В последнее время наметилась устойчивая негативная тенденция к ухудшению условий эксплуатации скважин на месторождениях Российской Федерации вследствие вступления залежей с благоприятными геолого-промысловыми параметрами в позднюю стадию разработки. Это требует ввода новых недоразведанных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, что, в свою очередь, требует привлечения капитальных вложений. Сложившаяся ситуация требует обратить внимание на уже разрабатываемые месторождения, их состояние и методы их эксплуатации. Для повышения нефтеотдачи, на месторождениях приходится применять специальные программы интенсификации, которые приводят к осложнению условий эксплуатации. Необходим анализ применяемых методов увеличения нефтеотдачи, а также выявление возможности применения новых технологий добычи нефти.

ОАО «Томскнефть» является крупным нефтегазодобывающим предприятием Томской области. Сначала разработки Вахского месторождений добыто по состоянию на 01.01.2014 г. 380 млн. тонн нефти. Современную сырьевую базу составляют запасы категорий В + С₁ и С₂. Запасы нефти сосредоточены на 23 разрабатываемых месторождениях, 11 из которых находятся на 3 и 4 стадиях разработки.

Характерными чертами современного состояния сырьевой базы являются:

·        высокая выработка запасов – 48,3 %;

·        в разработку вовлечено более 98 % запасов категории С₁.

На месторождениях, выработанность которых превышает 50 %, сосредоточено 43,6 % остаточных запасов и в целом по ОАО «Томскнефть» ВНК происходит существенное ухудшение структуры и качества запасов, связанное с истощением разрабатываемых месторождений при весьма незначительном приросте запасов за счёт новых открываемых залежей и доразведки эксплуатируемых месторождений. По существу все месторождения по мере выработки запасов становятся сложнопостроенными, а их запасы трудноизвлекаемыми. Для повышения нефтеотдачи на месторождениях приходится применять специальные программы интенсификации, которые приводят к осложнению условий эксплуатации.

Целью статьи является проведение анализа текущего состояния разработки Вахского нефтяного месторождения, а также оценка эффективности проводимых геолого-технологических мероприятий.

2. Общие сведения о месторождении

Вахское месторождение открыто в 1964 году, введено в разработку в 1976 году, расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 113 км восточнее от г. Нижневартовска и в 80 км от г. Стрежевого. Включает в себя следующие площади: Вахская, Северо-Вахская, Восточно-Вахская и Кошильская. В настоящее время на месторождении пробурено 76 поисково-разведочных и 1166 эксплуатационных скважин.

Размеры месторождения составляют 31´15 км, при площади 480 км² и амплитуде поднятия – 160 м. Площадь месторождения сильно заболочена, болота занимают около 70 % территории; поймы рек изобилуют озёрами, протоками, старицами. На заболоченных участках торфяной слой достигает 6-10 м. Территория месторождения находится в среднем течении рек Вах и Трайгородская. Нефть с Вахского месторождения поступает по нефтепроводу диаметром 530 мм на Советский центральный товарный парк (ЦТП), оттуда в магистральный нефтепровод Нижневартовск – Александровское – Анжеро-Судженск.

Нефтяной газ компримируется до 1,6 МПа для последующей его подачи по газопроводу «ГКС – Советский ЦТП» и затем потребителям (котельная г. Стрежевого, Нижневартовский ГПЗ). Попутный газ утилизируется на 95 %. Территория Вахского лицензионного участка в соответствии с почвенно-географическим районированием относится к среднетаёжной подзоне подзолистых, болотно-подзолистых и болотных почв.

Вахское месторождение расположено в пределах Вахского лицензионного участка, который расположен в районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области (Нижневартовский район), лицензия ХМН №00344 НЭ выдана ОАО «Томснефть» ВНК, а также располагается в Томской области (Александровский район) в пределах Кондаковского лицензионного участка (№ 58), лицензия ТОМ № 00048 НЭ выдана ОАО «Томснефть» ВНК.

3. Характеристика текущего состояния разработки Вахского месторождения

Вахское нефтяное месторождение открыто в 1965 году. Месторождение разрабатывается с 1976 году с наиболее крупного по площади Вахского участка. С 1988 года началась разработка Кошильской площади. Разработка областей началась не одновременно, сначала разрабатывалась только Тюменская область, а с 1984 года присоединилась и Томская область. В настоящее время разработка месторождения ведётся согласно проектному документу «Анализа разработки Вахского месторождения» (протокол ТКР № 823 от 24.10.2006 г.). Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по месторождению в целом, а также по объектам разработки и площадям проведено с 2006-2014 гг.

Суммарная добыча нефти по месторождению за рассматриваемый период составила 5876 тыс. тонн, что фактически на 886 тыс. тонн (13 %) ниже проектного уровня. Отставание по годовой добыче нефти наблюдается на протяжении всего рассматриваемого периода. Наибольшее отставание добычи нефти в 2009-2014 гг. достигло 17-30 %. Причина отставания годовой добычи нефти в том, что не выполняется программа вывода скважин из бурения в 2009 году и из неработающего фонда скважин на протяжении всего периода, соответственно действующий фонд добывающих скважин меньше проектного фонда.

В период с 2006 по 2008 гг. отставание фактической добычи нефти от проектной начинает постепенно снижаться. Разница в добыче составила: 94,3 тыс. тонн в 2006 году (8 %); 60,2 тыс. тонн в 2007 году (5 %) и достигает своего минимума в отставании в 2008 году – 22,8 тыс. тонн (2 %). Это связано с тем, что было пробурено восемь новых скважин, которые не предлагались проектом, а также ввод скважин из неработающего фонда, но в недостаточном количестве. На месторождении был проведён большой объём мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта.

В последующие годы (2009-2014) добыча нефти идёт на спад, и отставание составляет 17-30 % от проектной добычи нефти. Причина этому такая же – не выполнение программы вывода скважин их неработающего фонда на 68 %, тем самым отставание действующего добывающего фонда до 32 %. В 2009 году по проекту предусматривалось увеличение действующего фонда добывающих скважин по сравнению с предыдущим 2008 годом на 11 %, а фактически произошло уменьшение фонда на 8 %. Что и повлекло за собой снижение дебита нефти и добычи нефти. Проектный уровень добычи нефти за 2010 год равен 1626 тыс. тонн по факту добыто 1167 тыс. тонн, т.е. на 459 тыс. тонн меньше (28 %). Обратная картина наблюдается по добычи жидкости, она превышает проектные значения на протяжении рассматриваемого периода. В 2007 году наблюдается значительный скачок превышения фактической добычи жидкости над проектной с 2 до 21 %. Превышение обводнённости над проектной тоже вырастает в два раза с 5 до 10 %.Суммарный отбор жидкости за рассматриваемый период по факту составляет 25707 тыс. тонн, что на 21 % больше проектного уровня (21147 тыс. тонн).

Эксплуатационный и действующий фонд добывающих скважин в течение всего рассматриваемого периода (начиная с 2006 и по 2014 гг.) меньше проектного фонда. Отклонение возрастает с каждым годом и достигает максимального значения в 2014 году. Эксплуатационный фонд добывающих скважин и действующий фонд отстаёт от проектного фонда в 2010 году на 18 и 29 %. Доля действующего фонда значительна и составляет 74-87 % от эксплуатационного фонда, это свидетельствует о том, что количество скважин, находившихся в бездействии, небольшое. Но по проекту эта доля скважин составляет 91-93 %, что значительно выше (5-20 %), чем фактическая доля.

В период 2006-2008 гг. бурение новых скважин по проекту не предусматривалось. По факту в 2007 и 2008 гг. было пробурено 10 скважин, две из которых (№№ 107Р и 97Р) были переведены после бурения в консервацию. В 2009 году по проекту планировалось ввести в разработку бурением новых 8 добывающих скважин Кошильскую площадь, но по факту бурение на данной площади не было выполнено. Бурение новых добывающих скважин в 2009 году было выполнено на других площадях: Вахская площадь – № 701Б, Восточно-Вахская площадь – №№ 811Б и 2537Б, а в 2010 году бурение скважин было перевыполнено по количеству на 7 ед. Во втором полугодии 2010 года на Кошильской площади было пробурено 13 скважин. Ввод добывающих скважин из других категорий в период 2006-2010гг не выполнен на 43 %.

Фактические объёмы закачки в 2006 году существенно превышает проектное значение. Превышение составляет 32 %, несмотря на то, что количество действующих нагнетательных скважин ниже на 28 % проектного. Фактическая приёмистость нагнетательных скважин за этот период превышает проектную на 72 %. Лишь в 2007 году превышение фактических объёмов закачки над проектными уменьшается и является незначительным (5 %). Приёмистость нагнетательных скважин выше проектной на 58 %. В последующие 2008-2010 гг. превышение объёма закачки составляет в среднем 10 %, при том, что превышение фактической приёмистости над проектной в среднем осталось на том же уровне (51 %). Коэффициент использования всех скважин на протяжении всего рассматриваемого периода ниже проектного значения в среднем на 20 %. Если рассматривать отдельно фактический коэффициент добывающего фонда, то в период 2006-2009 гг. наблюдается снижение коэффициента использования добывающих скважин до 0,737 доли ед., что на 21 % ниже проектного значения (0,931 доли ед.), а в 2010 году он увеличивается до 0,810 доли ед.

Снижение происходит из-за того, что с каждым годом эксплуатационный фонд скважин увеличивается, а действующий фонд добывающих скважин уменьшается или увеличивается незначительно. Отставание фактического коэффициента использования от проектного можно объяснить отставанием эксплуатационного и действующего фонда скважин от проектных значений.

Коэффициент использования нагнетательного фонда скважин, несмотря на увеличение из года в год, всё равно отстаёт от проектного коэффициента в среднем за данный период на 30 %. Невысокий коэффициент использования скважин показывает, что большинство скважин находится в бездействующем фонде; причина этому – невыполнение программы вывода скважин из бездействия. Коэффициент эксплуатации добывающих скважин равен проектному значению и составляет 0,9 доли ед.

Вывод: исходя из вышеизложенной характеристики сравнения проектных и фактических показателей разработки по месторождению, можно отметить, что фактические уровни добычи нефти отстают от проектных значений (2-28 %). Проектные решения в период 2006-2014 гг. не выполняются в полном объёме.

Причины, вызвавших отставание уровней добычи нефти:

·          меньший коэффициент использования скважин (особенно нагнетательных скважин), чем был предусмотрен в проекте;

·          несоответствие фактического фонда действующих скважин проектному фонду;

·          более высокие темпы обводнения скважин;

·          отставание темпов отбора от темпов отбора, заложенных в проекте.

На Вахском месторождении по состоянию на 01.01.2014 г. накопленная добыча нефти и жидкости составила 56915 тыс. тонн и 111039 тыс. тонн, что составляет 54 % от утверждённых начальных извлекаемых запасов (101564 тыс. тонн). Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,188 доли ед. Водонефтяной фактор – 0,95 доли ед. Годовая обводнённость равна 81 %. Накопленная закачка вода составляет 179338 тыс. м³. Накопленная и текущая компенсация отбора равна 130 и 96 %.

4. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации

С начала разработки месторождения отобрано 60260 тыс. тонн нефти или 53,4 % от извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,155 (утверждённый 0,321), текущая обводнённость продукции 82,2 %, водонефтяной фактор 0,6, накопленная закачка компенсирует отбор на 132 %.

С 1991 года месторождение находится в III стадии снижающейся добычи нефти. В ретроспективе максимальные отборы нефти по месторождению достигались в период 1986-1991 гг.: 2,657 млн. тонн (1986), 2,870 млн. тонн (1989), затем началось резкое падение добычи до 2,262 млн. тонн в 1992 году. Последующее небольшое увеличение добычи до 2,647 млн. тонн в 1993 году обусловлено эффективными работами по ГРП на низкопродуктивных скважинах. Этот фактор совместно с выводом в бездействие высокообводнённых скважин обусловил снижение обводнённости продукции с 42,6 до 31,5 % в 1993-1994 гг. Однако с 1995 года снова наметилась тенденция роста обводнённости продукции. На рисунке 1 показана динамика разработки Вахского месторождения за период 01.01.2003 – 01.01.2014 гг.

Рисунок 1 – Динамика разработки Вахского месторождения за период 01.01.2003 – 01.01.2014 гг.

В результате проведения совокупности работ, связанной с интенсификацией отборов путём ГРП, геолого-технических мероприятий, направленных на улучшение работы фонда, вывода в бездействие значительной части высокообводнённых скважин при возросшем отборе жидкости и нефти существенно снизилась текущая обводнённость продукции – с 43 % в 1989 году до 30 % в 1993 году.  С начала разработки отобрано 758392 тыс. тонн жидкости. Максимальный его отбор 4464 тыс. тонн, в динамике синхронно с добычей нефти, достигнут в 1987-1989 гг. В последующие годы проявляется постепенное снижение добычи жидкости в среднем по 166 тыс. тон/год. В этот же период добыча нефти ежегодно снижалась почти на 100 тыс. тонн/год. Текущие уровни добычи нефти и жидкости в долях примерно одинаковы от максимального, составляя соответственно 60 и 62 %.

В начальный период (1980-1991 гг.) разбуривание месторождения осуществлялось высокими темпами с объёмами проходки 190-330 тыс. м/год. По мере завершения разбуривания большей части проектного фонда Вахской, Восточно-Вахской и Северо-Вахской площадей в 1995 году начато освоение Кошильской площади, которое практически сразу было приостановлено из-за получения непромышленных притоков нефти. Требовались более детальные всесторонние исследования по уточнению запасов этой части Вахского региона с последующей выработкой уточнённых проектных решений.В связи с довольно интенсивным разбуриванием месторождения фонд добывающих скважин увеличивался и в период 1991-1995 гг. составлял 770-800 скважин, который в последующем к 2012 году постепенно уменьшился до 357 единиц. Выбытие добывающих скважин связано с необходимостью перевода под закачку, а также по геологическим и техническим причинам.

На месторождении добыча нефти ведётся из 286 скважин, из них 257 скважин работают с помощью электроцентробежного насоса (ЭЦН) и 29 скважин – с помощью штангового глубинного насоса (ШГН) (рис. 2). В бездействующем добывающем фонде насчитывается 67 скважин, причём 78 % от всего бездействующего фонда это скважины, находящиеся в бездействии с прошлых лет (52 ед.). Основные причины бездействия – это малодебитность, обводнённость, аварийное состояние скважины и ожидание работ по подземному или капитальному ремонту. Коэффициент использования добывающих скважин равен 0,810 доли ед.

Рисунок 2 – Распределение фонда добывающих скважин по методам эксплуатации

В консервации (195 скважин), в ожидании ликвидации (108 скважин) и в ликвидации (100 скважин) находится 45 % от всего добывающего фонда. Фонд пьезометрических и наблюдательных скважин составляет 144 ед. Эксплуатационный фонд (действующий, бездействующий и в освоении) нагнетательных скважин (319 скважин) составляет 81 % от всего нагнетательного фонда скважин (391 скважина). Эксплуатационный нагнетательный фонд скважин распределяется по объектам разработки аналогично добывающему фонду скважин: наибольшее количество скважин приходится на основные объекты разработки  (147 скважин) и  (194 скважины), остальные скважины – на  (42 скважины) и  (1 скважина). Закачка на всём месторождении на 01.01.2014 г. осуществляется 163 скважинами. В бездействующем нагнетательном фонде находится 154 скважины, причём 84 % от всего бездействующего фонда это скважины, находящиеся в бездействии с прошлых лет (129 скважин). Основные причины остановки – это ограничение закачки, техническое состояние эксплуатационной колонны и ожидание капитального ремонта скважин. Коэффициент использования нагнетательных скважин равен 0,511 доли ед. В консервации (4 скважины), в ожидании ликвидации (16 скважин) и в ликвидации (11 скважин) находится 8 % от всего нагнетательного фонда. Фонд пьезометрических и наблюдательных скважин составляет 41 ед. Всего водозаборный фонд составляет 49 скважин. Эксплуатационный фонд (действующий – 9 скважин, бездействующий – 23 скважины, в освоении – 9 скважин) водозаборных скважин составляет 84 % от всего водозаборного фонда скважин. Коэффициент использования водозаборных скважин равен 0,220 доли ед.

Фонд действующих добывающих скважин был максимальным (650 скважин) в 1990 году, в последующий период до 2012 года сократился более чем вдвое, составив 261 единиц. Соответственно коэффициент использования фонда добывающих скважин был максимальным 0,95 в 1989 году, в дальнейшем (уже в 1992 году) он резко снизился до 0,59 и в последние годы анализируемого периода он составлял 0,51 (1999) и 0,38 (2006-2014). Бездействие фонда добывающих скважин, в основном, связано с низкодебитностью по нефти или высокой обводнённостью продукции, в несколько меньшей мере с ожиданием целесообразных работ по подземному ремонту или выявленным аварийным состоянием скважин.

Приведённая дифференциация по классам дебитов нефти и причинам бездействия позволяет представить масштабность потерь нефти (без проведения ремонтных работ) из-за бездействия скважин. Их остановка связана с невозможностью дальнейшей эксплуатации по техническим или выраженной нецелесообразностью по экономическим причинам. Судя по приведённым низким средним дебитам остановленных скважин, в превалирующем большинстве случаев (61,4 %) дебит нефти менее 1 тонн/сут., их суммарный дебит равен 60 тонн/сут. или 6,45 % от общего (938 тонн/сут.) по всему бездействующему фонду. Наибольшим потенциалом добычи 669 тонн/сут. (71 %) выделяются 34 скважины (12 % бездействующего фонда), в этой группе по каждой из скважин дебит нефти превышает 5 тонн/сут. Примерно половина этого количества (16 скважин) – в ожидании подземного ремонта, остальные – в ожидании капитального ремонта. Таким образом, в существующем состоянии в 90 % бездействующего фонда средний дебит нефти составляет 0,9 тонн/сут. Последний может быть существенно увеличен по большей части фонда путём проведения эффективных ремонтных работ. Это выполнимо только после целенаправленных исследовательских и ремонтных работ при определённом местоположении остаточных запасов нефти.

Отмеченная динамика в целом нарастающего бездействующего фонда, в структуре которого превалируют скважины с высокообводнённой продукцией, обусловила некоторые особенности погодовой динамики обводнённости продукции по месторождению в целом. Последнее выражено низким темпом прироста обводнённости продукции. Необходимо также отметить, что вышеуказанное обводнение части скважин в целом согласуется с повышенной степенью выработки удельных запасов нефти. Интенсивный рост обводнённости и соответственно ускоренный вывод в бездействие зачастую проявляется по наиболее продуктивным скважинам. Ежегодное сокращение их доли в работающем фонде привело к постепенному уменьшению дебита жидкости скважин с 29-32 тонн/сут. в период 1982-1986 гг. до 16,7 тонн/сут. в 1992 году.Последующий прирост дебита до 23-24 тонн/сут. получен за счёт широкомасштабных работ по ГРП, а дальнейший не менее существенный прирост с достижением 25 тонн/сут. в 2004 году и 38 тонн/сут. в 2009 году связан с проведением комплекса мероприятий, включающего оптимизацию системы воздействия и режимов работы скважинного насосного оборудования, ГРП, переводы на другие объекты, приобщения и т.п.

В ретроспективной динамике эксплуатации месторождения ввод системы поддержания пластового давления (ППД) осуществлён с некоторым опозданием, в результате текущая 100 % компенсация отбора закачкой обеспечена в 1980 году, а накопленная 100 % – в 1982 году или при отборе 5,3 млн. тонн жидкости с начала разработки. В последующие годы отчётные объёмы закачки существенно превышали отборы жидкости, в итоге накопленная компенсация в 2012 году составила 132 %, накопленный объём закачки – 125 млн. м³, годовой – 8005 тыс. м³, что составляет 54 % от прежнего максимального – 8584 тыс. м³, необоснованно завышенного объёма закачки 2000 года. В начальный период закачки в условиях пониженных пластовых давлений в период 1979-1982 гг. приёмистость достигала максимальных величин 300-280 м³/сут. В последующем к 1989-1990 гг. она постепенно снизилась до 90-100 м³/сут. Практически на этом уровне (95 м³/сут.) стабилизировалась и в последующем, включая и 2000 год; в 2012 году повысилась до 132 м³/сут. Приёмистость скважин регулируется (штуцированием) в зависимости от динамики отборов жидкости по объектам и их участкам, руководствуясь состоянием энергетической обеспеченности.

В зависимости от удалённости нагнетательной скважины от блочной кустовой насосной станции (БКНС) давления закачки колеблются преимущественно в диапазоне 14-18 МПа. При этом не проявляется корреляционной зависимости между приёмистостью и устьевым давлением закачки, также не замечено существенных пообъектных различий в распределении упомянутых показателей. При преимущественном распределении приёмистости в диапазоне 20-220 м³/сут. средние величины показателя по объектам разработки , , Ю_2-3 практически не различаются и составляют около 100-110 м³/сут. Более низкие величины приёмистости (< 10-20 м³/сут.) связаны с циклическими закачками. Соотношения скважин по классам приёмистости в представленных распределениях по основным объектам ,  и  примерно одинаковые.

Что касается фонда нагнетательных скважин, то он практически ежегодно увеличивается. Если в год максимальной закачки (1991) он составлял 243 ед., то к 2014 году постепенно возрос до 300 ед. За сравниваемые годы (1995 и 2014 гг.) соотношение нагнетательных и добывающих скважин составило 1:3,2 и 1:2,2, а по действующему фонду соответственно 1:3 и 1:2, т.е. в динамике наблюдается повышение охвата воздействием по площади и объёму эксплуатируемых частей объектов. При этом сближаются зоны воздействия и отбора, осуществляется изменение направлений гидродинамических потоков, что в совокупности благоприятно влияет на повышение охвата воздействием.

Представленные выборочные показатели уровней накопленной и годовой добычи нефти, а также степени выработки запасов нефти позволяют крупномасштабно отобразить удельную значимость каждого объекта или их совокупности в пределах каждой площади месторождения. Так, если рассматривать их распределения в территориальном плане, то в качестве определяющей по уровню запасов и отборов за ретроспективный период выделялась Вахская площадь. Ей соответствует почти половина извлекаемых запасов нефти месторождения, из которых уже извлечено 59,8 %. В этой же связи и из-за наиболее длительной эксплуатации упомянутой части месторождения накопленный отбор составил 64,0 % от общей добычи нефти по месторождению.

По содержанию извлекаемых запасов нефти Восточно-Вахская и Северо-Вахская площади соотносятся как 0,55:0,45. Восточно-Вахская площадь введена в эксплуатацию в 1985 году, т.е. на 2 года ранее Северо-Вахской. Это, в основном, и определило по ней как большую степень (39,2 %) выработки запасов, так и несколько большую долю (22,2 %) в накопленном отборе по месторождению. Однако по годовому уровню добычи нефти обе площади между собой близки, а по темпам отбора от начальных запасов более, чем вдвое превышают таковой по Вахской площади.По разрезу месторождения 10,4 % извлекаемых запасов нефти находится в пластах Ю_2-3 тюменской свиты, по ним отобрано 35,9 % от извлекаемых запасов, и в 2012 году они обеспечивают 19,5 % годового отбора по месторождению. Остальная часть годовой добычи обеспечивается объектами  и Ю₁²⁺³. По степени выработки запасов наиболее близки между собой объекты  (41,8 %) и  (35,7 %). Наибольшей выработкой запасов (66,1 %) характеризуется объект . Он содержит третью часть (36,2 %) начальных и 25 % текущих извлекаемых запасов нефти месторождения, при этом обеспечивает почти 30 % годовой добычи.

На месторождении пробурено всего 1270 скважин, из них 1161 скважина основного фонда, остальные 109 скважин – разведочные, дублёры, контрольные. В эксплуатации на нефть участвовало 925 скважин, значительная часть которых (353 скважин) переведена под закачку; по отношению к добывающему фонду (688 скважин) получается сравнительно низкая доля (46 %) действующих скважин. Работающий фонд характеризуется текущей обводнённостью продукции 76 % и на его долю остаётся отобрать около половины утверждённых извлекаемых запасов нефти или 173 тыс. тонн/скв. На скважины уже неработающего фонда (436 скважин) приходится 35,8 % накопленной добычи по месторождению или 35,8 тыс. тонн/скв.; аналогично по действующему фонду – 32,2 % или 61,8 тыс. тонн/скв., т.е. удельная добыча нефти почти вдвое выше, чем по неработающему фонду. Это обстоятельство в первом приближении позволяет констатировать о неполной выработке удельных запасов нефти скважинами неработающего фонда и, соответственно, проблемности достижения утверждённого коэффициента нефтеизвлечения эксплуатируемых объектов без реализации наиболее эффективных мероприятий. Как правило, структура остаточных запасов ухудшена в связи с их приуроченностью к интервалам с изначально пониженными фильтрационно-емкостными свойствами и нефтенасыщенности пород. Для выработки наиболее эффективных мероприятий по вовлечению их в активную разработку, прежде всего, требуется надёжное попластовое представление распределения по территории залежей плотности остаточных запасов нефти.

Последнее в соответствии с современными возможностями может быть получено по результатам расчётов с использованием ПК «Eclipse» и проведением трёхмерного гидродинамического моделирования. В то же время следует принять во внимание относительно слабую изученность объектов по ряду исходных базовых физических параметров (проницаемость, нефтенасыщенность), существенно влияющих на конечные результаты расчётов. Поэтому с целью выявления степени их согласованности с результатами обычного геолого-промыслового анализа выполнено изучение пообъектного распределения начальных и остаточных запасов нефти, особенностей динамики работы скважин в зависимости от геолого-физической характеристики объектов эксплуатации, технического состояния скважин и т.п. Это требовалось выполнить для большей определённости и надёжности целесообразно-необходимых мероприятий, ориентированных на повышение эффективности разработки с одновременным обеспечением технико-технологических условий для отбора утверждённых извлекаемых запасов нефти.

Выраженное с 1993 года увеличение добычи нефти по объектам месторождения и в последующем более сдержанное его падение обусловлено эффективными работами по ГРП (гидравлический разрыв пласта), проведёнными в 396 скважинах. По известным причинам указанный показатель также частично включает результаты работ, проводимых по направлениям усиления системы воздействия и улучшению режимов работы механизированного фонда, что в особой мере проявилось в последние годы.

5. Обзор методов воздействия на пласт, применявшихся на месторождении за последние годы

С начала разработки на месторождении при комплексном воздействии применялись следующие технологии:

·     дополнительной перфорации (ДП);

·     ДП и глинокислотных обработок (ГКО);

·     кавитационно-имплозивного воздействия (КИВ);

·     гидропескоструйной перфорации (ГПП);

·     солянокислотные обработки (СКО);

·     импульсное дренирование струйным насосом (УОС);

·     термогазохимическое воздействие пороховым генератором давления (ПГД);

·     ацетоно-кислотная обработка (АКО);

·     метод глубоких депрессий, позволяющий снизить уровень на 1200-1500 м (МГД);

·     закачка пенной системы для отклонения фильтрационных потоков (ПС);

·     закачка ПДС и др.

Эффективность применения методов воздействия на пласт, применявшихся в последние годы, показана на рисунке 3.

Рисунок 3 – Дополнительная добыча нефти по методам воздействия на пласт

Применение полимерно-дисперсной системы, состоящей из полиакриламида (ПАА) и глинистой суспензии (ГС) со стабилизирующими добавками, основывается на повышении фильтрационного сопротивления высокопроницаемых участков коллектора в призабойной зоне пласта, таким образом ограничивая приток воды к добывающим скважинам. Технология предусматривает закачку ПАА и ГС через фильтр добывающей скважины и последующую закачку в призабойную зону сшивателей, способствующих упрочнению водоизолирующего материала, что позволяет снизить возможность его вытеснения.

Закачка ПДС проводилась в 1999 году на Вахской площади в пласт . Полимерно-дисперсная система закачивалась в нагнетательную скважину № 131. Реагирующие скважины №№ 125, 126, 127 и 132. Дополнительная добыча на одну скважину составила 1,5 тыс. тонн. Глинокислотные обработки в 1999 году проводились на Восточно Вахской площади месторождения: объект , обрабатывалась скважина № 803б, реагирующие скважины №№ 810, 802, 763, 765 и 804, дополнительная добыча составила 200 тонн; объект , обрабатывалась скважина № 1411, реагирующие скважины №№ 1401, 1402, 1403, 1419, 1418 и 1420, дополнительная добыча составила 300 тонн.

В 1999 году на месторождении в качестве опытно-промышленного эксперимента производилась закачка полимерно-углеродной системы ПУС-3. Закачка проводилась на Восточно-Вахской площади, на объект  в нагнетательную скважину № 1558; реагирующие скважины №№ 1092, 1079, 1080, 1559, 1102, 1101, 1100 и 1542. Дополнительная добыча составила 870 тонн. С целью повышения нефтеотдачи пластов и увеличения продуктивности скважин на месторождении применялся метод электроимпульсного воздействия на пласт. Электроимпульсное воздействие проводилось на Вахской площади месторождения в скважине № 616 (объект ), дополнительная добыча составила 510 тонн; на Восточно-Вахской площади в скважине № 1411 (объект ), дополнительная добыча составила 480 тонн.

На Вахском месторождении в пределах Восточно-Вахской площади пробурено три горизонтальных скважины на объекты  (скважина № 1081) и  (скважины №№ 855бис и 1362) с проходкой по объектам 160 м (скважина № 1081) – 176 м (скважина № 1362). Продуктивная часть объектов не обсажена, спущен хвостовик-фильтр.

6. Проведение ГРП на Вахском месторождении

Гидроразрыв пласта на Вахском месторождении на первом этапе осуществлялось Краснодарским УПНПиКРС, которое использовало технологию и жидкости, разработанные институтом «ВНИИКрнефть». В качестве закрепляющего трещину материала применялся кварцевый песок в количестве 20 тонн, объём жидкости гидроразрыва составлял 70-85 м³, темп закачки достигал 2,4 м³/мин. Работы осуществлялись без должного контроля и фиксирования основных показателей по каждой скважине, что не позволило провести соответствующие расчёты длины трещин.

В тот же период на других месторождениях Западной Сибири начали применять зарубежную технологию гидроразрыва, считавшуюся эффективней отечественной. Это послужило причиной создания совместного предприятия «ВахФракмастер Сервисиз». Преимущество канадской технологии заключается в отсутствии в жидкости гидроразрыва водной фазы, использовании для закрепления трещины искусственного материала (проппанта) с втрое большими прочностными свойствами (70 МПа) и проницаемостью уплотнённого (в пластовых условиях) проппанта более 200 мкм². Кроме того, проводимые операции управляемы и контролируются, что позволяет создавать трещины установленной длины. Высокие темпы закачки (500 м³/мин.) обеспечивают получение коротких и широких трещин, что представляется более оптимальным с позиции технологии разработки.

На Вахском месторождении по состоянию на 01.01.2014 г. проведено 756 операций гидроразрыва. Предварительный анализ показателей свидетельствует о широком диапазоне изменения прироста дебитов жидкости и обводнённости. В этой связи определённый интерес представляет оценка влияния технологических и геолого-промысловых факторов на конечные показатели.

Как показал анализ данных, по преобладающей части скважин дебит увеличился более чем в 4-5 раз, в среднем 4,2 раза, дебит нефти – в 3,65 раза, в то время как по 33 скважинам Краснодарского УПНПиКРС дебит жидкости возрос только в 2,4 раза. Увеличение дебитов по зарубежной технологии сопровождается ростом обводнённости в среднем на 11 %. Примечательно, что в 33 скважинах отмечается её снижение.

1. Otchyot «Dopolnenie k proektu razrabotki Vahskogo mestorozhde-niya» / Gagarin A.N. – Tomsk: TomskNIPIneft', 2011. – Tom I, Kniga 1. – 100 s.
2. Otchyot «Dopolnenie k proektu razrabotki Vahskogo mestorozhde-niya» / Gagarin A.N. – Tomsk: TomskNIPIneft', 2011. – Tom I, Kniga 2. – 40 s.
3. Analiz razrabotki Vahskogo mestorozhdeniya / Sokolov V.S. – Tyumen': OAO «Tandem», 2006. – 80 c.
4. Pereschyot zapasov nefti i rastvoryonnogo gaza / Krec EH.S., Bagautdinov A.K. i dr. – Tomsk: OAO «TomskNIPIneft' VNK», 1999. – 245 s.
5. Analiz razrabotki Vahskogo mestorozhdeniya. – Strezhevoj: OAO «Tomskneft' VNK», 2013. – 120 s.
6. Antoniadi D.G., Savenok O.V., SHostak N.A. Teoreticheskie osnovy razrabotki neftyanyh i ga-zovyh mestorozhdenij: uchebnoe posobie. – Krasnodar: OOO «Prosveshchenie-YUg», 2011. – 203 s.
7. Analiz ehffektivnosti sistemy razrabotki Vahskogo neftyanogo mestorozhdeniya (Tyumenskaya oblast'). EHlektronnyj resurs. Rezhim dostupa: http://knowledge.allbest.ru/geology/3c0b65625a2ad69a4d53b88521306c26_0.html
8. Bulatov A.I., Savenok O.V. Kapital'nyj podzemnyj remont neftyanyh i gazovyh skvazhin: v 4 tomah. - Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2012-2015. – T. 1-4.
9. Bulatov A.I., Voloshchenko E.YU., Kusov G.V., Savenok O.V. EHkologiya pri stroitel'stve nef-tyanyh i gazovyh skvazhin: uchebnoe posobie dlya studentov vuzov. – Krasnodar: OOO «Pros-veshchenie-YUg», 2011. – 603 s.
10. Bulatov A.I., Savenok O.V., YAremijchuk R.S. Nauchnye osnovy i praktika osvoeniya nef-tyanyh i gazovyh skvazhin. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2016. – 576 s.
11. YAkovlev A.L., Savenok O.V. Analiz ehffektivnosti primeneniya operacij volnovogo voz-dejstviya na mestorozhdeniyah Krasnodarskogo kraya v oblasti ehkologicheskoj bezopasnosti // Nauchno-tekhnicheskij zhurnal «Oborudovanie i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa». – M.: VNIIOEHNG, 2016. – № 5. – S. 34-39.
12. YAkovlev A.L., Pancarnikov D.S., Savenok O.V. Analiz metodov vozdejstviya na prizabojnuyu zonu plasta v usloviyah Samotlorskogo mestorozhdeniya // Nauchno-tekhnicheskij zhurnal «Neft'. Gaz. Novacii». – Samara: Izdatel'skij Dom «Neft'. Gaz. Novacii», 2017. – № 2. – S. 36-51.
13. Borovik O.V., Savenok O.V. Analiz ehffektivnosti raboty UEHCN na mestorozhdeniyah Kras-nodarskogo kraya // Nauchnyj zhurnal NAUKA. TEKHNIKA. TEKHNOLOGII (politekhni-cheskij vestnik). – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2017. – № 2. – S. 34-61.
14. Borovik O.V., Savenok O.V. Analiz primeneniya sistemy bajpasirovaniya Y-Tool dlya issledo-vaniya pod dejstvuyushchej UEHCN na mestorozhdeniyah Krasnodarskogo kraya // Nauchnyj zhurnal NAUKA. TEKHNIKA. TEKHNOLOGII (politekhnicheskij vestnik). – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2017. – № 2. – S. 62-81.
15. Berezovskij D.A., Kusov G.V., Savenok O.V., Alkadzhi Mahran. Analiz ehffektivnosti remont-nyh rabot na skvazhinah YUgidskogo mestorozhdeniya // Nauchnyj zhurnal NAUKA. TEKH-NIKA. TEKHNOLOGII (politekhnicheskij vestnik). – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2017. – № 2. – S. 109-137.
16. Arutyunov T.V., Berezovskij D.A., Kusov G.V. Analiz tekhnologii provedeniya gidravli-cheskogo razryva plasta v usloviyah ob"ekta YU1 Snezhnogo mestorozhdeniya // Vestnik stu-dencheskoj nauki kafedry informacionnyh sistem i programmirovaniya. – 2017. – № 02; URL: vsn.esrae.ru/2-9 (data obrashcheniya: 21.11.2017).
17. Savenok O.V., Arutyunyan A.S., Petrushin E.O., Likhacheva O.N., Kusov G.V. Secondary opening of productive layers // Advances in Engineering Research, volume 133 Proceeding of the International Conference «Actual Issues of Mechanical Engineering» 2017 (AIME 2017) Pages: 734-741 Rezhim dostupa: http://www.atlantis-press.com/proceedings/aime-17/articles?q=savenok
18. Savenok O.V., Kusov G.V., Likhacheva O.N., Al Maari Majd. To the question about geological and environmental problems of exploration and operational drilling for oil and gas // International Educational Applied Scientific Research Journal (IEASRJ) Volume 2, Issue 11, Nov 2017, p. 6-11 e-ISSN 2456-5040 Rezhim dostupa: http://ieasrj.com/journal/index.php/ieasrj/article/view/74/65
19. Savenok O.V., Arutyunyan A.S., Datsenko E.N., Orlova I.O., Likhacheva O.N., Petrushin E.O. Technology and Field Tests of Cement Slurry Treatment by Means of Electrical Hydropulse De-vice in the Initial Period of WOC // International Journal of Advanced Biotechnology and Re-search (IJBR) Volume 8, Issue 4, 2017, pp. 1061-1066 ISSN 0976-2612, Online ISSN 2278-599X, Rezhim dostupa: https://drive.google.com/file/d/1We1PZT4aPJk_SB69iLvVZugUvZuJ4LAN/view.

Sitnikov A.N., Shalskaya S.V. ANALYSIS OF THE EFFICIENCY OF THE DEVELOPMENT SYSTEM OF THE VAKHSKOYE OIL FIELD // Вестник студенческой науки кафедры информационных систем и программирования. – 2017. – № 03;
URL: vsn.esrae.ru/en/3-16 (Date Access: 29.06.2025).

Today: 2460 | Week: 2460 | Total: 3415

Comments (0)