Закачка газа в газовую шапку Ю.Шапкинского месторождения, для вытеснения нефти

резервный фонд – 30 скважин;

• максимальный годовой уровень добычи нефти – 800 тыс.тонн.

По поручению ЦКР был дополнительно рассмотрен вариант без поддержания пластового давления. Как показали расчёты, разработка месторождения на естественном режиме возможна при уровнях отбора нефти порядка 90-100 тыс.тонн в год. В экономических условиях, сложившихся в нефтегазовой отрасли к началу 1980-х годов, вариант с реализацией законтурного заводнения представлялся наиболее предпочтительным.

Однако, в течение  последующих 18 лет, принятые технологические решения по разработке Южно-Шапкинского месторождения не нашли практического выполнения и к моменту составления следующего проектного документа - «Технологической схемы опытно-промышленной разработки Южно-Шапкинского месторождения» в 1998 году на месторождении было пробурено всего 15 скважин, 9 из которых ликвидированы по техническим причинам, а 6 находились в консервации.

«Технологическая схема...» составлена в 1998-1999гг., авторами проекта выступили специалисты ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П.Крылова». При выполнении работы авторами за основу были приняты запасы нефти, утвержденные ГКЗ в 1976 году. Как отмечалось авторами, необходимость составления документа вызвана тем, что из месторождений (Южно-Шапкинское, Верхне-Грубешорское, Пашшорское, Южно-Юрьяхинское), входящих в сферу деятельности ЗАО «СеверТЭК», которое к тому моменту явилось держателем лицензии на разработку, Южно-Шапкинское месторождение является пионерным в освоении всей группы месторождений [3]. Поэтому именно на этом месторождении в первую очередь необходимо определить добывные возможности в начальный период. Кроме того, несмотря на то, что по основным залежам проводились модельные расчёты компаниями «Elf Aquitanie production» и «Halliburton», имеется целый ряд проблем, без решения которых весьма затруднительна эффективная разработка месторождения. В частности:

• сложное геологическое строение мощных карбонатных пластов в каменноугольных и ассельских отложениях, к которым приурочены основные залежи II и III;
• невысокая изученность фильтрационных характеристик пластов;
• кратковременные испытания скважин, широкий диапазон продуктивности скважин по данным опробования;
• отсутствие исследований по энергетической характеристике залежей, возможности активного влияния напора законтурных вод.

В ходе рассмотрения выполненной работы в ЦКР Минэнерго отмечено, что предложенные решения по созданию системы заводнения и размещения скважин являются предварительными и нуждаются в дополнительном рассмотрении и уточнении после проведения исследований по изучению естественного режима залежей и возможного влияния на процессы заводнения залежей тектонических нарушений.

В соответствии с изложенными замечаниями, ЦКР постановила (протокол №2363 от 17.06.1999.):

1. Представленную технологическую схему принять со следующими принципиальными положениями и технологическими показателями:

• выделение в продуктивном разрезе месторождения двух объектов разработки - залежь II и залежь III;

• разработка залежей с поддержанием пластового давления путём приконтурной закачки воды после изучения режима залежей эксплуатацией добывающих скважин;
• размещение добывающих скважин вдоль оси залежей с расстоянием между скважинами 1000 метров;
• общий фонд скважин – 22, в т.ч.:

залежь II – 16 скважин, 12 добывающих, 4 нагнетательных;

залежь III – 5 скважин, 4 добывающих, 1 нагнетательная;

залежь IV – 1 скважина, газонагнетательная;

фонд для бурения – 15 скважин на залежь II, 5 - залежь III, 1 - залежь IV;

Бурение скважин осуществляется в два этапа. На первом этапе бурятся только 15 добывающих скважин, 1 газонагнетательная и 2 водонагнетательных. На втором этапе, при необходимости, производится бурение остальных нагнетательных скважин;

• проектные уровни:

добычи нефти – 2618 тыс.т (залежь II – 2132 тыс.т, залежь III – 508 тыс.т);

добычи жидкости – 2684тыс.т (залежь II – 2249тыс.т, залежь III – 508тыс.т);

закачки воды – 3112тыс.м3 (залежь II – 2490тыс.м3, залежь III – 687тыс.м3);

• способ эксплуатации скважин – фонтанный с переходом на механизированный (УЭЦН или газлифт);
• утилизация попутно добываемого газа в газовую шапку залежи IV.

2. Поручить Недропользователю:

• после двух лет опытно-промышленной разработки залежей провести авторский надзор за реализацией технологической схемы ОПР, в котором уточнить решение о необходимости заводнения и бурения нагнетательных скважин с представлением в ЦКР в I квартале 2001г.
• к 2004 году создать постоянно действующую модель залежей Южно-Шапкинсткого месторождения

Таким образом, действующим проектным документом, согласно которому месторождение находится в промышленной эксплуатации, является «Технологическая схема ОПР Южно-Шапкинского месторождения», составленная институтом «ВНИИнефть» в 1998-1999гг. и утверждённая ЦКР Минэнерго.

Настоящий проектный документ «Технологическая схема разработки Южно-Шапкинского нефтегазоконденсатного месторождения» призван разрешить проблемы и сложности, возникшие в ходе эксплуатационного разбуривания залежей месторождения и их разработки, наметить стратегию дальнейшей разработки, которая позволит обеспечить наиболее оптимальную выработку запасов месторождения и является последовательным продолжением в истории исследования и проектирования Южно-Шапкинского месторождения.

2.2 Сопоставление проектных и  фактических показателей разработки

 

Для сравнительного анализа с фактически достигнутыми показателями разработки по состоянию на 01.01.2004г. использованы проектные технологические показатели разработки Южно-Шапкинского месторождения, утверждённые по результатам составления «Технологической схемы ОПР...» (см. предыдущий раздел).

Согласно утверждённого проекта, разработку залежи II предполагалось начать в 2002 году, залежи III - в 2003 году. Фактически, промышленная разработка залежей месторождения начата в июле 2003 года, при этом, кроме залежей II и III в разработку введена ранее не рассматриваемая, как самостоятельный объект эксплуатации, залежь IV. Ниже приводится сопоставление проектных и фактических показателей разработки в отдельности по залежам.

Залежь II

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по залежи представлено в таблице 3.2.2.1. Из таблицы видно, что основное отставание (практически в 2 раза) по залежи отмечается по объёмам добычи и, соответственно по дебитам нефти и жидкости. Кроме этого, отклонение наблюдается по объёмам эксплуатационного бурения – проект превышает фактические показатели. По вводу новых скважин из эксплуатационного бурения факт равен проекту. По показателю обводнённости добываемой продукции расхождение совершенно незначительное и превышает проектное значение на 0,5%, составляя 1,6%.

Отмечаемое несоответствие объясняется следующими факторами:

Отставание в добыче нефти и жидкости обусловлено геологическими предпосылками и связано, в первую очередь с уточнением коллекторских свойств и продуктивности залежи. Так, при составлении проекта, в гидродинамической модели залежи II величина средней проницаемости составляла в среднем 535 мД, достигая максимальных значений более 750 мД. Наряду с этим, коэффициенты продуктивности, определённые в ходе пробной эксплуатации разведочных скважин составляли весьма впечатляющие значения – от 100-200 м3/сут*МПа без проведения мероприятий по интенсификации притока, до 1380 м3/сут*МПа при проведении солянокислотной обработки призабойной зоны. Факт того, что в результате эксплуатации новых скважин залежи II такой высокой продуктивности не наблюдается не является противоестественным. Учитывая эти факторы, при эксплуатации новых добывающих скважин дебиты нефти превышающие 500 т/сут достигнуты не были, однако полученные дебиты нефти, составляющие 240 т/сут можно считать довольно благоприятным результатом работы специалистов ЗАО «СеверТЭК» в части применяемых технологий первичного, вторичного вскрытия продуктивных интервалов и осуществления методов интенсификации притока из пласта.

Отдельного пояснения требует факт совпадения количества новых введённых добывающих скважин при 2-кратном недостижении проектного показателя эксплуатационного бурения. Данная ситуация объясняется тем, что Недропользователь начал осуществлять эксплуатационное бурение в 2002 году – на залежь II было пробурено 6 эксплуатационных скважин (№№ 1, 3, 4, 9, 10, 205) с общей проходкой 13,6 тыс.п.м. Тем не менее эти скважины не были введены в эксплуатацию. Главной причиной этого явилось отсутствие минимально необходимой инфраструктуры (дорога, нефтепровод). В 2003 году бурение эксплуатационных скважин было продолжено, количество пробуренных скважин составило 6 (№№5, 7, 8, 11, 12, 13). Фактический действующий фонд добывающих скважин на конец года составил 13, кроме введённых пробуренных 11 скважин, 2 скважины (№№23, 35) выведены из консервации.

Результаты сравнительного анализа разработки залежей Южно-Шапкинского месторождения в отдельности позволили сформировать обобщённое представление о выполнении проектных решений по месторождению в целом. В таблице 2.1 приводится сопоставление фактических и проектных показателей разработки в целом по месторождению.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Южно-Шапкинское месторождение    Таблица 2.1.

Показатели	2003 год
	проект	факт
Добыча нефти всего, тыс.т	1008	494,1
Эксплуатационное бурение, тыс.м
Ввод новых добывающих скважин  всего, шт.
Фонд добывающих скважин на конец года, шт.	15	17
Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.	0	0
Средний дебит действующих скважин  по жидкости, т/сут.	568,1	250,5
Сред. обводнённость продукции  действующего фонда скважин, %	0,8	1,3
Средний дебит действующих скважин  по нефти, т/сут.	563,2	247,2
Средняя приемистость нагнетательных  скважин, м3/сут	0	0
Отбор жидкости всего, тыс.т	1016	500,6
Отбор жидкости с начала разработки, тыс.т	1016	516,7
Добыча нефти с начала разработки, тыс.т	1008	510,2
Закачка рабочего агента, тыс.м3	0	0
Закачка рабочего агента с  начала разработки, тыс.м3	0	0

 

 

3. ХИМИЧЕСКИЕ РЕАГЕНТЫ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ

 

Преждевременное обводнение скважин уменьшает конечную нефтеотдачу, вызывает большие непроизводительные затраты на добычу и подготовку нефти к транспорту. При этом нерационально используется пластовая энергия залежи. Водоизоляционные работы в этих условиях являются одним из эффективных мероприятий, способствующих наиболее полной выработке пластов при сокращении объема воды, извлекаемой с нефтью.

Задача ограничения водопритока при помощи химических реагентов состоит в снижении водопроницаемости и повышения, или по крайней мере сохранении на прежнем уровне, проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) по нефти. Большинство химических методов решают в основном первую часть задачи и частично вторую.

В настоящее время созданы новые материалы для изоляции водопритока, в основном на основе полимеров активных кислот и их производных, полимеров, креймнийорганических соединений и др. Однако, необходимо отметить, что исследования в этом направлении проведены недостаточно полно, не изучены механизм образования закупоривающей массы и химизм этого процесса в различных геолого-технических условиях, что ограничивает область применения этих материалов. 

В призабойную зону пласта закачивают раствор водоизолирующего химического реагента, который в течение определенного времени (фактор времени) формирует в поровом (или трещиноватом) пространстве ПЗП водоизолирующую массу, которая образуется селективно лишь в пространстве, занятом водной фазой. Необходимое условие для формирования изолирующей массы помимо фактора времени - это фактор "парности". Это значит, что процесс необходимых химических превращений и физико-химических превращений в пласте, т. е. процесс образования тампонирующей массы в ПЗП, будет протекать лишь при наличии двух компонентов: основного компонента, называемого водоизолирующим реагентом, и вспомогательного.

Классификация химических веществ основного и вспомогательного назначения, используемых для образования в ПЗП закупоривающего материала, приведена в таблице

Следует отметить, что в зависимости от условий применения одни и те же вещества могут быть реагентами осадкообразования, гелеобразования и затвердения. Например, полимеры кислот акрилового ряда образуют в ПЗП и осадки, и гели. Это относится и к классу вспомогательных веществ. Формалин, уротропин, полиэтиленполиамин, хлористый кальций, бензосульфатокислота, соляная и алкилированная серная кислота выступают как отвердители, осадители и катализаторы реакций отвердения.