Стабилизация добычи нефти, за счет применения методов увеличения нефтеотдачи, на IV стадии разработки Федоровского нефтегазоконденсатного месторождения

Географически Федоровское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 50 км к северу от г. Сургута на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа – Югры Тюменской области. В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименному куполовидному поднятию II порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода I порядка.

В пределах месторождения выделяются локальные структуры: Федоровская, Моховая, Восточно-Моховая, Северо-Сургутская и Тойлорская. Промышленно нефтеносными в пределах месторождения являются терригенные пласты АС_4-8, АС 6¹ , АС 7-8 , АС 9 сангопайской свиты готеривского-баремского ярусов, пласт БС_1-2 усть-балыкской свиты готеривского яруса, пласты БС 10¹ , БС 10 , БС 14^ф , БС 15^ф , БС 16 , БС 16^ф , БС 17 , БС 17^ф , БС 17^1ф , БС 18 , БС 18^ф , БС 19 сортымской свиты берриасского - валанжин-ского ярусов раннемелового возраста, пласты ЮС₁ ^1-2 , ЮС 1³ васюганской свиты позднеюрского возраста и пласты ЮС₂ ¹ , ЮС₂ ² тюменской свиты среднеюрского возраста.

Всего на месторождении выявлено 128 залежей нефти и газа в 21 продуктивном пласте. Месторождение является гигантским по извлекаемым запасам, за 50 лет эксплуатации было добыто более 600 млн. т нефти. Остаточные запасы, находящиеся на последних стадиях разработки, оцениваются в пределах 160-180 млн. т.

При разработке месторождения были выделены 6 эксплуатационных объектов (БС10, БС1-2, АС4-8, АС9, ЮС1, ЮС2), при этом в объекте БС10 сосредоточены 78% всех запасов месторождения, самая активная разработка ведется на объектах АС9 и АС4-8, а дальнейшее разбуривание приурочено к объекту ЮС2. Все объекты находятся на разных стадиях разработки (от II для ЮС2 до IV для БС10).

Основной проблемой, возникающей при разработке, является высокая обводнённость добывающих скважин (40% скважин обводнены более чем на 80%). Согласно особенностям нефтедобычи в данном районе, нефть залегает пластами с расположением их между шапкой, состоящей из газа, и подошвенной оторочкой из воды. Отсутствие глинистого почвенного барьера приводит к скорому проникновению воды в добываемую продукцию. Так же данную проблему усугубил тот факт, что в первые 10 лет разработки месторождения был допущен ряд ошибок при формировании системы поддержание пластового давления (ППД), что привело к быстрому снижение давления пласта (на 30%) и как следствие гораздо более активному началу повышения обводненности продукции. Текущие средние дебиты добывающих скважин по месторождению составляют порядка 9 т/сутки по нефти и 78-80 т/сутки по жидкости.

К началу 2009 г. на месторождении накопились проблемы по его дальнейшей разработке:

• 1.    Нерентабельность дальнейшего использования вертикальных скважин при разбуривании и извлечению остаточных запасов.

• 2.    Высокая обводненность добывающих скважин и большое снижение пластового давления в дренируемой зоне (текущее среднее Pпл – 16 Мпа, начальное – 26 Мпа).

• 3.    Невысокий межремонтный период работы добывающих скважин (в среднем 204 суток при проектном 240), частые не вынужденные остановки оборудования.

• 4.    Низкие средние дебиты добывающих скважин и как итог отставание от проектных показателей на 20%.

В связи с этим компанией “Сургутнефтегаз” с 2010 г на месторождении принята стратегия по активному применению различных мероприятий по увеличению конечной нефтеотдачи (текущий КИН на 2018 г– 0,102, проектный на весь период добычи – 0,239) и извлечения остаточных запасов. Основные методы увеличения нефтеотдачи на месторождении можно разделить на 3 основных направления:

• 1.    Мероприятия по извлечению остаточных запасов (все запасы относятся к категории трудно извлекаемых).

• 2.    Мероприятия по борьбе с осложнениями при разработке.

• 3.    Мероприятия по воздействию на пласт с целью увеличения его коллекторских свойств.

Как итог за период 2010-2018 г. на Федоровском месторождении было проведено огромное количество различных мероприятий по увеличению нефтеотдачи, основной вклад в дополнительную добычу имеют следующие работы:

• 1.    Бурение горизонтальных скважин и зарез боковых стволов (917 ГС и 470 ЗБС).

• 2.    Проведение гидравлического разрыва пласта в добывающих и нагнетательных скважинах (740 операций).

• 3.    Борьба с осложнениями при разработке с целью увеличения межремонтного периода (МРП) работы скважин (борьба с асфальто - смолистыми и парафиновыми отложениями (АСПО), с солеотло-жениями, коррозией в добывающем оборудовании, правильный подбор и режимов работы установки электроприводного центробежного насоса (УЭЦН), штанговые – глубинные насосы (ШГН) и т.д., всего 821 мероприятие).

• 4.    Остальные физико-химические МУН (соля-но – кислотная обработка (СКО), полимерноактивные вещества (ПАВ), паратепловое воздействие и т.д., всего 364 операции).

Всего за этот период от данных МУН было дополнительно добыто около 25 млн. т нефти, что составило 38% от всей добычи, что можно признать крайне положительный эффектом для месторождения на поздних стадиях разработки. Наибольший технологический эффект составил МУН по ГС и ЗБС всего около 17 млн.т, далее следует гидравлический разрыв пласта (ГРП) – около 4 млн. т, за счет увеличения МРП (на 20%) было дополнительно добыто около 3 млн. т.

Отдельно стоит отметить бурение и ввод в разработку горизонтальных скважин, для условий Федоровского месторождения это наиболее эффективный методы увеличения конечной нефтеотдачи. Бурением ГС возможно вовлечь в разработку ранее не пробуренные участки, скрытые, к примеру, водяной шапкой законтурных вод и не только. Так же сами ГС имеют большую площадь дренируемой зоной по сравнению с типичным вертикальным стволом (ВС) за счет длинного горизонтального участка в продуктивном пласте. Соответственно средние дебиты ГС выше, чем у ВС в 3-4 раза, отсюда и высокая технологическая эффективность от их применения.

К примеру среднесуточный дебит вертикальной скважины составляет 8-12 т/сутки с обводненностью в 90% на объекте БС10, дебит же новых ГС на объекте ЮС2 составляет 45-50 т/сутки по нефти и 70-75 т/сутки по жидкости, при этом согласно исследованиям, проводим компанией “Сургутнефтегаз”, в условиях Федоровского месторождения период добычи, при котором дебит ГС выше чем средний дебит ВС по месторождению составляет 67 лет. За этот срок возможно добыть 60-70 тыс. т нефти, за аналогичный период с ВС можно получить 18-20 тыс. т. На данный момент фонд ГС на месторождении составляет всего 20%, при этом с этих скважин добывается около 50% всей нефти (за 2018 г), в среднем ежегодно с 1 ГС добывается 12 тыс. т нефти, с 1 ВС – 4 тыс.

С учетом того, что в недрах Федоровского месторождения находится огромное количество остаточных запасов нефти и газа, бурение ГС является крайне эффективным методов повышения нефтеотдачи в условия данного месторождения.

Проведением МУН за период 2010-2018 г. на месторождении удалось стабилизировать среднегодовую добычу по нефти на уровне 9 млн. т. и снизить среднюю обводненность по скважинам на 4% (с 86 до 82%, за счет эффекта снижения обводненности от ГРП и ввода забурки бокового ствола (ЗБС) и ГС). С учетом общего фонда скважин в 3 тыс. единиц (1900 добывающих) это существенный показатель. Дальнейшая перспектива применения различных МУН связанна с проектами по ГРП в горизонтальных и вертикальных скважинах, а также постепенным вводом новых ГС и ЗБС.