Мамонтовское месторождение нефти и газа: расположение, история и особенности

Мамонтовское месторождение эксплуатируется в промышленном объеме с весны 1970 года. Главный продуктивный горизонт содержит около 80 процентов нефтяных запасов. Горизонты с малой продуктивностью имеют сложное строение и широкие водонефтяные участки. Их освоение планируется после разработки основного пласта. Месторождение разбуривается по трехрядной системе и относится к виду падающих добыч нефти.

Где находится Мамонтовское месторождение?

В административном плане месторождение находится в Нефтеюганском регионе Ханты-Мансийского автономного округа (Тюменская область). Географически бассейн относится к водоразделу Большого и Малого Балыка (реки). По геоморфологии он представляет собой пологую слабо расчлененную равнину. Основные реки сопровождаются большим количеством притоков, большую площадь занимают заболоченные территории.

Значительные массивы междуречья покрыты смешанными лесами с преобладанием хвойных пород. Климатические условия региона – резко континентального типа. Зимой температура достигает –50 градусов, летом поднимается до +35.

Исторические факты

Мамонтовское месторождение открыто в 1965 году (разработки начались в 1970-м) относится к крупнейшим месторождениям в Западной Сибири. По показателям максимальной добычи нефти оно занимает второе место после Самотлора. За время эксплуатации из недр извлечено в четыре раза больше нефти, чем в Варьеганском, Талинском, Суторминском и Лянторском бассейнах вместе взятых.

История освоения Мамонтовского месторождения определяется стратегически правильно проводящимися разработками. Главная направленность – постоянное совершенствование системы добычи, начиная от конструкций малой интенсивности, с целью оптимального извлечения всех запасов и стабилизации выработок нефти.

По сравнению с остальными месторождениями Западной Сибири, на Мамонтовских горизонтах добыча превысила показатели почти вдвое, составив 70 процентов. По величине усредненного дебита нефти оно превосходит все остальные бассейны (26 тонн в сутки по состоянию на 1990 год).

Особенности конструкций скважин

Конструктивно скважины Мамонтовского нефтяного месторождения представляют собой типичную для Западной Сибири конфигурацию. Их особенности зависят от предполагаемых геологических условий разбуриваемых территорий, глубины залегания сырьевой массы, субъективных параметров пластов, которые подлежат обработке. Используемая конструкция должна гарантировать стабильную охрану недр, возможность применения конкретного вида бурения, обеспечивать запланированные скоростные показатели проходки и проведения научных, исследовательских работ в открытом либо обсаженном стволе.

Чтобы предотвратить размыв устья скважины и обеспечить устойчивое крепление верхнего интервала, спускают направление на глубину 30 метров (диаметр – 323,9 м). Элемент цементируется до устья. Также вглубь до 680 метров спускается специальный кондуктор диаметром 245 мм, который цементируется до устья. Он служит для усиления верхних неустойчивых разрезных интервалов, предохранения водоносных горизонтов от загрязнения. Кроме того, при его помощи проводится монтаж противовыбросовых приспособлений, а также подвеска обсадной колоны. Она, в свою очередь, спускается на глубину до 2,67 км, имеет диаметр 146 мм, также цементируется до устья.

Начало эксплуатационного бурения

Первые пробные попытки разработок Мамонтовского месторождения начались летом 1968 года. Эксплуатационное бурение пустили согласно технологической схеме, разработанной ВНИИ (1967 год). Согласно этой документации, в разработку должен вводиться один горизонт БС10. Параллельно планировалось разрабатывать АС4 и АС5, а пласт БС8 рассматривался в качестве возвратного объекта. Первыми были введены в эксплуатации пять добывающих скважин.

Через два месяца после их ввода началось заводнение на Мамонтовском месторождении, основной задачей которого стало поддержание давления в выработанных пластах. Все скважины функционируют по принципу фонтана.

С 1978 года в действие вступает проект АС4-5-6, предполагающий активную разработку пластов А4 и А5. Документация по разработке пластов составлена СибНИИНП. Это же учреждение в 1981 году разрабатывает технологическую схему для пласта БС8. В итоге выделяется шесть автономных разрабатывающих объектов.

Развитие

Для Мамонтовского месторождение нефти и газа характерны высокие скорости разбуривания. В первой половине 80-х годов минувшего столетия эксплуатационное бурение охватило свыше миллиона погонных метров. Кроме того, каждый год в эксплуатацию вводится до 400 новых скважин. Средний дебит разработки с безводной продукцией составляет до 117 тонн нефти с одной скважины.

Уже в первый год эксплуатации Мамонтовского месторождения нефти работают 42 нефтяных и 6 нагнетательных скважин. Показатель добытого «черного золота» составляет более 485 тысяч тонн в год при закачке 149 тысяч кубометров. В следующие годы показатель добычи продолжает расти. В 1986 году был достигнут максимальный показатель, который составил 35 миллионов 166 тысяч тонн. Параметр темпа отбора в процентном соотношении составил 6,3 % от начальных извлекаемых ресурсов.

Мамонтовское месторождение: нефтегазоносность

Месторождение в 1987 году преодолело пятидесятипроцентную черту обводнения. В связи с этим годовая добыча нефти пошла на убыль. При этом количество добываемой жидкости увеличилось. Еще одним фактором снижения показателей стало сокращение эксплуатационного бурения. К середине 80-х годов 20 века месторождение было фактически разбурено полностью. В дальнейшем работы велись на окраинах бассейна, а также проводились работы по уплотнению сетки скважин. Месторождение стало остро нуждаться в разработке новой проектной документации, с составлением которой особо не торопился СибНИИП.

Дальнейшая история

Объемы жидкости и ее добыча продолжали увеличиваться до 1990 года. Максимальный уровень добычи составил 92 миллиона 887 тысяч тонн. Тот же год ознаменовался наличием максимального действующего фонда нефтяных вышек. Затем, по причине роста бездействующих скважин, наблюдается падение объема воды. С 1990 года по 1995 темп падения действующего фонда составил свыше 6 процентов. Как результат, сокращение добычи жидкости повлекло уменьшение добычи нефти.

Максимальный показатель уровня закачки наблюдался также в 1990 году. Он составил более 119 миллионов кубометров воды при обслуживании 943 нагнетательных скважин. В течение 1995 года было добыто более 8,5 миллиона тонн нефти. Годовой темп отбора составил порядка 1,5 процента от начальных, а аналогичный показатель по отбору от текущих запасов варьировался в диапазоне 6 процентов. При содержании воды в продукции более 80 процентов усредненный показатель дебита одной скважины – 13,7 тонны нефти в сутки. В том же году эксплуатационным бурением пройдено чуть более 34 тысяч метров горных пород.

Итоговый анализ

Применение на Мамонтовском месторождении соляннокислотной обработки и заводнения стало одним из решающих факторов, гарантирующих активное развитие и достижение высоких показателей добычи в регионе с обеспечением благоприятных экономических данных.

На разрабатываемых участках повсеместно применяются модели внутриконтурного заводнения, представляющего собой разрезание залежей на различные по ширине полосы. Кроме того, проводятся опытные промышленные исследования и работы, направленные на использование блочно-квадратного заводнения. На некоторых месторождениях успешно используются барьерные системы, подходящие для участков с обширными подгазовыми зонами.

Стоит отметить, что разработка месторождений Западной Сибири, осуществляемая более 30 лет, позволила провести огромный объем работ не только по освоению добычи нефти, но и по внедрению эффективных систем заводнения, позволяющих рационально использовать имеющиеся ресурсы. В этом ключе стоит отметить Мамонтовское месторождение, которое в лучшие времена выдавало на порядок больше продукции, чем окружающие бассейны, вместе взятые.