Анализ эффективности проведения ГТМ на Сороминском месторождении

Сороминское нефтяное месторождение в административном отношении приурочено к Нижневартовскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Расположено в 42 км от города Нижневартовск.

По состоянию на 01.01.2021 г. фонд добывающих скважин составляет 25 ед., из них действующих – 6, бездействующих – 2, в консервации 12 и ликвидированных – 5. Фонд нагнетательных скважин составляет 10, из них под закачкой – 2, бездействующие – 1, в консервации – 1, пьезометрические – 6. В эксплуатационном фонде специальных скважин одна действующая водозаборная (№ 4С), одна бездействующая (№ 304ПГв), одна в консервации после бурения (№ 3С) и две в консервации после эксплуатации (№ 1С, 2С). Динамика фонда скважин за весь период разработки приведена на рисунке 1.

Рис. 1. Динамика добычи нефти, жидкости и закачки воды

На Сороминском месторождении с начала разработки до 2013 года (включительно) проведено 34 геолого-технических мероприятий на 17 скважинах (рис. 2). Дополнительная добыча составила 48,8 тыс. т. Применялось шесть видов ГТМ: перестрел (дострел) – 8 операций; гидравлический разрыв пласта (ГРП) – 12 операций; обработка призабойной зоны (ОПЗ) – 6 операций. Эффективность проведения мероприятий оценивалась путем сопоставления базовых уровней добычи нефти по скважинам, рассчитанных до мероприятия, с фактическими уровнями добычи после проведения мероприятия. Критерием продолжительности эффекта после проведения мероприятия является снижение дебита нефти в процессе эксплуатации до уровня базового или проведение другого мероприятия [1, 2].

Рис. 2. Распределение дополнительной добычи нефти по видам ГТМ

Удельная эффективность ГТМ в период разработки до 2013 выглядит следующим образом: перестрел (дострел) – 0,08 тыс. т/скв; гидроразрыв пласта (ГРП) – 2,48 тыс. т/скв; обработка призабойной зоны (ОПЗ) – 1,17 тыс. т/скв; оптимизация режима работы скважины – 1,58 тыс. т/скв; вывод скважины из бездействующего фонда – 0,23 тыс. т/скв. Объем ГТМ, проведенных с начала разработки и до 2013 г. и добыча нефти приведена на рисунке 3.

Рис. 3. Эффективность проведенных ГТМ до 2013 года

На рисунке 4 представлено распределение дополнительной добычи нефти от ГТМ (в среднем на скважину) по видам ГТМ

Рис. 4. Дополнительной добычи нефти от ГТМ и по видам ГТМ

Распределение выполненных геолого-технических мероприятий по видам и объемам представлено на рисунке 5.

Рис. 5. Виды и объем ГТМ за 2009–2013 гг.

Ввод из бездействия всего на Сороминском месторождении за последние пять лет проведено три мероприятия по вводу скважин в работу из бездействия (все мероприятия успешны). Распределение дополнительной добычи по скважинам представлено на рисунке 6.

Рис. 6. Распределение дополнительной добычи нефти по скважинам в результате ввода из бездействия

В скважине № 546 за 13 месяцев добыто 0.4 тыс. т дополнительной нефти. В скважине № 546 за 13 месяцев добыто 0.4 тыс. т дополнительной нефти, при среднем приросте дебита нефти 1.1 т/сут. По состоянию на 01.01.2014 г. эффект от проведения мероприятия продолжается. В скважинах № 113 и 241 получено 62 тонны и 168 тонн дополнительной нефти соответственно, при среднем приросте дебита нефти 0.9 т/сут и 2.3 т/сут соответственно. Небольшая дополнительная добыча нефти в этих скважинах объясняется малым периодом продолжительности эффекта от ГТМ, т. к. уже через четыре месяца провели мероприятия по гидроразрыву пласта и в дальнейшем эффективность от ввода из бездействия не рассчитывалась [3; 4; 5, с. 35-37].

В период с 2013 года до 2020 года (включительно) на Сороминском месторождении проведено 19 ГТМ на 15 скважинах, из них успешных – 12. Дополнительная добыча нефти от ГТМ составила 5,45 тыс. т, что составляет 6,8% от суммарной добычи нефти за этот период.

Применялось семь видов ГТМ: гидравлический разрыв пласта (ГРП) – 3 операции; обработка призабойной зоны (ОПЗ) – 5 операций; оптимизация режима работы скважины – 6 операций; зарезка бокового ствола (ЗБС) – 1 операция; перевод на вышележащий горизонт (ПВЛГ) – 1 операция; ликвидация аварий (ЛА) – 2 операции; перевод скважины под закачку (ППД) – 1 операция.