Принципиальные решения по длительно разрабатываемым месторождениям ХМАО-Югры

Добыча нефти на месторождениях ХМАО начата в 1964 году, а на 70-80-е гг пришелся период активного разбуривания и вовлечения в разработку наиболее крупных месторождений и групп месторождений округа. Несмотря на значительную степень выработки запасов, вклад их остается значительным: из 250.3 млн. т нефти, добытой в 2014 году, почти 200 млн. т обеспечено месторождениями с длительностью разработки более 20 лет. Соответственно, без улучшения условий разработки этих месторождений решить задачу стабилизации добычи по округу в целом в среднесрочной перспективе не представляется возможным.

Состояние разработки длительно разрабатываемых месторождений характеризуется высокой долей воды в добываемой продукции (примерно на порядок превышающей долю нефти), завершением эксплуатационного разбуривания и выбытием большей части эксплуатационного фонда в консервационный, ликвидационный или пьезометрический фонд. Как следствие, система заводнения на таких месторождениях расформирована, а для динамики добычи нефти характерно снижение или стабилизация на низком уровне. В последних случаях кратность запасов достигает порядка 100 лет, что указывает на невозможность выработки НИЗ месторождения в приемлемые сроки.

Продуктивный пласт обычно представляет собой неоднородную систему

коллекторов, вытеснение нефти из которых происходит с различной эффективностью. Как следствие, на поздних стадиях разработки коллектора с наиболее благоприятными свойствами бывают в основном выработаны и обводнены, а основной объем остаточных извлекаемых запасов сосредоточен в низкопроницаемых разностях, вовлеченность в разработку которых оказывается минимальной .

В этой связи важной задачей становится смена фильтрационных потоков посредством создания новых нагнетательных рядов или очагов заводнения. Одновременно необходима оптимизация объемов нагнетания при компенсации отборов на уровне менее 100%, но без негативного влияния на энергетическое состояние. Обоснование конкретных объемов нагнетания воды целесообразно с помощью численных экспериментов.

Для обоснования технологий воздействия на пласт необходима локализация участков с повышенной плотностью остаточных подвижных запасов, а также нефтеносных пропластков, не охваченных выработкой. В качестве инструментов могут использоваться промыслово-геофизические исследования скважин (в т.ч. по неработающему фонду), а также гидродинамическая модель после воспроизведения на ней истории разработки.

После локализации означенных зон и пропластков следует выделение конкретных скважин (включая неработающие), местоположение которых предполагает их способность к отбору остаточных запасов. С целью оценки потенциала скважин и последующего планирования по ним геолого-технических мероприятий необходим анализ по ним геологических разрезов, а также каротажных диаграмм и литологического состава породы.

Таким образом, преобладающим фактором локализации остаточных запасов является наличие участков разрежения эксплуатационной сетки, в т.ч. в сочетании с геологической и фильтрационной неоднородностью, ухудшенными коллекторскими свойствами. На основании выводов, сделанных по результатам анализа выработки запасов, на длительно разрабатываемых пластах и месторождениях может быть рекомендован интенсивный вывод скважин из неработающего фонда, избирательный их перевод на другие объекты, а также мероприятия по увеличению производительности фонда. Для выполнения последней из названных задач целесообразно проведение ГТМ по следующим направлениям.

- бурение в зонах с повышенной плотностью остаточных подвижных запасов боковых стволов;

- изоляция обводнившихся интервалов перфорации;

- дострел скважин в нефтенасыщенных пропластках;

- выравнивание профиля приемистости путем перенаправления потоков нагнетаемой воды в продуктивную часть разреза (в т.ч. с ее селективной интенсификацией);

С целью поддержания пластового давления в областях отбора необходимо формирование новых очагов воздействия.