Анализ эффективности ГТМ Урманского месторождения. Томский политехнический университет
 Скачать 0.93 Mb.
|
Анализ эффективности ГРПУрманское месторождение расположено в южной части Западно- Сибирской плиты, в разрезе которой выделяется два структурных этажа: доюрские образования и мезозойско-кайнозойский осадочный чехол. По доюрским образованиям нижнего структурного этажа Урманское месторождение находится в юго-восточной части Центральной Западно- Сибирской складчатой системы, имеющей герцинский возраст консолидации. Месторождение расположено в центральной части Нюрольского погруженного блока Межовского срединного массива. Покров погруженного блока представлен карбонатными, терригенно-карбонатными и терригенными толщами среднего палеозоя значительной мощности. В пределах Урманского месторождения породы палеозоя моноклинально погружаются в западном направлении. Нефтеносность юрских отложений Урманского нефтяного месторождения была открыта в разные годы в результате опробования новых эксплуатационных и разведочных скважин (таблица 4.2.1) [5]. Таблица 4.2.1 – Основные характеристики объектов Урманского месторождения
Продолжение таблицы 4.2.1 – Основные характеристики объектов Урманского месторождения
Следует отметить, что два юрских объекта являются газоконденсатными и в разработке на дату анализа не участвуют. Работы по ГРП 2011-2013 гг. были проведены на 16 скважинах: на объекте М+М1 – в семи скважинах, Ю14-15 – в шести скважинах, Ю7 – в трех. Проектным документом работы по гидроразрыву пласта предусматривались только на объекте Ю14-15 в количестве 2 шт. По объекту М+М1 в целом суммарный фактический стартовый дебит нефти составил 75 т/сут (табл. 4.2.2), проектным документом проведение данного метода на объекте не планировалось. Средний дебит нефти после мероприятия повысился в 1,4 раза с 7,4 т/сут до 10,7 т/сут. Кратность превышения дебита по жидкости также составила 1,4 раза. Процент обводненности увеличился на 2%. Из семи операций только одну можно признать неэффективной в связи с тем, что дебиты жидкости и нефти после мероприятия оказались ниже остановочных параметров [6]. Таблица 4.2.2 – Эффективность ГРП. Объект М+М1
По объекту Ю14-15 в целом суммарный фактический стартовый дебит нефти составил 70,6 т/сут (табл. 4.2.3), проектным документом проведение данного метода планировалось в двух скважинах со средним дебитом нефти 6,2 т/сут. Следует отметить, из шести выполненных мероприятий, два пришлось на скважины вновь вводимые на объект Ю14-15. Фактический дебит нефти после мероприятия превысил планируемый в 2,3 раза и в среднем составил 14,2 т/сут. Кратность превышения дебита по жидкости после мероприятия (по сравнению с режимом до него) составила 9,2 раза. Процент обводненности увеличился в 3 раза. Из шести операций только одну можно признать неэффективной, где был получен существенный прирост жидкости, но при этом возросла и обводненность продукции до предельного значения [4]. Таблица 4.2.3 – Эффективность ГРП. Объект Ю14-15
По объекту Ю7 в целом суммарный фактический стартовый дебит нефти составил 27 т/сут (табл. 4.2.4), проектным документом проведение данного метода на объекте не планировалось. По факту выполнено три операции, все при переводе скважин с нижележащего объекта. Фактический дебит нефти после мероприятия в среднем составил 9 т/сут, находится в пределах 5-15 т/сут, дебит жидкости варьируется в пределах 28 – 74 т/сут, в среднем составляя 48,8 т/сут, обводненность – 78-88 %, в среднем – 81,5 %. Таблица 4.2.4 – Эффективность ГРП. Объект Ю7
Работы по ГРП 2006-2010 гг. были произведены на трех скважинах на объекте Ю14-15. Проведение ГРП было запланировано в рамках программы опытно-промышленных работ, с целью получения информации о потенциале объекта Ю14-15. В настоящее время в пробной эксплуатации находятся скважины 109, 762 (все после проведения ГРП), на скважине 769 была совместная эксплуатация объектов М1 и Ю14-15 [6]. В целом суммарный фактический стартовый дебит нефти составил 57,9 т/сут или 43 % от запланированного дебита. Средний плановый дебит нефти составил 44,3 т/сут, фактический – 19.3 т/сут. Кратность превышения дебита над плановым дебита после ГРП в среднем составила 0,6 раза по жидкости и 0,4 раза по нефти. Процент обводненности увеличился в 1,3 раза по сравнению с планируемым процентом воды. Сравнение плановых и фактических дебитов показано в таблице 4.2.5. Таблица 4.2.5 – Сравнение планируемых и полученных (стартовых) дебитов после ГРП на объекте Ю14-15
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||