Особенности разработки Приобского месторождения

С приобретением контрольного пакета ЮНГ, "Роснефть" получила в распоряжение крупнейшее добывающее предприятие ХМАО с гигантскими извлекаемыми запасами и 50-миллионным уровнем текущей годовой добычи. В настоящее время завершена его успешная интеграция в производственную структуру "Роснефти" и нет сомнений, что теперь на долгие годы месторождения вблизи Нефтеюганска будут одними из основных объектов инвестиционной активности "Роснефти".

"Юганскнефтегаз" разрабатывает 25 месторождений в Западной Сибири в ХМАО. Этот регион рассматривается "Роснефтью" как основа для будущего экономического роста.

Состояние ресурсной базы нефтегазового комплекса является наиболее острой проблемой на сегодняшний день. Ресурсы нефти постепенно истощаются, большое число месторождений находится в конечной стадии разработки и имеют большой процент обводненности, поэтому актуальной задачей является увеличение притока нефти за счет мероприятий по интенсификации добычи нефти.

Приобское месторождение имеет ряд характерных особенностей:

– крупное, многопластовое, по запасам нефти уникальное;

– труднодоступное, характеризуется значительной заболоченностью, в весенне-летний период большая часть территории затопляется паводковыми водами;

– по территории месторождения протекает река Обь, разделяющая его на правобережную и левобережную части.

Месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов. Промышленный интерес представляют пласты АС 10 , АС 11 , АС 12 . Коллектора горизонтов АС 10 и АС 11 относятся к средне и низкопродуктивным, а АС 12 к аномально низкопродуктивным. Эксплуатацию пласта АС 12 следует выделить в отдельную проблему разработки, т.к. пласт АС₁₂ является самым значительным по запасам из всех пластов. Эта характеристика указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты.

Одним из направлений решения этой проблемы является осуществление мероприятий по интенсификации добычи нефти.

Проблема утилизации попутного газа Приобского месторождения является одной из основных нерешенных проблем разработки месторождения. В связи с этим НК «Роснефть» была поставлена задача перед недропользователем ООО «Юганскнефтегаз» и проектным институтом ООО «РН-УфаНИПИнефть» разработать наиболее оптимальные пути рационального использования попутного газа Приобского месторождения.

Учитывая всю сложность и актуальность проблемы утилизации газа на Приобском месторождении в Компании была разработана стратегия оценки перспективности проекта ВГВ

Учитывая, что утилизация газа закачкой его обратно в пласт позволяет повысить конечную нефтеотдачу пластов, особое внимание было уделено именно этому вопросу. При составлении дополнения к технологической схемы разработки Приобского месторождения было выполнено ТЭО водогазового воздействия, отдельные главы которого вошли в настоящий документ. Таким образом, вопрос внедрения ВГВ на Приобском месторождении всесторонне проработан. Ниже, мы остановимся на ключевых моментах.

Закачка газа – высокозатратный и капиталоемкий метод, для его успешной реализации требуется специальное оборудование, высокая технологическая дисциплина. Для анализа возможности применения ВГВ на Приобском месторождении был проведен анализ и обобщение существующих нормативных документов, отечественного и мирового опыта применения методов водогазового воздействия.

На основании критериев применимости газовых МУН изложенных в РД 39-9-151-79 «Руководство по проектированию и применению метода заводнения с газоводяными смесями». – СибНИИНП, 1979 г. и с учетом геолого-физических характеристики Приобского месторождения и установлено что:

• 1)    глубина залегания, температура, нефтенасы-щенность и нефтенасыщенная мощность продуктивных пластов Приобского месторождения не противоречат критериям применимости ВГВ;

• 2)    компонентный состав попутного газа не позволяет достигнуть минимального давления смесимости в пластовых условиях;

• 3)    сверхнизкие значения проницаемости продуктивных коллекторов исключают широкомасштабное внедрение газовых методов на месторождении;

• 4)    применение массированного, большеобъемного ГРП, благодаря которому месторождение удалось ввести в разработку, повышает опасность кинжальных прорывов газа и способно привести к потере КИН;

• 5)    совместная разработка месторождения существенно осложняет контроль над проведением процесса ВГВ.