Применение технологии НТ с целью промывки (очистки) забоя скважин от песчаных пробок на Холмогорском месторождении

В  1980 г.  авторским  надзором  предлагается  перейти  от  очаговой к блочно-квадратной системе заводнения на центральном участке  месторождения. В  1983 г. (протокол  ЦКР от  19.05.83 г.) представленный  анализ  разработки  принят в  качестве  дополнительной записки  к  тех.схеме  Холмогорского месторождения с обеспечением проектного уровня  8,2 млн.т. в год. 

Запасы нефти подсчитаны и утверждены в ГКЗ (протокол № 10343 от 29.01.88 года):

• балансовые - 247544 тыс.т., извлекаемые - 116780 тыс.т.

−   по объекту БС₁₁  –  197626 тыс.т., извлекаемые – 95027 тыс.т.

−   по объекту БС₁₀   − 49918 тыс.т., извлекаемые – 21753 тыс.т.

На базе запасов, подсчитанных и утвержденных в 1987 году был составлен проект разработки, утвержденный ЦКР (протокол № 1344 от 21.06.89 г.) со следующими  предложениями:

 

 

 

 

 уровни добычи, млн.т: 

1996 г. - 3,89;

2001 г. - 2,35;

2006 г. - 1,46.

                                                         

• выделение двух эксплуатационных объектов: БС₁₀ и БС₁₁, разбуриваемых самостоятельными сетками;
• использование возвратного фонда с объекта БС₁₁ и формирование по БС₁₀ избирательной системы заводнения;
• распространение блочно-квадратной системы на всю залежь БС₁₁ по сетке 300 ´ 600 м;
• бурение  на  месторождении  227 скв.:  95 - добывающих, 13 - нагнетательных,  резервных при  общем  проектном  фонде  1581 скв.;
• использование нестационарного заводнения и форсированного отбора  жидкости.

В 1994 году Научно-производственным предприятием «Инпетро» произведена оценка балансовых  запасов Холмогорского месторождения при выполнении технико-экономического обоснования коэффициента нефтеизвлечения на базе увеличенной геолого-промысловой и геофизической информации.

Промыслово-геофизические  материалы были проинтерпретированы  по тем же (1988 г.) методикам и петрофизическим  зависимостям.

В результате оценки запасов  претерпели изменения два подсчетных параметра: пористость  К_п   и нефтенасыщенность  К_н

Однако произведение этих параметров, так называемая эффективная  пористость  отличается незначительно по сравнению с этой величиной 1988 года, +/- от 2  до 4% по подсчетным объектам.

В итоге проведенного воспроизведения истории разработки  с  применением  компьютерной  технологии  произошли  изменения  значений   

коэффициентов  вытеснения  и  произведения  его  на  коэффициент  заводнения. Коэффициент  вытеснения снизился  по всем пластам  на 15-20%  из-за повышения  остаточной нефтенасыщенности.

Произведение К_выт ´ К_зав уменьшилось больше, особенно  по  пласту  БС₁₀ по  причине того, что 40% запасов его находится в зонах с пониженной  нефтенасыщенностью. В целом балансовые запасы нефти по месторождению не  изменились  и остались  равными, рассчитанными в 1988 году.

По данным ЦНИЛа ПО «Ноябрьскнефтегаз» по месторождению  определены  недренируемые запасы в количестве 85,6 млн.т., в т.ч. по  условиям  залегания:

в  низкопористых (до 18%) коллекторах  - 48,3 млн.т. из  них:

БС₁₁¹ - 35,5 млн.т.

БС₁₁² - 8,6  млн.т.

БС₁₀ - 4,2 млн.т.;

 в  пропластках   с  подвижной  водой - 37,3 млн.т.  из  них:

БС₁₁¹ - 16,5 млн.т.

БС₁₁² - 2,9 млн.т.

БС₁₀ - 17,9 млн.т.

 

При рассмотрении работы “ИНПЕТРО” в ГКЗ РФ приняты  коэффициенты нефтеизвлечения по трем подсчетным объектам:

БС₁₀¹ - 0,22;

БС₁₁¹ - 0,37;

БС₁₁² - 0,10.

Причинами существенного  снижения КИН по обоснованию 1994 г.  являются:

• высокая  остаточная  нефтенасыщенность  коллекторов;
• увеличение  доли  зон  с  пониженными значениями  проницаемости и начальной нефтенасыщенности  коллекторов;
 

• трещиноватость  продуктивных  пород.

В результате выполнения работы по ТЭО КИН создана уточненная  геологическая модель Холмогорского месторождения, уточнены физико-фильтрационные свойства коллекторов по 6 объектам геологического  моделирования, определены зоны с высокой концентрацией остаточных  запасов. В таблице 3.1. приведены утвержденные протоколом ЦК ГКЗ РФ N 299 от 03. 03. 95 г. балансовые и извлекаемые запасы нефти по месторождению.

Таблица 3.1.

 

Балансовые извлекаемые запасы нефти

Пласты	Начальные балансовые запасы, тыс.т	Коэффициент     нефтеизвлечения, доли единиц	Начальные извлекаемые                                         запасы, тыс.т
БС10	49918	0,22	10982
БС111	187135	0,37	69240
БС112	10491	0,1	1049
Итого  по месторождению	247544	0,328	81271

 

Центральная комиссия 21.05.98г. года протоколом №2257 утвердила проект доразработки Холмогорского месторождения сроком на пять лет  со  следующими  технологическими  показателями:

1. Показатели которые приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2.

Годовые показатели

 

Год	Уровни добычи нефти, тыс. т	Уровни добычи жидкости, млн. т	Объём закачки воды, млн. м3/ год	Уровни добычи газа, млн. м3/ год
2002	735	5,21	5,69	42
2003	673	5,22	5,64	38
2004	616	5,22	5,61	35
2005	567	5,21	5,59	32
2006	523	5,17	5,56	30

 

 

2) Сохранение трёх эксплуатационных объектов БС₁₀,  БС₁₁¹,   БС₁₁².

3) Дальнейшее совершенствование реализуемой системой разработки (блочная, избирательная  по  объекту БС₁₁   и  избирательная по объекту  БС₁₀) путём вовлечения в активную выработку слабодренируемых участков залежей.

Таким образом с момента  освоения месторождения выполнено  шесть проектных документов:

• Три технологические схемы – 1975 г., 1976 г., 1978 г.;
• Дополнительные записки к технологическим схемам разработки:       1982 г. и 1983 г.;
• Проект разработки;
• Проект доразработки Холмогорского нефтяного месторождения, который предусматривает следующие проектные решения:

В настоящее время  на месторождении, в соответствии с  лицензионными соглашениями, в эксплуатации находятся три объекта разработки БС₁₀, БС₁₁¹, БС₁₁². Лицензия (серия ХМН, № 00213, вид-НЭ) на право пользования недрами выдана ОАО «Ноябрьскнефтегаз» с целевым назначением и видами работ по добыче нефти и газа на Холмогорском нефтяном месторождении (Ханты-Мансийский автономный округ) до 17 августа 2014 года. Лицензия (серия СХЛ, №00234, вид-НЭ) выдана 27 января 1987года. ОАО «Ноябрьскнефтегаз» с целевым назначением и видами работ по добыче нефти и газа из залежей пластов группы БС, геологическому изучению с последующей разработкой меловых и юрских отложений Холмогорского нефтяного месторождения (Ямало-Ненецкий автономный округ) до 2013 года

 

 

3.2 Состояние  разработки и фонда скважин  Холмогорского месторождения

 

Основные объекты разработки - пласты БС₁₀ и БС₁₁ находятся на завершающей стадии разработки, для которой характерна плавная динамика изменения технологических показателей.

Производственную деятельность ТПДН “ХН” в целом и каждого  конкретного месторождения в отдельности характеризуют основные показатели разработки.

К основным показателям разработки месторождения относятся: добыча нефти, среднесуточная добыча нефти, добыча газа, товарная нефть и газ, подготовка нефти, среднедействующий фонд скважин, эксплуатационный фонд нефтяных скважин, неработающий фонд скважин.

Рис. 3.1. Динамика показателей разработки Холмогорского месторождения

 

 

Добыча нефти на Холмогорском месторождение с каждым годом  снижается (рис. 3.1). Это объясняется тем, что месторождение находится на четвертом (завершающем) этапе разработки, как правило, самом продолжительном. Он характеризуется падением уровня добычи нефти и увеличением добычи пластовой воды. Обводненность скважин на этом этапе более 85%. Себестоимость одной тонны нефти в этот период начинает возрастать в связи со строительством и вводом в эксплуатацию установок по обезвоживанию и обессоливание нефти.

Максимальный уровень  добычи нефти на месторождении был  достигнут в 1984 году – 8269 т.т./год при отборе 38,9% от уточненных НИЗ, обводненности 36,3%. При этом темпы отбора составили 10,2% от НИЗ и 14,3% от ТИЗ, текущий КИН-0,128.

Максимальные уровни добычи нефти по эксплуатационным объектам сдвинуты во времени из-за реализации проектного решения: отработки проектными скважинами пласта БС₁₀ запасов пласта БС₁₁.

Максимальный уровень добычи нефти по объекту БС₁₁ по времени совпал с годом максимума (1984 г.) в целом по месторождению. В этот год добыча нефти достигла 8077 т.т. при отборе 43,6% от уточненных НИЗ, обводненности - 36%, темпах отбора - 11,5% от НИЗ и 16,9% от ТИЗ и текущего КИН - 0,164.

Максимальный уровень  годовой добычи нефти по объекту  БС₁₀ – 1130 т.т./год достигнут в 1988 г. при отборе 4546 т.т. нефти с начала разработки или выработке 41,4% от НИЗ, темпах отбора 10,3% от НИЗ и 14,9% от ТИЗ, при обводненности 52,9%, текущем КИН-0,091.

Всего за 2006 год добыто 502,9 т.т. нефти и 3426,5 т.т. жидкости,  при среднегодовой обводненности 85,3%. Среднегодовой дебит по нефти составил  9,52 т/с  и  по  жидкости  64,9  т/с.

С  целью  поддержания  пластового  давления  в  2006 году  закачано  3281,8 т. м³  воды. Темп отбора от НИЗ составил  0,62%, текущий КНО составил - 0,32 (утвержденный  КИН  - 0,33).

 

Для выполнения плана  по добыче нефти за 2006 год проведено  на Холмогорском месторождении 28 геолого-технических мероприятий и получили от них дополнительную добычу  31,2  т.т. 

По пласту БС₁₁ в 2006 году добыто 239,5 т.т. нефти и 2178,1 т.т. жидкости Темп отбора от НИЗ 0,34%, от ТИЗ 0%, текущий коэффициент нефтеотдачи - 0,35, обводнённость продукции составила 87,9%.  Среднегодовой дебит по нефти составил 7,2 т/с, по жидкости 65,2 т/с.  Для  поддержания пластового  давления  закачано 2070,9 т. м³ воды, компенсация отборов за год 91,56%, с начала разработки 110%.

Количество обводненных  скважин по пласту БС₁₁ на 01.01.2007 г. составило 117 скважин, в том числе:

до 2% - 0 скв.;

от 2 до 20% - 2 скв.; 

от 20 до 50% - 4 скв.;

от 50 до 90% - 34 скв.;

более 90% - 77 скважин.

Добыча нефти из пласта БС₁₀ в 2006 году составила 224,4 т.т., жидкости – 1209,5 т.т.. Темп отбора от НИЗ – 0% , от ТИЗ – 0%,текущий коэффициент нефтеотдачи - 0,21, обводненность продукции составила 81,5%. Среднегодовой  дебит по  нефти составил 11,4 т/с., по жидкости 61,4 т/с. С  целью поддержания  пластового давления в пласт БС₁₀ было закачано 1210,8 т. м³ воды, компенсация  отбора  закачкой  за  год  составила 94,33%, с начала  разработки - 102,35%.

Количество обводненных  скважин по пласту БС₁₀ на 01.01.2007 г. составило 75 скважин, в том числе:  

до 2% - 1 cкв.;

от 2 до 20% - 2 скв.;

от 20 до 50% - 6 скв.;

от 50 до 90% - 29 скв.;

более 90% - 37 скважин. 

 

Общий фонд скважины по Холмогорскому  месторождению на 01.01.07 г. cоставил 1463 скважины в том числе: эксплуатационный фонд – 315 скв.; действующий фонд – 152 скв.; дающий фонд – 140 скв.; текущий простой – 12 скв.; бездействие – 163 скв.; консервация – 506 скв.; контрольные –  46 скв.; пьезометрические  – 2 скв. и  ликвидированные  –  127 скв..

Если сравнивать фонд скважин с 2005 годом, то мы получим, что:

− Эксплуатационный фонд скважин на 01.01.07 г. составил 315 скважин, на 01.01.06 г. составлял 327 скважин. По отношению к 01.01.06 г. уменьшился на 12 скважин (- 4 %);

− Действующий фонд скважин  на 01.01.07 г. составил 152 скважины, на 01.01.06 г. составлял 205 скважин. По отношению  к 01.01.06 г. уменьшился на 53 скважин (- 15 %);

− Дающий фонд скважин  на 01.01.07 г. составил 140 скважин,                    на 01.01.06 г. составлял 199 скважин. По отношению  к 01.01.06 г. уменьшился на 59 скважин (- 29 %);

− Простаивающий фонд скважин не изменялся и составляет 12 скважин;

− Бездействующий фонд скважин  на 01.01.07 г. составил 163 скважины, на 01.01.06 г. составлял 118 скважин. По отношению  к 01.01.06 г. увеличился на 45 скважин (+ 38 %);

− Консервация скважин  не изменялась и составляет 506 скважин;

− Фонд контрольных скважин не изменялся и составляет 2 скважины;

− Фонд пьезометрических скважин не изменялся и составляет 46 скважин.

Процентное соотношение  приведено в таблице 3.3.

 

Таблица 3.3.

 

Структура фонда 2006-2007 года

Причина простоя	Число     скважин, шт.	Дебит      жидкости, м3	Дебит нефти, т.
Аварийные	56	3457	114,1
Требующие смены УЭЦН	2	83	2,4
Требующие смены ШГНУ	2	14	2,8
Требующие смены КОПЗ	6	180	12,4
Восстановление циркуляции	4	62	4,0
Ожидание ликвидации	26	1423	40,2
Ожидание консервации	66	2630	37,5
Прочие	12	653	92
Всего:	174	8502	305,4