Методы интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов на Ватинском месторождении

Список литературы

1. Бахтизин Р.Н. Особенности добычи нефти с высоким содержанием механических примесей // Р.Н. Бахтизин, Р.Н. Смольников. Нефтегазовое дело, 2012. № 5. С. 159-170.

2. Гаврилко В.М. Фильтры буровых скважин / Гаврилко В.М., Алексеев В.С. М. Недра, 1985. 334 с.

3. Ивановский В.Н. Скважинные насосные установки для добычи нефти. / Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. М.: «Нефть и газ». РГУ нефти и газа им. И М. Губкина, 2002. 824 с.

4. Муллаев Б.Т. Месторождение Узень. Проблемы и решения. Том 1 / Б.Т. Муллаев, А.Ж. Абитова, О.Б. Саенко, Б.Ж. Туркпенбаева, 2016. 425 с.

МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НА ВАТИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ Дажук Н.М.

Дажук Никита Максимович - студент, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Аннотация: в данной статье речь пойдет об эффективности методов интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов АВ1-2 «Рябчик» на Ватинском месторождении.

Ключевые слова: интенсификация, коллектор, бурение, добыча, геолого-технические мероприятия.

На Ватинском месторождения для интенсификации трудноизвлекаемых запасов объекта АВ1-2 «Рябчик» проводят следующие ГТМ.

• Бурение горизонтальных скважин;

• Проведение ГРП;

За время разработки на объекте АВ1 -2 пробурено 61 горизонтальная скважина. По состоянию на 01.01.2015 г. в эксплуатации находятся 56. Динамика дебитов нефти и обводненности за все время эксплуатации горизонтальных скважин объекта АВ1-2 представлена на рисунке 6.1.5-6.1.6. Первая ГС 3404 была пробурена на пласте АВ1-3 в 1999 г. с начальным дебитом нефти 17,2 т/сут и начальной обводненностью продукции 21,8%. В 2001 г. в ней провели ГРП, от которого дополнительно получили

1.2 тыс.т нефти. Вместе с тем проведение ГРП привело к быстрому росту обводненности продукции ГС, в связи, с чем в 2006 г. ГС была остановлена с последующим переводом в пъезометрический фонд. Бурение второй ГС на объекте (скв. 291 в 2000 г.) было ещё менее удачным - начальный дебит нефти составил 1,0 т/сут при начальной обводненности продукции 92,3%. К концу 2000 г. 291 ГС вывели в бездействие. Попытка запуска ГС в 2004 г. успеха не имела, и с 2006 г. ГС также переведена в пьезометрический фонд. Остальные ГС объекта 2000-2006 гг. бурения работали довольно успешно. Начальные дебиты нефти ГС объекта АВ1-2 составляли от

9.3 т/сут до 210,2 т/сут , начальные дебиты жидкости - от 10,5 т/сут до 280,9 т/сут. Начальная обводненность продукции ГС изменялась от 2,4% до 56,3%. По состоянию на 01.01.2015 г. из девяти горизонтальных скважин в эксплуатации находятся семь. В четырех ГС добывается высокообводненная (>85%) продукция, текущий дебит нефти действующих ГС составляет от 0,9 т/сут до 22,1 т/сут ГС 3539 и 3546, пробуренные в

29

2009 г., вошли в работу с начальными дебитами нефти 25,9 и 5,0 т/сут, начальными дебитами жидкости 34,0 и 11,0 т/сут при начальной обводненности продукции 23,9 и 54,5%. С 2010-2013 гг. пробурено 26 скважин с начальными дебитами нефти от 9,8 т/сут (скв. № 3427) до 116,2 т/сут (скв. № 991), начальным дебитом жидкости от 20,5 т/сут (скв. № 5013) до 173,7 т/сут (скв. № 3821) и обводненностью продукции от 2,4% (скв. № 989) до 65,8% (скв. № 5270). По состоянию на 01.01.2015 г. все скважины находятся в эксплуатации, кроме скважины № 3456 (переведена в нагнетательный фонд).

В 2014 г. было пробурено 23 скважины с начальными дебитами нефти от 4,7 т/сут (№ 5267) до 157 т/сут (№ 5258) и обводненностью продукции от 8,3% (№ 1332) до 76,1% (№ 5249). На рисунке 6.1.7 представлено сравнение соотношений накопленной добычи нефти и обводненности по действующим горизонтальным скважинам, пробуренным с 2010-2014 гг. Наибольшую накопленную добычу нефти и обводненность (92,4%) имеет скважина № 3503. Вторая по накопленной добыче стоит ГС 989 с обводненностью 60,5%.

Добыча нефти от горизонтальных скважин составила 1873,0 тыс.т нефти, или 30704 т. добытой нефти на 1 ГС.

ГРП

За все время эксплуатации на объекте АВ1-2 было проведено 803 ГРП в процессе эксплуатации, но так как они были проведены во время продолжающегося эффекта от основных мероприятий (перевод на объекты и приобщение, горизонтальные скважины, зарезка БС и БГС) эффект от их проведения записывался на вышеуказанные ГТМ. Таким образом, в анализе участвует 567 мероприятий. Часть ГРП проводилась на два пласта разработки одновременно, в связи с этим общее количество ГРП на месторождении будет меньше, чем сумма ГРП по объекту месторождения, поскольку при одновременном ГРП двух пластов физически проводился 1 ГРП.

Средний дебит нефти до ГРП в процессе эксплуатации или повторных ГРП скважин объекта АВ1-2, составил 3,0 т/сут, дебит жидкости - 6,9 т/сут. После проведения ГРП средний начальный дебит нефти составил 12,1 т/сут, дебит жидкости

- 21,9 т/сут. Средняя кратность увеличения дебитов нефти после ГРП с учетом неуспешных ГРП составила 3,8, средняя кратность увеличения дебитов жидкости -2,8. Как правило, проведение ГРП сопровождалось ростом обводненности продукции

- после 198 ГРП из 386 ГРП в процессе эксплуатации или повторных ГРП обводненность увеличилась на 1,1-97,9%.

Дополнительная добыча нефти от проведения анализируемых ГРП составила 2850,0 тыс. т нефти, или 5026 т. дополнительно добытой нефти на 1 ГРП при среднем времени эффекта 3 года.

Список литературы 1. Технологический проект разработки Ватинского месторождения.