Анализ эффективности ГТМ Урманского месторождения. Томский политехнический университет

• Название: Томский политехнический университет
• Анкор: Анализ эффективности ГТМ Урманского месторождения
• Дата: 25.06.2022
• Размер: 0.93 Mb.
• Имя файла: TPU411635.docx
• Тип: Анализ; #614708
• страница: 8 из 29

^{Объект М-М}1

На пласты М-М₁ приходится 97% всей добычи нефти Урманского месторождения, поэтому динамика основных показателей разработки объекта соответствует характеристике месторождения в целом.

Продуктивные пласты М-М₁ были введены в промышленную разработку

в 1997 г., активная фаза бурения приходится на 2008-2011гг. Формирование системы ППД существенно отставало от ввода в эксплуатацию новых добывающих скважин, в связи с чем, отмечается падение пластового давления в зоне отбора.

Разработка пластов М-М₁ происходит на упруго-водонапорном режиме. Высокая продуктивность трещиновато-каверновых карбонатных пластов, а также повышенная активность подошвенных вод способствуют быстрому прорыву воды к забоям добывающих скважин в результате конусообразования. Практически все скважины вводились в эксплуатацию с высокой начальной обводнённостью, причём процесс обводнения продукции скважин начинал активно прогрессировать уже на стадии фонтанной эксплуатации скважин.

Всего на пласты М-М₁ пробурено 75 скважин, из которых 14 выведены из фонда пласта. По состоянию на 01.01.2014 г. эксплуатационный фонд представлен 53 скважинами, из них 42 добывающие и 11 нагнетательные.

Формирование системы ППД (первоначально реализовывалась однорядная система заводнения, затем трансформировалась в очагово- избирательную) было начато в 2006 г. освоением под закачку краевой скважины

№771. На 01.01.2014 г. накопленная добыча нефти по пластам М-М₁ составила 2329 тыс.т, накопленная добыча жидкости 11420,4 тыс. т.

В 2013 г. было добыто 136,6 тыс.т нефти, 1658,2 тыс. т жидкости, добывающие скважины работали со средним дебитом по нефти 13,1 т/сут, по жидкости 158,5 т/сут при обводнённости 91,8%, средняя приёмистость нагнетательных скважин - 542,1 м³/сут.

^{ОбъектЮ}14-15

Юрские нефтеносные отложения были открыты в 2007 г. после опробования в скважине №109 продуктивного пласта Ю₁₅. В 2008-2009 г. объект Ю_14-15 был введён в пробную эксплуатацию, которая продолжается и по сей день. Полномасштабное бурение на объект планировалось начать с 2015 года. До этого времени вести разработку залежей предполагалась тремя скважинами на естественном режиме.

На 01.01.2014 г. эксплуатация объекта производится шестью добывающими скважинами №№109, 156, 203, 229, 762, 123Г.

В рамках опытных работ была организована закачка воды в пласт через скважину №769. В районе этой нагнетательной скважины располагается только одна добывающая скв. 207, которая была переведена с нижележащего объекта в феврале 2012 года. После проведения гидроразрыва пласта входные параметры скважины составили: дебит жидкости – 16,5 т/сут, обводненность – 61,7%, дебит нефти – 6,3 т/сут. За 14 месяцев скважина обводнилась до 99%. Поддержание пластового давления в этом районе было организовано в июне 2012 года, т.е. спустя три месяца после запуска добывающей скважины. Анализируя промысловые данные работы скважин, прослеживается чёткая связь между приёмистостью нагнетательной скважины и дебитом жидкости добывающей.

На 01.01.2014 г. накопленная добыча нефти по объекту составила 43,1 тыс.т, накопленная добыча жидкости 86,8 тыс. т.

В 2013 г. добыто 13,1 тыс.т нефти, 36 тыс. т. жидкости, средний дебит скважин по нефти - 5,5 т/сут, по жидкости – 15,2 т/сут, обводнённость 63,6%.