Динамика и состояние разработки Муравленковского месторождения

Муравленковское месторождение открыто в 1978 году и введено в разработку в 1981 году на основании технологической схемы разработки и дополнительной записки к технологической схеме, утвержденной ЦКР СССР (протокол № 929 от 23.10.1981 года).

Промышленная нефтеносность на месторождении связана с песчаными отложениями мегионской свиты (пласты БС_10-1, БС_10-2, БС₁₁).

Муравленковское месторождение находится в завершающей стадии разработки и характеризуется быстрыми темпами падения добычи нефти при стабильном росте обводненности. В целом по месторождению отбор от извлекаемых запасов составил 78,9 % при 61,2 % обводненности и текущем КИН – 0,219, что говорит о высокой степени выработки запасов.

С длительной эксплуатацией месторождения и истощением запасов связано интенсивное возрастание обводненности скважин (с 1,6 % в 1998 году до 61,2 % в 2012 году).

Что касается основного объекта разработки – пласт БС₁₁, то он введен в разработку в 1987 году. Текущие балансовые за­пасы нефти категории составляют 282491 тысяч тонн, текущие извле­каемые – 84206 тысяч тонн. Утверждённый коэффициент извлечения нефти (КИН) – 0,4. Всего отобрано 53,19 % запасов нефти, числящихся на балансе РГФ.

С начала разработки на начало 2013 года из объекта извлечено
128,439 млн. тонн нефти, 220,387 млн. тонн жидкости. Текущая добыча нефти составила 8278 тыс. т/год, жидкости – 20368 тыс. т/год. Среднесуточные дебиты нефти составили 21,57 т/сут, жидкости – 41,61 т/сут.

На рисунке 1.2 представлена динамика основных технологических показателей разработки с начала разработки по 01.01.2013 г. пласта БС₁₁ Муравленковского месторождения.

Рисунок 1.2 – Основные показатели разработки пласта БС₁₁ Муравленковского месторождения

На начало 2013 года фонд месторождения состоит из 1771 скважины, из них в добывающем фонде – 1051 (в том числе 28 нагнетательных в отработке на нефть), в нагнетательном фонде – 290. Основная часть фонда – 85 % скважин – эксплуатирует запасы нефти пласта БС₁₁ – основного объекта разработки. Доля совместных скважин в общем фонде месторождения незначительна и составляет 1 %. Текущее состояние фонда скважин Муравленковского месторождения представлено в таблице 1.6.

Таблица 1.6 – Использование фонда скважин по состоянию на 01.01.2013

Практически весь добывающий фонд скважин месторождения механизирован, скважины эксплуатируются при помощи установок ЭЦН, которыми оборудованы 85 % скважин и установок ШГН (14 %), только 2 скважины объекта БС₁₀² работают фонтанным способом.

Коэффициент эксплуатации добывающих скважин составляет 88 %, что ниже уровня предыдущего года. Простаивают скважины по причине обводненности – 55 %, слабый приток – 6 %, прочие причины – 39 %.

Коэффициент использования добывающего фонда скважин достаточно низкий и составляет 50 %, это значение также ниже уровня предыдущего года. Не работают скважины по следующим причинам: аварии промыслового оборудования – 20 % скважин, высокая обводненность – 43 %, нерентабельность из-за высокой обводненности – 11 %, негерметичность эксплуатационной колон-ны – 6 % скважин, малодебитность – 1,5 %, другие причины (заморожен коллектор, перевод в другой фонд и т.д.) – 30 %.

На месторождениях ТПДН «Муравленковскнефть» применяются методы повышения нефтеотдачи пластов, которые способствуют более эффективной разработке месторождений и более полной выработке запасов и недр.

Так, например, на Муравленковском месторождении за счет новых методов нефтеотдачи добыто дополнительно 1179,3 тысяч тонн нефти, что на 44,4 тысяч тонн больше чем в 2011 году. За счет физико-химических методов добыто 146,3 тысячи тонн нефти (на 22,8 тысяч тонн больше по сравнению с 2010 годом) и за счет гидродинамических методов – 1011,4 тысяч тонн нефти (больше на 21,6 тысяч тонн).

К гидродинамическим методам, которые применяются на Мурав-ленковском месторождении, а конкретно по пласту БС₁₁ относятся: вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти, форсированный отбор жидкости, нестационарное заводнение. Эти методы были направлены на повышение охвата пластов процессом вытеснения в условиях традиционного обычного заводнения за счет вовлечения в разработку малопроницаемых слоев и прослоев, а также застойных зон. При применении гидродинамических методов преследовалась цель создания знакопеременных перепадов давления между зонами с разной проницаемостью и насыщенностью. За счет скачков давления создавались условия для выравнивания насыщенности и устранения капиллярного неравновесия на контакте нефтенасыщенных и заводненных зон.

Дополнительная добыча нефти, полученная в результате вовлечения в разработку недренируемых запасов составила по Муравленковскому месторождению 559,280 тысяч тонн. Дополнительная добыча нефти по недренируемым запасам просчитана по 335 скважинам (в 2011 году в допол-нительной добыче было задействовано 396 скважин).

В основном это скважины уплотняющей сетки, а также скважины, переведенные с другого объекта эксплуатации, попавшие в нефтепродуктивную часть и выработавшие запасы по своему проектному плану.

Форсированный отбор жидкости осуществлялся, в основном, на 23 сква-жинах пласта БС₁₁ Муравленковского месторождения, по которым дополнительная добыча нефти за год составила 38,9 тысяч тонн.

При применении циклического заводнения на Муравленковском месторождении в нестационарном режиме закачивали воду в 192 нагне-тательные скважины по всем пластам. Дополнительная добыча нефти составила 89,691 тысяч тонн.

В целом циклическое воздействие на Муравленковском месторождении осуществлено в 294 скважинах, в результате чего получено дополнительно 112,490 тысяч тонн нефти, а средняя продолжительность эффекта составила 147 суток.

В 2012 году на Муравленковском месторождении наряду с гидро-динамическими методами повышения нефтеотдачи пластов использовались и физико-химические методы.

Физико-химические методы основаны на вытеснении нефти водными растворами различных химических реагентов, которые улучшают вытесняющие свойства воды или изменяют в необходимых направлениях по пласту ее движение. Это водорастворимые поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимеры, кислоты, щелочи, а также эмульсионные растворы. А также закачка в пласт волокнисто-дисперсных систем (ВДС); сшитых полимерных систем (СПС); эмульсионно-суспензионных систем (ЭСС); полимер-дисперсных систем (ПДС); полимерно-гелевых систем (ПГС).

Волокнисто-дисперсные системы применяют для повышения охвата пласта заводнением. В него закачивают дисперсии глинистой суспензии (2 - 4 %) в объеме до 5 тыс. м³ на одну скважину и древесную муку. Снижение приемистости интер­валов, промытых заводнением, позволяет перераспределять сложившуюся струк­туру фильтрационных потоков и увеличить охват пласта заводнением.

Сшитые полимерные системы приготовлены на основе смеси водного раствора полиакриламида (ПАА), бихромата натрия (кальция), соляной кислоты и полигликоля, СПС применяют для обработок нагнетательных и до-бывающих скважин, изоляции водопритоков в добывающих скважинах, ликвидации межпластовых заколонных перетоков, регулирования заводнения.

Эмульсионно-суспензионные системы (ЭСС) приготовлены на основе эмульгатора обратных эмульсий нефтенола марки НЗ-40, нефраса, бентонитовой глины (глинопорошка) и водного раствора хлористого кальция; ЭСС применяют для регулирования заводнения неоднородных пластов-коллекторов. Сущность метода заключается в закачке их в нагнетательные скважины с неоднородным геологическим разрезом приемистости до 500 м³/сут для перераспределения фильтрационных потоков нефти.

Применение полимерно-гелевых систем (ПГС) – одно из наиболее перспективных направлений интенсификации добычи нефти из скважин. Сущность технологий заключается в том, что в промытые зоны пластов чередующимися порциями закачивают низко концентрированный раствор ПАА и глинистой суспензии. В результате флорирующего действия и адсорб­ции его на стенках пор происходит осаждение глинистой суспензии с образова­нием устойчивой против разрыва массы, снижающей проницаемость пласта.

Применение ПГС позволяет изолировать высокопроницаемые обводненные пласты, изменять направления водопотоков. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием и повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения.

По Муравленковскому месторождению за 2012 год проведено 148 геолого-

технических мероприятий (ГТМ) с целью выравнивания профиля приемистости (ВПП), получено 85785 тонн дополнительной добычи нефти, с эффективностью 6,7 т/с нефти на 1 ГТМ, продолжительностью эффекта 88 суток, суммарным эффектом на 1 ГТМ 580 т, средней стоимостью 1 ГТМ 89403 рублей.

В целом по пласту БС₁₁ Муравленковского месторождения наиболее эффективными за 2012 год оказались потокоотклоняющие технологии с применением химических реагентов, где за счет высокой по сравнению с другими месторождениями, продолжительности эффекта – 119 суток, была достигнута самая высокая по ТПДН «Муравленковскнефть» суммарная эффективность на 1 ГТМ – 623 тонн при достаточно низкой стоимости.

Наиболее эффективными по месторождению за 2012 год являются химические обработки ПГС (соответственно суммарный эффект на 1 ГТМ 554 тонны и 546 тонн). Так как ПГС наиболее дешевая обработка, то она и становится самой экономически эффективной.

Принцип действия технологии ПГС состоит в закупорке промытых поровых каналов и повышение коэффициента нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта заводнением. При этом происходит перераспределение фильтрационных потоков и подключение в разработку трудноизвлекаемых запасов из зон с пониженной проницаемостью.

Таблица 1.4 – Выполнение геолого-технических мероприятий на Муравленковском месторождении за 2012 год

• ⇐ Назад
• 12