1. Общие сведения о месторождении Мухто

Нефтегазовое месторождение Мухто расположено в 7 км к западу от Пильтунского залива и в 80 км южнее г.Оха – центра нефтяной и газовой промышленности. Нефть, добываемая на месторождении Мухто, поступает в магистральный нефтепровод. Им связаны все месторождения Северного Сахалина с г.Комсомольск-на-Амуре, где расположен нефтеперерабатывающий завод.

Месторождение Мухто было открыто в 1959 году. С 1959 по 1963 гг. находилось в пробной эксплуатации. Промышленная разработка производится с 1963 года. Месторождение Мухто отличается сложным строением, обусловленным многочисленными разрывными нарушениями различных амплитуд и направлений. На месторождении в поднадвиговой части структуры выявлено 19 продуктивных пластов, содержащих нефтяные и газовые залежи в окобыкайской и нутовской свитах. Продуктивные пласты разбиты на тектонические блоки, в которых сосредоточено 83 залежи. Глубина залегания залежей от 189 до 1713 м. основной режим работы залежей нефти напорный за счёт давления растворенного газа. Ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены в ГКЗ, являются нефтегазовое месторождение Кыдыланьи, находящееся в 7,5 км к северу от Мухто, и газонефтяное месторождение Паромай, расположенное в 6,5 км к югу. Рельеф местности, к которой приурочено месторождение Мухто, характеризуется полосой холмов, вытянутых почти в меридиональном направлении, которые относятся к восточной гряде Восточно-Сахалинского хребта. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 50 до 100 м над уровнем моря.

2. Литолого-стратиграфический разрез месторождения

B разрезе окобыкайской свиты, который является основной продуктивной толщей месторождения Мухто, выделяется 13 песчано-алевритовых пластов, а 9 из них промышленно нефтегазоносны. Окобыкайская свита представлена песчаниками, алевролито-песчаниками, хлидолитами с прослоями алевролитов, алевролитоглин и глин. На рисунке 1 показан литолого-стратиграфический разрез месторождения. Характерной особенностью песчано-алевритовых пластов является их резкая литологическая изменчивость, как по площади, так и по разрезу. Пласты, как правило, расчленены на несколько пропластков различными по мощности глинистыми разделами.

2.1. I пласт распространен по всей площади, частично глинизируясь на крыльях IVв (скважина № 4) и Vе и Vя (скважина № 10) блоков, а также в свободой части VIa и VIе блоков, в районе скважин № 219 и 180. Глубина залегания кровли изменяется от 903 м (III блок) до 1574 м (VII6 блок), погружаясь в северном направлении. Представлен песчаником серым и мелкозернистым. Мощность пласта изменяется от 2 м до 4 м. Максимальная мощность в скважине 217 (Vе блок) и составляет 6,5 м.

Рисунок 1 – Литолого-стратиграфический разрез месторождения

2.2. II пласт развит в южной части площади, глинизируясь в северном и северо-восточном направлении. Он литологически представлен чередованием песчаных и глинистых прослоев. Его песок серый или тёмно-серый, мелкозернистый, кварцевый, слюдистый, с растительными остатками. Глина тёмно-серая, алевритовая, слюдистая, оскольчатая, с примесью серого и разнозернистого песка. Его кровля залегает на глубине от 862 м (2 блок) до 1402 м (Vе блок), погружаясь в северном направлении. Мощность изменяется от 20м до 40м.

2.3. III пласт вскрыт по всей площади структуры. Двумя глинистыми разделами делится на три песчаных части. Наиболее мощная находится в подошве. Литологически представлен светло-серыми и глинами тёмно-серыми песками. Кровля залегает на глубинах от 942 м (2 блок) до 1915 м (VIII блок). Увеличение мощности наблюдается в западной части складки. Мощность в пределах блоков изменяется от свода 43-55 м до 58-79 м на крыльях.

2.4. IV пласт развит по всей площади. Литологически представлен тремя песчаными прослоями. Песок светло-серый, мелкозернистый, кварцевый, слюдистый, алевритово-глинистый с прослоями мелкозернистого и рыхлого песчаника. Глины тёмно-серые, слюдистые, алевритовые, оскольчатые, с примесью песка разнозернистого с редкими растительными остатками и плохо сохраняемой фауной. Кровля пласта залегает на глубинах от 1085 м (II блок) до 1987 м (VIII блок), погружаясь в северном направлении. Мощность изменяется от 10 до 35 м

2.5. VIII пласт развит по всей площади. Он вскрыт в 7 скважинах. Пласт представлен глинистыми породами с прослоями песчаника, к которым приурочены залежи нефти (II блок) и газа (IV блок). Кровля залегает на глубинах 1517 м (III блок) до 1744 м (IV в блок).

3. Тектоническое строение месторождения

В структурном отношении месторождение приурочено к одноимённой антиклинальной складке, которая представляет собой крупную ассиметричную брахиантиклиналь вытянутую почти в меридиональном направлении более чем на 8 км, шириной 2,5-3,0 км, восточное крыло которой осложнено крупным региональным надвигом. Плоскость его погружается в восточном направлении под различными углами от 30 до 80°. Складка осложнена многочисленными нарушениями и разбита на ряд блоков, многие из которых содержат самостоятельные залежи нефти и газа. Надвинутые породы Мухтинской складки осложнены более интенсивной круто падающей мелкой складчатостью и большим числом разрывных нарушений различного характера. Основные промышленные скопления нефти и газа сосредоточены в менее нарушенной поднадвиговой части структуры, описание которой приводится ниже. По верхним и более глубоким маркирующим пластам наблюдается несовпадение структурного плана.

Южное перпендикулярное окончание складки срезано надвигом. Углы падения пород на восточном и западном крыльях не превышают 3-10°, юго-западного крыла перпендикулярной части – 22-40°. В северном и юго-западном направлениях складка погружается под углом 6-12°. Мухтинская брахиантиклиналь подверглась интенсивной тектонической деятельности, в результате чего, в пределах структуры выявлено значительное количество разрывных нарушений широтного и диагонального простирания, которые делят складку на блоки. Их поверхности экранируют залежи нефти из этих блоков.

4. Коллекторские свойства и нефтегазонасыщенность продуктивных пластов

Месторождение Мухто многопластовое. Промышленная нефтеносность установлена в нутовской свите (горизонты А, Г, Д и Ж) и в окобыкайской свите (горизонты I-IV, VI-VIII). Наибольшую площадь нефтеносности имеет залежь горизонта Д. Он продуктивен в пяти блоках. Залежи других горизонтов продуктивны, как правило, в одном блоке. I горизонт представлен монолитной песчаной пачкой, которая к востоку глинизируется, и в его разрезе появляются глинистые разделы. IV горизонт содержит три песчаных прослоя. Горизонт Д представлен песчано-глинистыми отложениями и делится на три части. Верхняя и нижняя части сложены в основном монолитными песчаными пачками, а средняя – чередованием песчано-алевритовых пород. Пески во всех перечисленных горизонтах мелкозернистые, кварцевые, часто рыхлые и глинистые.

Свойства нефти месторождения Мухто в пластовых условиях определяли по большому числу проб из нескольких горизонтов. Залежи нефти находятся в условиях пониженных (I, II, Г, Д) и умеренных (Iб, IV, VII) пластовых давлений и температур. Давления насыщения во всех горизонтах равны пластовым. Нефти разных горизонтов заметно различаются по газосодержанию и вязкости. При этом не наблюдается какой-либо закономерности изменения этих параметров в зависимости от глубины залегания нефтяных горизонтов. Нефти всех горизонтов несущественно отличаются от средней нефти по плотности, коэффициентам усадки и растворимости газа. Растворённые в нефти газы (горизонты I, IV, Д) сухие, лёгкие. Их состав типичен для растворимых газов месторождений о. Сахалин: высокое содержание метана (в данном случае до 95 %), низкое – количество метана и азота. Нефти месторождения Мухто в основном (за исключением нефтей горизонтов Г и Д) лёгкие, малосернистые (класса I), малосмолистые и малопарафиновые. Выход светлых фракций высокий. Нефть горизонта Д тяжёлая, смолистая, имеет низкий выход светлых фракций. Вязкость нефти горизонта Д значительно выше вязкости других горизонтов месторождения.

5. Текущий баланс запасов нефти по месторождению Мухто

Добыча углеводородов за 2017 год составила:

· нефти                                   59 тыс. тонн;

· растворённого газа            4 млн. м³.

Текущий коэффициент извлечения нефти составляет 0,24. Закачка воды для поддержания пластового давления осуществляется в залежи четырёх пластов, остальные залежи работают на естественном режиме. Товарная нефть месторождения Мухто является малосмолистой, малосернистой, малопарафинистой и поэтому является хорошим сырьём для переработки на нефтеперерабатывающем заводе. Лицензия на разработку месторождения Мухто принадлежит компании ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». По степени промышленной освоенности относится к разрабатываемым. Степень выработанности по нефти – 89,57 %, по газу – 40 %.

5.1. Запасы углеводородов на месторождении Мухто по категории А+В+С₁ по состоянию на 01.01.2018 г. составляют:

· балансовые запасы нефти 15527 тыс. тонн.

· извлекаемые запасы нефти 634 тыс. тонн.

· запасы растворенного газа 6 млн. м³;

· суммарные запасы свободного газа и газа газовой шапки 52 млн. м³.

5.2. Запасы углеводородов на месторождении Мухто по категории С₂ по состоянию на 01.01.2018 г. составляют:

· балансовые запасы нефти 323 тыс. тонн;

· извлекаемые запасы нефти 48 тыс. тонн;

· запасы растворённого газа 30 млн. м³.

5.3. Действующий фонд нефтяных скважин – 41. Закачка воды – 132 490 тонн. Действующий фонд нагнетательных скважин – 3.

6. Технологические показатели разработки месторождения Мухто

Технологические показатели разработки рассчитаны для каждой залежи, по пласту и месторождению определены путём суммирования:

А+Б+В пласт.

6.1. Вариант 1. Предусматривается разработка при сложившейся системе. Разработка всех пластов на естественном режиме. Проектный фонд – 4 скважины. Динамика добычи нефти типичная для завершающей стадии разработки. Максимальный отбор приходится на 2025 год и составит 2,6 тыс. тонн. За проектный период (25 лет) проектируется отобрать:

· нефти – 19 тыс. тонн;

· жидкости – 101.6 тыс. тонн;

· попутного газа – 1 млн. м³.

С начала разработки отборы составят:

· нефти – 98,1 тыс. тонн (или 17,4 % от начальных балансовых запасов;

· жидкости – 238,2 тыс. тонн;

· попутного газа – 8,8 млн. м³.

6.2. Вариант 2. Проектный фонд – 6 скважин. Увеличение фонда проектируется осуществить за счёт ввода двух скважин из числа простаивающих. Максимальный отбор нефти 2,6 тыс. тонн будет достигнут в 2025 году. За проектный период (25 лет) будет добыто:

· нефти – 29.2 тыс. тонн;

· жидкости – 160,8 тыс. тонн;

· попутного газа – 1,3 млн. м³.

С начала разработки будет добыто 108 тыс. тонн нефти (или 19,2 % от НБЗ), 9,1 млн. м³ попутного газа. Обводнённость составит 97,2 %. Коэффициент извлечения нефти составит 0,192.

6.3. Вариант 3. Проектный фонд – 9 скважин. Дополнительно к варианту 2 предусматривается уплотнение сетки скважин путём бурения двух скважин и зарезки бокового ствола в скважине № 58, а также оптимизация технологического режима работы скважин. В 2032 году будет достигнут максимальный отбор нефти – 6,8 тыс. тонн. За проектный период (25 лет) будет добыто:

· нефти – 74,3 тыс. тонн;

· жидкости – 387,7 тыс. тонн;

· попутного газа – 2,83 млн. м³.

С начала разработки будет добыто 153,4 тыс. тонн нефти (или 27,2 % от НБЗ), 524 тыс. тонн жидкости, 10,6 млн. м³ попутного газа. Обводнённость составит 97 %. Коэффициент извлечения нефти составит 0,272.

6.4. Г пласт

6.4.1. Вариант 1. Предусматривается разработка при сложившейся системе. Разработка всех залежей на естественном режиме. Динамика добычи нефти типичная для завершающей стадии разработки. Максимальный отбор приходится на 2025 год и составит 13,3 тыс. тонн. За проектный период (40 лет) планируется отобрать:

· нефти – 170,7 тыс. тонн;

· жидкости – 1252,6 тыс. тонн;

· попутного газа – 5,6 млн. м³.

С начала разработки отборы составят 492,2 тыс. тонн нефти (или 18,8 % от начальных балансовых запасов), 1995,3 тыс. тонн жидкости, 29,1 млн. м³ попутного газа. Коэффициент извлечения нефти составит 0,188.

6.4.2. Вариант 2. Разработка всех залежей на естественном режиме. Проектный фонд – 28 скважин, дополнительно к 1 варианту предусматривается вовлечение в разработку залежи Vд блока, не разрабатываемую с 1995 года, и уплотнение сетки действующих скважин, за счёт ввода в работу 5 скважин и бурения 2 новых скважин. Максимальный отбор нефти 15,8 тыс. тонн будет достигнуто в 2028 году. За проектный период (39 лет) будет добыто:

· нефти – 246 тыс. тонн;

· жидкости – 1924 тыс. тонн;

· попутного газа – 7 млн. м³.

С начала разработки будет добыто:

· нефти – 567,4 тыс. тонн (или 21,6 % от НБЗ);

· жидкости – 2666,2 тыс. тонн;

· попутного газа – 30,2 млн. м³.

Обводнённость составит 97,8 %. Коэффициент извлечения нефти 0,216.

6.5. Д пласт

6.5.1 Вариант 1. Предусматривается разработка при сложившейся системе. Таким образом, вариант продолжает разработку всех залежей с поддержанием пластового давления, за исключением залежи IV в блока, которая разрабатывается на естественном режиме. Проектный фонд – 22 скважины, из них 4 нагнетательных. Максимальный отбор приходится на 2025 год и составит 24 тыс. тонн. За проектный период (40 лет) проектируется отобрать:

· нефти – 374 тыс. тонн;

· жидкости – 2816 тыс. тонн;

· попутного газа – 15 млн. м³;

· закачать воды – 2890 тыс. м³.

С начала разработки отборы составят 2934 тыс. тонн нефти (42 % от начальных балансовых запасов), 7908,9 тыс. тонн жидкости, 31,7 млн. м³ попутного газа.

6.5.2. Вариант 2. Проектный фонд – 26 скважин, из них 4 нагнетательные. Увеличение фонда проектируется осуществить за счёт бурения одной добывающей скважины и ввода дополнительно пяти скважин в работу, включая восстановление нагнетательной скважины. Проектный период разработки – 40 лет. Максимальный отбор нефти 24,3 тыс. тонн будет достигнут в 2028 году. За проектный период из залежей будет добыто:

· нефти – 402 тыс. тонн;

· жидкости – 8444,6 тыс. тонн;

· попутного газа – 16 млн. м³;

· закачано воды – 3435 тыс. м³.

С начала разработки будет добыто 2962 тыс. тонн нефти (42,4 % от НБЗ), 8444,6 тыс. тонн жидкости, 32,7 млн. м³ попутного газа и закачано 11921 тыс. м³ воды. Обводнённость составит 98 %. Коэффициент извлечения нефти 0,424.

6.6. Ж+З пласт

6.6.1 Вариант 1. Проектный фонд – 7 скважин. Вариантом предусматривается разработка на естественном режиме. Проектный период 40 лет. Максимальный отбор нефти 4 тыс. будет достигнут в 2025 году. Планируется:

· нефти – 55,5 тыс. тонн;

· жидкости – 446 тыс. тонн;

· попутного газа – 1,4 млн. м³.

С начала разработки отборы составят 1188,9 тыс. тонн нефти (48,1 % от НБЗ); 2916 тыс. тонн жидкости; 115,9 млн. м³ попутного газа. Обводнённость 98 %. К концу разработки по пласту коэффициент извлечения нефти 0,481.

6.6.2 Вариант 2. Проектный фонд – 11 скважин, из них 1 нагнетательная. В отличие от 1 варианта здесь предусматривается разработка IVв блока с поддержанием пластового давления путём ввода нагнетательной скважины. Максимальный отбор нефти 7 тыс. тонн будет достигнут в 2028 году. За проектный период (39 лет) будет добыто:

· нефти – 119 тыс. тонн;

· жидкости – 855 тыс. тонн;

· попутного газа – 3 млн. м³;

· закачано воды – 448 тыс. м³.

6.7. И пласт

6.7.1 Вариант 1. Предусматривается разработка при сложившейся системе. Проектный фонд – 4 скважины. Проектный период 40 лет. Максимальный отбор нефти – 3 тыс. тонн будет достигнут в 2007 году. Планируется:

· нефти – 43 тыс. тонн;

· жидкости – 381 тыс. тонн;

· попутного газа – 3,3 млн. м³.

С начала разработки отборы составят 585 тыс. тонн нефти (53,4 % от НБЗ), 1358,4 тыс. тонн жидкости, 33 млн. м³ попутного газа. Обводнённость составит 97,7 %, коэффициент извлечения нефти составит 0,534.

6.7.2 Вариант 2. Разработка всех залежей на естественном режиме. Максимальный отбор нефти 4 тыс. тонн будет достигнут в 2028 году. За проектный период (40 лет) будет добыто:

· нефти – 59 тыс. тонн;

· жидкости – 437 тыс. тонн;

· попутного газа – 4,6 млн. м³.

Отбор с начала разработки составит 600,6 тыс. тонн нефти (54,8 % от НБЗ), 1414,6 тыс. тонн жидкости, 34,1 млн. м³ попутного газа. К концу разработки по пласту будет достигнут КИН 0,548.

6.8. I пласт

6.8.1 Вариант 1. Предусматривается разработка при сложившейся системе на естественном режиме. Проектный фонд 6 скважин. Максимальный отбор нефти 3 тыс. тонн будет достигнут в 2007 году. За проектный период (40 лет) будет добыто:

· нефти – 29 тыс. тонн;

· жидкости – 170 тыс. тонн;

· попутного газа – 2,2 млн. м³.

Накопленные отборы с начала разработки составят 462 тыс. тонн нефти (29,3 % от НБЗ), 834,9 тыс. тонн жидкости, 91,4 млн. м³ попутного газа, КИН - 0,293.

6.8.2 Вариант 2. Предусматривает разработку залежей на естественном режиме. Проектный фонд – 6 добывающих скважин, в отличие от 1 варианта здесь планируется бурение одной добывающей скважины. Проектный период 30 лет. Максимальный отбор нефти 2,6 тыс. тонн будет достигнут в 2025 году. Планируется отобрать:

· нефти – 34 тыс. тонн;

· жидкости – 247 тыс. тонн;

· попутного газа – 2,4 млн. м³.

С начала разработки из залежей будет добыто 468 тыс. тонн нефти (или 29,7 % от НБЗ), 912,4 тыс. тонн жидкости, 91,5 млн. м³ попутного газа. Обводнённость к концу разработки составит 98,1 %. КИН составит 0,297.

6.9. II пласт

6.9.1 Вариант 1. Предусматривается разработка при сложившейся системе на естественном режиме. Проектный фонд – 5 скважин. Проектный период 36 лет. Максимальный отбор нефти 1,8 тыс. тонн будет достигнут в 2026 году. Проектируется отобрать:

· нефти – 21,5 тыс. тонн;

· жидкости – 63,2 тыс. тонн;

· попутного газа – 1,5 млн. м³.

С начала разработки отборы составят 140,7 тыс. тонн нефти (или 12,1 % от начальных балансовых запасов), 215,3 тыс. тонн жидкости, 18,9 млн. м³ попутного газа. Обводнённость к концу разработки составит 96,9 %, КИН составит 0.121.

6.9.2 Вариант 2. Вариантом предусматривается увеличение фонда скважин до 8 единиц за счёт бурения одной добывающей скважины и перевода двух скважин с нижележащих пластов. За проектный период (35 лет) будет добыто:

· нефти – 72,7 тыс. тонн;

· жидкости – 348 тыс. тонн;

· попутного газа – 4,3 млн. м³.

С начала разработки отбор составит 192 тыс. тонн нефти (или 16,5 % от НБЗ), 500 тыс. тонн жидкости, 21,7 млн. м³ попутного газа. Обводнённость составит 97 %. К концу разработки по пласту будет достигнут коэффициенты извлечения нефти 0,165.

6.10. III пласт

6.10.1 Вариант 1. Предусматривает разработку залежи при существующей системе на естественном режиме. Проектный фонд – 4 скважин. Максимальный отбор нефти 0,9 тыс. тонн будет достигнут в 2025 году. За 25 лет проектного периода планируется отобрать:

· нефти – 6 тыс. тонн;

· жидкости – 17,4 тыс. тонн;

· попутного газа – 0,5 млн. м³.

С начала разработки отборы составят 143 тыс. тонн нефти (или 15,6 % от НБЗ), 179 тыс. тонн жидкости, 16 млн. м³ попутного газа. Обводнённость к концу проектного периода достигнет 98,4 %, КИН составит 0,156.

6.10.2 Вариант 2. Проектный фонд 6 скважин. Данный вариант предусматривает разработку залежей на естественном режиме, фонд увеличивается за счёт ввода из наблюдения скважины №180 и зарезки второго ствола. Максимальный отбор нефти 1,79 тыс. тонн будет достигнут в 2033 году. За проектный период (25 лет) будет добыто:

· нефти – 17,4 тыс. тонн;

· жидкости – 113,3 тыс. тонн;

· попутного газа – 1 млн. м³.

С начала разработки отбор составит 154.7 тыс. тонн нефти (или 16,9 % от НБЗ), 275,3 тыс. тонн жидкости, 16,4 млн. м³ попутного газа. К концу разработки по пласту будет достигнут коэффициент извлечения нефти 0,169.

6.11. IV пласт

6.11.1 Вариант 1. Разработка осуществляется при сложившейся системе на залежи IVв блока. Проектный фонд скважин – 1. Максимальный отбор нефти 0,5 тыс. тонн будет достигнут в 2025 году. За 20 лет проектного периода планируется отобрать:

· нефти – 4,6 тыс. тонн;

· жидкости – 54,0 тыс. тонн;

· попутного газа – 0,5 млн. м³.

С начала разработки отборы составят 471 тыс. тонн нефти (или 16,2 % от НБЗ), 701 тыс. тонн жидкости, 160 млн. м³ попутного газа. Обводнённость продукции к концу периода составит 97,9 %, КИН составит 0,162.

6.11.2 Вариант 2. Проектный фонд 19 скважин, 4 из них нагнетательные. Данный вариант так же, как и предыдущий, предусматривает возобновление закачки на VIIв и VIIб блоках, только уже за счёт бурения двух нагнетательных скважин, вывода из наблюдения скважины №247 и зарезки второго ствола в скважине №234. Увеличение добывающего фонда будет за счёт бурения 7 горизонтальных скважин, вывода 2 скважин из наблюдения и зарезки второго ствола в 6 скважинах. Тем самым в разработку привлекаются другие залежи, не участвующие в ней с 2000 года. За проектный период (42 года) будет добыто:

· нефти – 442 тыс. тонн;

· жидкости – 1813 тыс. тонн;

· попутного газа – 40 млн. м³;

· закачано воды – 1059 тыс. м³.

С начала разработки отбор составит 909 тыс. тонн нефти (31,3 % от НБЗ), 2460 тыс. тонн жидкости, 199 млн. м³ попутного газа, закачано 2460 тыс. м³. Обводнённость продукции к концу периода составит 97,3 %. КИН составит 0,313, с учётом категории С₂.

6.12. Месторождение в целом

6.12.1 Вариант 1.  Данный вариант состоит из суммы показателей разработки объектов по варианту 1. Разработка залежей осуществляется при существующей системе. Проектный фонд – 66 скважин, из них 62 добывающих и 4 нагнетательных. Максимальный отбор нефти 54 тыс. тонн будет достигнут в 2025 году. За проектный период (50 лет) планируется отобрать:

· нефти – 736 тыс. тонн;

· жидкости – 5347 тыс. тонн;

· попутного газа – 33,3 млн. м³;

· закачать воды – 2890 тыс. м³.

С начала разработки отборы составят 6596 тыс. тонн нефти (или 32 % от НБЗ), 16496 тыс. тонн жидкости, 644 млн. м³ попутного газа. Обводнённость составит 98 %. Закачка воды составит 18307 тыс. м³. КИН составит 0,320.

6.12.2 Вариант 2.  Данный вариант предусматривает вовлечение в разработку запасов категории С₂, состоит из суммы показателей разработки объектов по варианту 3 и отличается от варианта 2 тем, что здесь предусматривается бурение 22 новых скважин, из которых 14 горизонтальных, а также выводом меньшего числа скважин из бездействия. Проектный фонд 124 скважин, в том числе 114 добывающих и 10 нагнетательных. Максимальный отбор нефти 127 тыс. тонн будет достигнут в 2034 году. За проектный период (42 года) будет добыто:

· нефти – 1868 тыс. тонн;

· жидкости – 12355 тыс. тонн;

· попутного газа – 98 млн. м³;

· закачано воды – 5947 тыс. м³.

Накопленные отборы при этом составят 7728 тыс. тонн нефти (37,5 % от НБЗ), 23503 тыс. тонн жидкости, 708 млн. м³ попутного газа. Будет закачано 21365 тыс. м³ воды. Будет достигнут коэффициент извлечения нефти 0,375.

7. Причины снижения производительности скважин на месторождении

Определение причин обводнения продукции скважин на месторождении Мухто проводилось по результатам ГИС (технических) и гидродинамического моделирования (подъём ВНК и подъем конуса подошвенной воды). Основными причинами обводнения продукции скважин являются:

· технические причины (заколонная циркуляция воды, негерметичность эксплуатационных колонн и т.д.);

· загрязнение поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и пр.;

· подъём ВНК или, другими словами, выработка запасов.

Последствия первой и последней причин имеют необратимый характер. Основные осложнения при разработке месторождения Мухто – это наличие межпластовых перетоков в выше или ниже залегающие пласты и между блоками. Вследствие разных темпов отборов по пластам и распределений давлений между ними, а также негерметичности эксплуатационных колонн, происходили сложные процессы – нефть и газ перетекали из пласта в пласт. Причём направление межпластовых перетоков в процессе разработки менялось, поскольку изменялась разница в пластовых давлениях в залежах.

На протяжении всего времени разработки месторождения Мухто с момента ввода в эксплуатацию новых скважин и до стадии истощения проявляются факторы, уменьшающие продуктивность скважин - дебиты многих скважин не соответствуют их потенциальным возможностям. Можно выделить ряд факторов, основными из которых являются:

· снижение эксплуатационных возможностей скважины в результате изменения динамики разработки месторождения;

· ухудшение гидродинамической связи ствола скважины с продуктивным пластом.

К первой группе можно отнести динамику падения пластового давления (перепада давлений забойного и пластового), изменение приведённого радиуса скважины и радиуса контура её питания. На практике основным способом снижения эксплуатационных затрат многими нефтегазовыми компаниями является выведение в бездействие скважин, дебит которых не предусмотрен проектом и научно не обоснован, что означает уменьшение плотности сетки скважин и снижает конечный коэффициент нефтегазоотдачи пластов. Всё это приводит к снижению текущей добычи углеводородов и в целом эффективности разработки месторождений. Трудноизвлекаемые запасы нефти и газа требуют усиление контроля и регулирования работы добывающих скважин, без применения которых неизбежно катастрофическое падение добычи углеводородов.

Важным условием полноты извлечения запасов нефти и газа является использование рациональных методов разработки залежей, определение наиболее эффективных объектов для применения технологий интенсификации добычи. Сокращение бездействующего фонда скважин в результате проведения планомерного их ремонта, с применением передовых технологий, позволяет интенсифицировать процесс разработки, вовлечь в неё запасы, находящиеся в застойных зонах, повысить коэффициент нефтегазоизвлечения.

Ко второй группе можно отнести высокое фильтрационное сопротивление в призабойной зоне пласта (ПЗП), которое в общем случае обусловлено фильтрационно-емкостными характеристиками, способом вскрытия, а также факторами, вызывающими частичную закупорку микроканалов в пористой среде и соответственно ухудшение фильтрационно-емкостных свойств пласта в ПЗП, а также гидродинамическим несовершенством скважин.

8. Методы восстановления фильтрационных характеристик призабойной зоны

Дополнительный приток нефти в скважины и дополнительный дебит обеспечивают применение методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. На окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны пласта, снижая её проницаемость. Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение её возможно и в процессе эксплуатации скважины. Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счёт применения различных методов:

· химических (кислотные обработки);

· механических (гидравлический разрыв пласта и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов);

· тепловых (паротепловая обработка, электропрогрев) и их комбинированием.

8.1. Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10-15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии, концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25-28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов – температуры на забое скважины, генезиса пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором и продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания 12-16 часов на месторождениях с температурой на забое не более 40 °С и 2-3 часов при забойных температурах 100-150 °С.

8.2. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удалёнными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяжённость трещин может достигать нескольких десятков метров. Ширина их 1-4 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз. Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости-песконосителя; закачки жидкости для продавливания песка в трещины.

8.3. Гидропескоструйная перфорация скважин применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом при кислотной обработке скважины и других методах воздействия. Метод основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.

8.4. Виброобработка забоев скважин заключается в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

8.5. Торпедирование скважин состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин.

8.6. Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолу или парафин. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка.

8.7. Термокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.

1. Булатов А.И., Кусов Г.В., Савенок О.В. Асфальто-смоло-парафиновые отложения и гидра-тообразования: предупреждение и удаление: в 2 томах: учебное пособие. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2011. – Т. 1-2.
2. Булатов А.И., Волощенко Е.Ю., Кусов Г.В., Савенок О.В. Экология при строительстве нефтяных и газовых скважин: учебное пособие для студентов вузов. – Краснодар: ООО «Просвещение-Юг», 2011. – 603 с.
3. Булатов А.И., Савенок О.В. Капитальный подземный ремонт нефтяных и газовых сква-жин: в 4 томах. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2012-2015. – Т. 1-4.
4. Булатов А.И., Савенок О.В. Практикум по дисциплине «Заканчивание нефтяных и газовых скважин»: в 4 томах: учебное пособие. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2013-2014. – Т. 1-4.
5. Булатов А.И., Савенок О.В., Яремийчук Р.С. Научные основы и практика освоения нефтя-ных и газовых скважин. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2016. – 576 с.
6. Булатов А.I., Качмар Ю.Д., Савенок О.В., Яремiйчук Р.С. Освоєння нафтових і газових свердловин. Наука і практика: монографія. – Львів: Сполом, 2018. – 476 с.
7. Климов В.В., Савенок О.В., Лешкович Н.М. Основы геофизических исследований при строительстве и эксплуатации скважин на нефтегазовых месторождениях. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2016. – 274 с.
8. Попов В.В., Третьяк А.Я., Савенок О.В., Кусов Г.В., Швец В.В. Геофизические исследова-ния и работы в скважинах: учебное пособие. – Новочеркасск: Лик, 2017. – 326 с.
9. Савенок О.В. Теоретические основы разработки нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие. – Краснодар: ООО «Просвещение-Юг», 2011. – 203 с.
10. Савенок О.В., Ладенко А.А. Разработка нефтяных и газовых месторождений. – Красно-дар: Изд. ФГБОУ ВО «КубГТУ», 2019. – 267 с.
11. Савенок О.В., Качмар Ю.Д., Яремийчук Р.С.Нефтегазовая инженерия при освоении скважин. – М.: Инфра-Инженерия, 2019. – 548 с.
12. Лапотников А.Г., Котельников А.С., Аппо Йао Коссону. Геологическое строение, перспективы нефтегазоносности и проект разведочного бурения на месторождении Пильтун-Астохское // Булатовские чтения: материалы II Международной научно-практической конференции (31 марта 2018 года): в 7 томах: сборник статей / Под общ. ред. д-ра техн. наук, проф. О.В. Савенок. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2018. – Т. 3: Бурение нефтяных и газовых скважин. – С. 153-165.
13. Лапотников А.Г. Анализ регулирования процесса разработки XIII пласта нефтяного месторождения Эхаби // Вестник студенческой науки кафедры информационных систем и программирования. – 2018. – № 01; URL: vsn.esrae.ru/4-20 Режим доступа: http://vsn.esrae.ru/pdf/2018/01/20.pdf
14. Лапотников А.Г., Савенок О.В. Геологическое строение, нефтегазоносность и анализ разработки газоконденсатнонефтяного месторождения Одопту-море (Северный купол) XXI пласта // Научный журнал НАУКА. ТЕХНИКА. ТЕХНОЛОГИИ (политехнический вестник). – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2018. – № 1. – С. 101-123.
15. Лапотников А.Г. Геологическая характеристика и подсчёт запасов месторождения Одоп-ту-море (Северный купол) // Вестник студенческой науки кафедры информационных систем и программирования. – 2018. – № 02; URL: vsn.esrae.ru/5-25 Режим доступа: http://vsn-isp.ru/pdf/2018/02/25.PDF
16. Лапотников А.Г., Котельников А.С. Анализ эффективности внедрения УЭЦН на место-рождениях НГДУ «Катанглинефтегаз» // Научный журнал НАУКА. ТЕХНИКА. ТЕХНОЛО-ГИИ (политехнический вестник). – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2018. – № 3. – С. 178-192.
17. Шахмеликьян М.Г., Хайдара Мохаммед Брехима, Ганга Иванов Адриану Табита. Анализ эффективности паротеплового воздействия на II пласт II блока месторождения Катангли // Булатовские чтения: материалы I Международной научно-практической конференции (31 марта 2017 года): в 5 томах: сборник статей [под общ. ред. д-ра техн. наук, проф. О.В. Саве-нок]. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2017. – Т. 2: Разработка нефтяных и га-зовых месторождений. – С. 313-322.
18. Яковлев А.Л., Шамара Ю.А. Разработка рекомендаций по внедрению физико-химических методов воздействия на призабойную зону пласта в условиях месторождения Мухто // Современные тенденции развития нефтегазовой и машиностроительной отраслей: сборник научных статей по материалам I Международной научно-практической конференции (25 мая 2016 года, г. Пермь) / Под общ. ред. Т.М. Сигитова. – Пермь: ИП Сигитов Т.М., 2016. – С. 43-49.

Лапотников Андрей Геннадьевич ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ СТРОЕНИЕ И АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ МУХТО // Вестник студенческой науки кафедры информационных систем и программирования. – 2018. – № 03;
URL: vsn.esrae.ru/ru/6-27 (дата обращения: 11.04.2025).

Сегодня: 2014 | За неделю: 2014 | Всего: 2253

Комментарии (0)