ОБОСНОВАНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН НА ПРИОБСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

AN ADVANCED HYDRAULIC FRACTURING TECHNIQUE USING GEOMECHANICAL MODELING AND ROCK MECHANICS IS A TECHNICALLY INTEGRATED APPROACH

Askhat Gareev

2nd year Master's student of TIU Department of REGM, Tyumen Industrial University,

Russia, Tyumen

Zheko Kolev

scientific supervisor, candidate. Technical Sciences, Department of the Russian Academy of Natural Sciences, Tyumen Industrial University,

Tyumen, Russia

АННОТАЦИЯ

В данной статье описывается процесс режимов работы скважин на Приобском месторождении, осложнения на фонде и способы борьбы с ними.

ABSTRACT

This article describes the process of well operation modes at the Priobskoye field, complications at the fund and ways to deal with them.

Ключевые слова: грп; продуктивный пласт; ограничение водопритока; увеличение нефтеотдачи; коэффициент извлечения нефти.

Keywords: hydraulic fracturing; productive formation; limiting water inflow; increasing oil recovery; oil recovery coefficient.

Современное состояние разработки объекта АС10 в южной части Приобского месторождения по состоянию на 01.07.2005 г.

Объект АС10 находится в начальной стадии разработки и интенсивно -наблюдается рост добычи нефти, этот показатель достиг 120,8 тыс. тонн в месяц;

- низкое содержание воды в продуктах (28,7 % по состоянию на 01.03.05, 19,4 % по состоянию на 01.07.05).

По состоянию на 01.07.05 года с объекта добыто 2189,3 тыс. тонн нефти и 2549,3 тыс. тонн жидкости. Было откачано 2456,3 тысячи тонн воды. Текущая и накопленная компенсация составили 67,9% и 78,5% соответственно.

Расход нефти и жидкости колеблется в достаточно широких пределах, соответственно 2,5-72 т / сут и 2,5-73,4 т/сут, при средних значениях 38 т/сут и 42,5 т/сут.

Коэффициент извлечения нефти (отношение текущей добычи нефти к разнице между извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти) из исходных извлекаемых и геологических запасов составляет 0,29% и 0,067% соответственно.

Текущее значение коэффициента извлечения нефти составляет 1,32 %.

Несмотря на то, что средняя обводненность водохранилища достигла 19,4%, прослеживаются многоводные зоны, особенно эта тенденция на уровне 80-90% отмечается вдоль линии скважины 12327 - 12313 - 15978 -12298-16013 а в районе скважин 15962 и 12328. Очевидно, что такое заводнение связано с фильтрацией закачиваемой воды по каналам НФС, которые образуются за счет вскрытия динамонапряженных зон пласта из - за высоких градиентов давления между нагнетательной и добывающей скважинами и массового применения гидроразрыва пласта. При этом отмечается удаление меха. примеси и образование устойчивых водонефтяных эмульсий.

Единственным способом уменьшения влияния каналов НФС на образование эмульсий и стабилизации (уменьшения) заболачивания является тампонирование каналов НФС, т. е. создание фильтрационного сопротивления в каналах НФС.

Этот метод также является способом повышения коэффициента покрытия и, следовательно, нефтеотдачи пластов.

С начала разработки на объекте АС10 в южной части Приобского месторождения пробурено 164 скважины, из которых 109-добывающие и 20-нагнетательные.

На 1.07.2005 г. фонд добывающих скважин составил 117 единиц, в том числе 109 действующих, из них 2 фонтанных, 107 оборудованы установками электроцентробежных насосов (ЭЦН).

По состоянию на 1.07.2005 г. в добывающем фонде насчитывается 117 скважин. Из них 109 действующих, 8 неактивны, 7 находятся в разработке, 12 ликвидированы, 6 скважин находятся в консервации

По состоянию на 1.07.2005 г. в нагнетательном фонде насчитывается 47 скважин. Из них 20 активных, 3 неактивных и 4 находятся в стадии разработки.В нагнетательном фонде на 1.07.2005 г. числятся 47 скважин. Из них 20 действующих, 3 бездействующих и 4 находятся в освоении.

Так, по состоянию на 01.07.2005 г. в южной части Приобского месторождения пробурено 164 скважины, из которых текущий фонд составляет 109 добывающих и 20 нагнетательных скважин. Средний дебит скважины по нефть-41,6 т / сут, средний дебит скважин на жидкость-51,7 т / сут. Среднее содержание воды в продуктах составляет 19,4 %С апреля 2002 года месторождение разрабатывается в естественном режиме. С июня 2003 года сеноманская вода закачивается в пласт для поддержания пластового давления. Система заводнения-пятиточечная.

Список литературы:

1. Расчет запасов и технико-экономическое обоснование нефтеотдачи южной части Приобского месторождения (отчет), Amoko Ob River Petroleum Limited, Ханты-Мансийск, 2001, 237 с.
2. Методические рекомендации по оценке технологической эффективности использования методов повышения нефтеотдачи пластов. МИНЭНЕРГО, РМТК "Нефтеотдача", ВНИИнефть, М. 1993 - 87 с.
3. Леонов В. А. Метод адаптивной оптимизации пластового давления. Тезисы докладов VIII научно-практической конференции Международной Специализированной выставки "Нефть, газ, нефтехимия-2001" Новейшие методы повышения нефтеотдачи пластов-теория и практика их применения, Казань, 2001-140 с.