852 скважины.

Годовой объем закачки составил 51 миллион 786 тысяч кубических метров, при этом компенсация отбора жидкости закачкой составила 113 процентов. Среднегодовая приемистость одной нагнетательной скважины составила 239 кубических метров в сутки. Фонд нагнетательных скважин на конец года составил 1178, в том числе под закачкой

находилось 670 скважин, В течении года введено в эксплуатацию всего 5 нагнетательных скважин,

По состоянию на 01.01.1996 года из месторождения добыто 455 миллионов 300 тысяч тонн нефти, что составляет около 79 процентов от начальных извлекаемых запасов. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составляет 119,2 процента. Достигнутый коэффициент нефтеотдачи равен 0,362, при конечном, утвержденным Г К З -

0,459. В эксплуатации находится семь объектов разработки:

АС4, АС5-6, БС6 (пробная эксплуатация), БС8, БС10, БС10тсп, БС11.

9

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

4. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Геологическое строение месторождения и залежей

Стратиграфия

Геологический разрез месторождения сложен мезокайнозойскими отложениями осадочного чехла, залегающего на поверхности складчатого фундамента, вскрытого на Мамонтовском месторождении в интервале глубин 3262 - 3294 м (рисунок 1).

В разрезе юрской системы выделяются отложения тюменской (нижний и среднеюрский отделы), абалакской и баженовской (верхнеюрский отдел) свит. Породы тюменской свиты залегают на размытой поверхности палеозойского фундамента и сложены аргиллитами с незначительными прослоями алевролитов и песчаников. В скважине 1р толщина тюменской свиты составляет 368 м. В кровле свиты залегает горизонт ЮС с признаками нефтеносности. При испытании в скважинах 10р, 11P, 1141P, 1142р, 1143р, 1146р, 1147р получены притоки воды с нефтью дебитом от 0.2 до 2.9 м3/сут.

Абалакская свита представлена двумя пачками: нижней аргиллитовой и верхней песчано-аргиллитовой (пласт ЮС1). Вскрытая толщина свиты составляет 52 м. Выше

залегают битуминозные аргиллиты баженовской свиты, толщина которой меняется от 30 до 34 м. При испытании скважин 540р и 1223р из отложений баженовской свиты (пласт ЮСо)

получены непромышленные притоки нефти.

Меловая система представлена всеми отделами и ярусами. К берриас-валанжинскому

ярусу нижнемелового отдела относятся низы ахской свиты, в основании которой выделяется аргиллитистая подачимовская пачка с редкими прослойками доломитизированных известняков с обуглившимися растительными останками Выше залегает ачимовская толща, представленная чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Некоторые песчаные пласты ачимовской толщи по керну имеют слабые признаки нефтенасыщенности и при испытании в скважине 235р получена вода с пленкой нефти. Толщина ачимовской толщи около 160 -180 м.

Основные продуктивные пласты (БС10-11) приурочены к средней части ахской свиты, надежным репером при выделении которых является аргиллито-глинистая чеускинская

пачка.

10