Файл: Пермский национальный исследовательский политехнический университет.docx

был разработан проект разработки месторождения под руководством кандидата технических наук Т.Ф. Манаповым (главный менеджер проектов). Проект предусматривает срок (экономически оправданный, до достижения обводненности 98 %) разработки месторождения до 2059 года.

Средний "замыкающий" дебит нефти – 1.4 т/сут. За это время коэффициент извлечения нефти подвести до 0,416 с проектным фондом 1629 скв., в том числе добывающих скважин 1097 шт. и нагнетательным фондом 440 штук скважин, скважин других категорий около 92шт. За это время проектируется по категориям запасов А, В, С1 отобрать из месторождения порядка 3314 млн. тонн жидкости и 650,8 млн. тонн нефти.

Таким образом, система разработки Мамонтовского месторождения в течение всего периода непрерывно развивалась и совершенствовалась. Реализация этого принципа позволила обеспечить устойчивую работу НГДУ Мамонтовнефть в течение длительного периода. К настоящему времени она близка к завершению своего формирования, хотя отдельные моменты в механизме выработки запасов нефти требуют уточнения и принятия дополнительных мер.

В целом реализуемая система разработки эффективна с точки зрения возможности осуществления постоянного контроля выработки запасов, регулирования процессов разработки, применения методов увеличения нефтеотдачи. Для улучшения показателей эксплуатации скважин и состояния

---

разработки необходимо:

1. 
   вовлечение в активную разработку слабо охваченных воздействием (малопродуктивных) участков пласта путем постепенного перевода с нижезалегающих объектов скважин, выполнивших там свое назначение;
   
2. 
   сокращение фонда бездействующих скважин за счет проведения ремонтных работ, в первую очередь, на участках высокой концентрации остаточных запасов нефти;
   
3. 
   дальнейшая оптимизация режимов работы действующего фонда (на основе хороших результатов, полученных в последние годы);
   
4. 
   проведение комплексного (МУН+ОПЗ) физико-химического воздействия на залежь с целью повышения эффективности реализованной системы заводнения и снижения обводненности продукции скважин.
   

---

2.2Анализ текущего состояния разработки и фонда скважин

Мамонтовское месторождение находится в начале 4 стадии разработки для которой характерно стабилизация снижения добычи жидкости, среднего дебита скважин как по нефти так и по жидкости, сокращение действующего добывающего фонда скважин. В истории разработки месторождения выделяется четыре стадии:

1.Рост добычи нефти (1970-1985 гг.); 2.Максимальная добыча нефти (1985-1987 гг.); 3.Падающая добыча нефти (с 1987г.); 4.Стабилизация падения добычи нефти (с 1994 г.).

Основные показатели добычи по стадиям разработки месторождения отображены в таблице 2.1
Таблица 2.1 - Основные показатели добычи нефти по стадиям

Показатели	Стадии разработки				Всего на 1.01.2016г.
	1	2	3	4
Продолжит.ста- дии, лет.	15	3	6	10	45
Накопленные показатели за стадию.
Добыча нефти (млн. т.)	202,5	183,4	161,5	103,1	650,2
Добыча жид-ти (млн. т.)	250,4	207,1	493	418,3	1468,7

Окончание таблицы 2.1

Показатели	Стадии разработки				Всего на 1.01.2016г.
	1	2	3	4
Водонефтяной фактор.	0,24	1	2,7	4,2	1,5
Отобрано, % НИЗ.	33,9	17,3	24,34	7,2	83,74
Показатели к концу стадии.
Дебит скв. неф.т/сут.	46	41	16,2	14,0	-
Дебит скв. жид. т/сут.	67	95	83,7	112	-
Нефтеизвлечение доли ед.	0,15	0,23	0,31	0,318	-
Обводненность %	31	57	73	87,3	-

---

На конец 2016 года в эксплуатационном добывающем фонде числилась 2616 скважина (1785 - дающие продукцию, 831 - в бездействующем фонде), в нагнетательном - 1201 скважина (606 - под закачкой, 509 - в бездействующем фонде). Основные показатели разработки месторождения по состоянию на 01.12.2016 приведены в таблице 2.2, динамика фактических показателей с начала разработки показана на рисунке 2.

Для всех рассматриваемых участков характерна неравномерная выработка запасов по площади, что связано как с естественными (неоднородность фильтрационно-емкостных свойств), так и с технологическими (нарушение равномерности сетки скважин и т.д.) причинами. Неравномерность выработки запасов по площади в значительной степени связана с неравномерностью выработки по разрезу, что является следствием высокой послойной неоднородности коллекторов.

В этих условиях применение технологий повышения интенсификации, позволяет, как показывает практика, существенно повысить эффективность разработки, причем это положительно отражается как на текущих, так и на конечных технологических и экономических показателях эксплуатации. При этом достигается:

1. 
   Стабилизация (в течение определенного времени) текущей добычи нефти (или значительное снижение темпов ее падения) за счет стабилизации или снижения обводненности;
   
2. 
   Повышение конечного коэффициента нефтеотдачи в пределах охваченного воздействием участка;
   
3. 
   Увеличение доли рентабельного фонда скважин за счет снижения обводненности.
   

Таблица 2.2 - Текущие показатели

---

разработки Мамонтовского месторождения

Показатели		2015	2016
Добыча Нефти	ср/сут	19800	24244
	за период	7246,7	7754,0
	с нач. раз	489474,6	650700,6
Добыча Воды	за период	44505,1	54115,5
	с нач.раз	762510,7	816626,2
Обводненность %		75,9972028	82,47
Добыча ж-ти в пл.усл.	за период	53670	63853,2
	с нач.раз	1404894	1468747,1
Добыча газа за период		311,6	333,1
Закачка воды	за период	58150	66229,4
	в % от отбора	108,3	103,7
	с нач. раз	1654742	1720971,8
	в % от отбора	117,7	117,2

Продолжение таблицы 2.2

Показатели			2015		2016
Фонд нефтяных скважин	Эксплуат		2726		2616
	Действ		1815		1785
	Фонт		142		276
	ЭЦН		1651		1499
	ШГН		22		10
	Бездейств		911		831
	Освоение		0		0
	Ликвидиров		321		361
	в консерв				3
	перед ППД		2		5
Фонд нагнетат скважин	Всего		1196		1201
	под закачкой		602		606
	в бездействии		503		509
	в освоении		91		86
	в экспл/нефть		192		183
	Ликвидиров		123		125
Ввод новых скважин	Добывающ		6		0
	под закачку		6		10
Выбыло из нефт фонда		142		127
Контрольно-пьезометр		766		829
Ср дебит нефтскв Ср дебит новых скв	Нефти		12,4		14,0
	Жидкости		88,4		112,0
	Нефти
	Жидкости
Кол-во скважин, работающ с водой	Всего		1815		1785
	до 2%		0		0
	2-20%		26		26
	20-50%		103		107
	50-90%		625		670
	90-98%		799		982
	> 98%		262		0

---