Геолого-физическая характеристика месторождения

Эксплуатационное бурение началось в июле 1968 года, в соответствии с первым проектным документом, которым явилась технологическая схема разработки Мамонтовского месторождения ВНИИ 1967 года. Согласно этой техсхемы в разработку вводился только горизонт БС10. Пласты АС4 и АС5 предполагалось разрабатывать совместно с БС10. Пласт БС8 рассматривался как возвратный объект. Первыми введенными в эксплуатацию были пять нефтяных скважин: № № 1073,1074,1075,1077, 1078, запущенными фонтанным способом. Спустя два месяца после ввода в эксплуатацию нефтяных скважин, а именно 22 июля 1970 года на месторождении начинается заводнение с целью поддержания пластового давления.

С 1978 года в активную разработку вовлекаются пласты АС4 и АС5 в качестве самостоятельного объекта АС4−5-6, согласно «Уточненного проекта разработки Мамонтовского месторождения», который выполнил СибНИИНП. Этот же институт в 1981 году составил технологическую схему разработки пласта БС8. С 1982 года Мамонтовское месторождение разрабатывается согласно технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП в которой выделено шесть самостоятельных объектов разработки: АС4, АС5−6, БС8, БС10, БС10тсп, БС11.

Мамонтовское месторождение характеризуется быстрыми темпами разбуривания. Эксплуатационное бурение в первой половине восьмидесятых годов достигает более миллиона погонных метров, ежегодно вводятся в разработку от 40 до 400 новых скважин. Месторождение вступает, а разработку с безводной продукцией с начальным средним дебитом одной скважины 117 тонн нефти в сутки. В первый год разработки вводится в эксплуатацию 42 нефтяных скважин и 6 нагнетательных, Добыча нефти составляет 486 тысяч тонн в год, а закачка 149 тысяч кубических метров. В последующие годы добыча нефти продолжает расти. Максимальный уровень добычи в объеме 35миллионов 166 тысяч тонн был достигнут в 1986 году. Темп отбора в этом году составил 6,3 процента от начальных извлекаемых запасов.

После 1986 года месторождение переступило пятидесяти — процентный рубеж обводнения и годовая добыча нефти начала снижаться, несмотря на то что добыча жидкости продолжалась увеличиваться. Одной из причин падения добычи нефти было и сокращение объемов эксплуатационного бурения. К 1986 году месторождение было практически разбурено и в последующие годы бурение велось на окраинах месторождения и для уплотнения сетки скважин, согласно авторскогo надзора и дополнительных записок к технологической схемы СибНИИНП. К началу девяностых годов месторождение испытывало острую необходимость в составлении нового проектного документа, составление которого затягивал СибНИИНП.

Добыча жидкости продолжалась увеличиваться до 1990 года. В этом году максимальный уровень добычи жидкости был достигнут в объеме 92 миллиона 887 тысяч тони. Максимальный действующий фонд нефтяных скважин был также в 1990 году. Он составил 2746 скважин, В дальнейшем из-за прогрессирующего роста бездействующих скважин и падения темпа ввода новых скважин начинает сокращаться действующий фонд. За последние пять лет начиная с 1990 года темп падения действующего фонда в среднем составляет более шести процентов. С сокращением фонда действующих скважин уменьшается добыча жидкости, а соответственно и нефти.

Максимальный уровень закачки был также в 1990 году и составил 119 миллионов 56 тысяч кубических метров воды. Под закачкой находилось 943 нагнетательных скважин. Одновременно с падением добычи жидкости уменьшался объем закачиваемой воды.

Первые механизированные скважины, оборудованные электроцентробежными насосами, появились в июле 1972 года. Первые штанговые насосы появились в октябре 1978 года, В 1981 году было 404 механизированных скважины и объем нефти добытой механизированным способом составил около двадцати девяти процентов от общей добычи.

Интенсивный перевод скважин на механизированный способ эксплуатации приходится на начало восьмидесятых годов. До интенсивного перевода скважин на механизированный способ эксплуатации у фонтанных скважин наблюдается снижение среднего дебита действующей скважины по жидкости. Так со 102 тонн в сутки в начале разработки он снизился до 67 тонн в сутки в 1984 году. После перевода на механизированный способ эксплуатации более пятидесяти процентов действующего фонда наблюдается рост среднего дебита одной действующей скважины до 1990 года, в котором он составил 99 тонн в сутки. После 1990 года средний дебит по жидкости одной действующей скважины снижается за счет выбытия в бездействие высокодебитных обводненных скважин.

Интенсивное падение среднего дебита одной действующей скважины по нефти началось с 1978 года, когда в продукции нефтяных скважин началась появляться вода. Несколько стабилизировалось падение дебита нефти после внедрения для эксплуатации скважин электроцентробежных насосов. Однако с переводом скважин на механизированный способ эксплуатации месторождение начинает интенсивно обводняться, что приводит к дальнейшему снижению дебита нефти действующего фонда скважин. Наибольший темп обводнения месторождение испытывает в течении десятилетнего периода с !981 года по 1991 год. Максимальный действующий фонд, работающий с обводненностью более 90 процентов был в 1991 году. Он составил 1192 скважины, что соответствовало 44 процентам от общего фонда. В дальнейшем этот фонд стал выбывать в бездействие, за счет чего стал уменьшаться действующий фонд скважин. Отключение высокообводненного фонда из эксплуатации, которое диктовалось существующим аварийным положением на ЦПС, привело к снижению темпа обводнения месторождения. В конце восьмидесятых годов, из-за технологического несовершенства системы водоводов для поддержания пластового давления, в пластах Мамонтовского месторождения наблюдается накопление избыточной пластовой энергии в результате излишней компенсации отбора жидкости закачкой, которая достигла более 120 процентов. Все пласты Мамонтовекого месторождения имели текущее пластовое давление на 15 — 30 атм выше первоначального. Это затрудняло проведение на скважинах ремонтно-профилактических работ, что в свою очередь, отразилось на эксплуатационном фонде. Остановки отдельных нагнетательных скважин, с целью регулировки пластового давления, к желаемым результатам не приводили, так как ограниченный объем закачки воды в одних нагнетательных скважинах компенсировался избыточным объемом закачки в других нагнетательных скважинах.

В 1987 году была предпринята попытка ограничить объем закачки путем остановки нескольких агрегатов на кустовых насосных станциях (КНС), Однако, это привело к уменьшению действующего фонда скважин и потерям нефти. Резкое сокращение объемов закачки началось с 1992 года, в соответствии с сокращением объемов добычи жидкости С 1993 года на месторождении проводится не равномерная закачка, а именно в зимнее время компенсация отбора жидкости закачкой составляет более 100 — 100 процентов, а в летнее время она составляет 70 — 90 процентов. Не равномерность закачки вызвано все той же технологической не совершенностью сетей водоводов КНС.

Применение физико-химических методов повышения нефтеотдачи на Мамонтовском месторождении началось с 1980 года, путем закачки нейтрализованного кислого гудрона в две скважины пласта БС10. В 1985;86 годах в 4 нагнетательные скважины пласта АС5−6 произвели закачку раствора неионогенного поверхностно активного вещества (НПАВ) — превоцел АФ-9−12. С 1988 года на Мамонтовском месторождении проводятся закачки в пласты АС4, БС10, БС11, различные растворы на основе полиакриламидов и НПАВ и их композиции, С конца 1993 года на Мамонтовском месторождении проводятся работы по повышению нефтеотдачи путем закачки полимерных составов.

В 1989 году на месторождении начинаются работы совместного предприятия «Юганскфракмастер» по гидравлическому разрыву пласта (ГРП). Первый гидроразрыв был проведен 30.07.1989 года на скважине № 7404, С 1989 по 1996 год проведено 108 гидроразрывов. Наибольшее количество ГРП — 41, было проведено в 1992 году. За период с 1989 года по 1996 год дополнительно за счет ГРП было добыто 1 миллион 475 тысяч 679 тонн нефти.

За 1995 год из месторождения добыто 8 миллионов 546 тысяч 950 тонн нефти, что составило 84,4 процента от общей добычи нефти по НГДУ. Годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил около 1,5 процентов, а годовой темп отбора от текущих остаточных запасов составил около 6,6 процентов, Добыто за год 43 миллиона 253 тысячи тонн жидкости. Содержание воды в продукции составляет 80,3 процента. Средний дебит одной действующей скважины по нефти составил 13,7 тонн в сутки, по жидкости 69,6 тонн в сутки.

Эксплуатационным бурением в 1995 году пройдено всего 34 тысячи 200 метров горных пород. Введено 15 новых скважин. Дебит нефти одной новой скважины составил 11,4 тонны в сутки.

В течении 1995 года из эксплуатационного фонда выбыло 236 скважин. В основном это высокообводненные скважины. Из бездействия введено 814 скважин, в том числе 402 скважины из бездействия прошлых лет и 412 из текущего бездействия. В бездействие выбыло 1172 скважины. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин наконец года составил 3099, действующий 1918, в том числе фонтанных — 201, ЭЦН — 1625, ШГН — 92. С обводненностью более 50 процентов работает 1649 скважин, а с обводненностью более 90 процентов — 852 скважины.

Годовой объем закачки составил 51 миллион 786 тысяч кубических метров, при этом компенсация отбора жидкости закачкой составила 113 процентов. Среднегодовая приемистость одной нагнетательной скважины составила 239 кубических метров в сутки. Фонд нагнетательных скважин на конец года составил 1178, в том числе под закачкой находилось 670 скважин, В течении года введено в эксплуатацию всего 5 нагнетательных скважин, По состоянию на 01.01.1996 года из месторождения добыто 455 миллионов 300 тысяч тонн нефти, что составляет около 79 процентов от начальных извлекаемых запасов. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составляет 119,2 процента. Достигнутый коэффициент нефтеотдачи равен 0,362, при конечном, утвержденным ГКЗ — 0,459. В эксплуатации находится семь объектов разработки:

АС4, АС5−6, БС6 (пробная эксплуатация), БС8, БС10, БС10тсп, БС11.