Применение методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи на Урненском месторождении

Автор: Апасов Т.К., Апасов Р.Т., Култышев А.К., Гашев И.А.

Журнал: Научный форум. Сибирь @forumsibir

Рубрика: Природопользование природопользование

Статья в выпуске: 4 т.2, 2016 года.

Бесплатный доступ

Короткий адрес: https://sciup.org/140220389

IDR: 140220389

Текст статьи Применение методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи на Урненском месторождении

Урненское месторождение открыто в 1970 году, промышленная разработка осуществляется с 2009 года, недропользователем месторождения является ООО «ТНК-Уват». В рамках опытно - промышленных работ на месторождении проведены операции гидроразрыва пласта и ремонтно - изоляционные работы, ниже рассмотрены основные результаты данных работ и даны рекомендации их дальнейшему применению. Всего на месторождении с начала разработки 01.06.2010 г. проведено 17 операций ГРП на скважинах кустов №1, 3, что составляет 32% от действующего фонда скважин [1]. Карта охвата фонда скважин операциями ГРП приведена на рисунке 1.

Практически весь выполненный объем ГРП проведен в чисто-нефтяной зоне, за исключением скважин №1251, 1234, которые находятся в водонефтяной зоне.

Рис. 1. Охват фонда скважин операциями ГРП.

Таблица 1

Характеристики скважин с ГРП

Эффективные нефтенасыщенные толщины для скважин с ГРП изменяются в диапазоне от 2,7 м (скв. №1073) до 41,2 м (скв. №1248). Среднее давление разрыва пласта составляет 38 МПа. При проведении ГРП на скважинах закачанный объем проппанта меняется от 20 т до 165 т, что указывает на

различие параметров полученных трещин. Прирост дебита нефти по скважинам меняется в диапазоне от 3 до 81 т/сут и в среднем составляет 39,3 т/сут (табл. 1). Таким образом, в среднем эффект от проведения ГРП на скважинах позволяет увеличить дебит в 2,2 раза [2].

Скв	Qн без ГРП, т/сут	Qн (факт) после ГРП, т/сут	Прирост по нефти, т/сут	Qж (факт) после ГРП, т/сут	Рпл- Рзаб, атм	Дата запуска после ГРП	Объем проппанта
1239	103	122	18,6	148	88,3	07.05.2010	120
1258	78,7	160	81,1	195	117,5	10.03.2010	160
1042	73	98	24,8	133	21,5	06.05.2010	81
1248	100	157	57,3	186	107,1	06.05.2010	165
1260	79	140	61,3	160	71,2	07.05.2010	63
1237	52	127	74,8	156	87,9	08.05.2010	126
1220	23,4	72	48,6	87	143,0	18.05.2010	99
1259	34	75	41,0	93	136,8	07.05.2010	22
1251	10	13	3,0	110	48,3	06.05.2010	80
1265	12	77	64,6	78	171,7	14.05.2010	37
1029	работа под нагнетание	25	-	40	-	24.05.2010	40
1027	35	50	15,0	62	81,0	02.05.2010	58
1025	40	77	37,0	108	52,0	1 1.05.2010	41
1034	32,3	75	43	76	55,7	21.04.2009	-
1037	34,7	82	48	85,6	42,3	1 1.04.2009	-
1074	13	19	6	23	97	06.05.2010	20
1234	59	64	5	75	85,1	05.05.2010	21 т

Результаты ремонтно-изоляционных работ

kJ И S 1 co Ы U	u o^ * к СУ 5 о	^ к « В ° R to 8 О к о	О S К S	5 К К СО м О	>> °
1033	40	100	136	1,5	98,5
1036	348	86	43	1	85
1046	240	100	46	48	52
1050	331	90	88	4,5	95,5
1075	339	85	134	18	67
1083	106	75	56	2	73

По скважинам с ГРП, находящимся в чистонефтяной зоне, средняя обводненность продукции на 01.06.2010 г. составляет 3%. По скважине №1234 (ВНЗ) в течение 11 дней наблюдается увеличение обводненности с 5 до 10%, что указывает на подтягивание воды из водоносной части разреза. По скв. №1251 (ВНЗ) обводненность на текущий момент составляет 77%, т.е., по скважинам, находящимся в ВНЗ, наблюдается быстрое увеличение обводненности за счет подтягивания подошвенной воды, что подтверждает неэффективность проведения операций в водонефтяной зоне пласта [3].

С начала разработки на месторождении проведено 6 операций РИР на скважинах. Причинами изоляционных работ стали подтягивание воды с подошвенной части пласта, а также прорывы по высокопроницаемому песчанику в результате высоких отборов жидкости (свыше 300 т/сут). Все проведенные РИР выполнены в скважинах, находящихся вблизи контура нефтеносности. Результаты проведения РИР представлены в табл. 2.

Таблица 2

3. Отчет «Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежи в районе скважин 45 и 58 пласт Ю1 Урненского месторождения», «ТННЦ». – Тюмень 2009.

Проведение РИР на скважинах позволяет существенно снизить обводненность продукции, однако приводит к снижению дебитов жидкости, обусловленное переходом на менее продуктивную и более расчлененную кровельную часть разреза.

Выводы и рекомендации:

1. По результатам анализа предлагается ГРП только в нефтяной зоне.
2. Применение геолого-технических мероприятий при разработке месторождения обеспечивает дополнительную добычу нефти и обеспечивает повышения нефтеотдачи.

Список литературы Применение методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи на Урненском месторождении

Батурин Ю.Е., Бродский П.А., Лисовский Н.Н., Цой В.Е. и др. «Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений». -М., 2007.
Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. «Увеличение продуктивности и приемистости скважин» Пер. с румынского. -Москва, 1985.
Отчет «Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежи в районе скважин 45 и 58 пласт Ю1 Урненского месторождения», «ТННЦ». -Тюмень 2009.

Статья