Электронный научный журнал

European Student Scientific Journal

ISSN 2310-3094

• Авторы
• Резюме
• Файлы
• Ключевые слова
• Литература

Марганова К.П. 1

---

1 ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»

Добыча углеводородов осуществлялась исключительно из пласта БУ16(1-4) в пределах лицнензионного участка. Залежь пласта БУ16 (1-4) газоконденсатная с нефтяной оторочкой, пластовая, сводовая, литологически ограниченная. В газовой части пласта были расконсервированы две разведочные скважины: № 317wur – 19 ноября 2001 г. и № 93wur – 11 июня 2002 г. Запуск нефтяной части залежи приходится на октябрь 2009 года (скважина № 911wur). В настоящее время разработка пласта БУ16(1-4) в пределах лицензионного участка не осуществляется. Все скважины пласта находятся в неработающем фонде. В «Проекте пробной эксплуатации нефтяной оторочки пласта БУ16(1-4) месторождения» согласованы технологические показатели без указания конкретной даты ввода залежей пласта БУ16(1-4) в эксплуатацию. В программе исследовательских работ предусмотрен только контроль за параметрами работы скважин с указанием периодичности определенного вида исследований, в связи с тем, что разработка залежей не осуществляется, программа исследовательских не выполняется. Согласно динамике добычи при пробной эксплуатации газоконденсатных скважин в период с 2001 по 2006 гг. максимальный уровень добычи газа достигнут в 2004 году в объеме 161,5 млн. м3, максимальный уровень добычи конденсата достигнут в 2003 году в объеме 34 тыс. т

Статья в формате PDF

195 KB

валанжинские отложения

добыча газа

добыча нефти

нефтяная оторочка

пробная эксплуатация

1. Уточненная постоянно-действующая геологическая модель залежей углеводородов ачимовской толщи Уренгойского региона с учетом материалов сейсморазведки 3Д: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз», ОАО «СибНАЦ»; Руководитель Нестеренко А.Н. – Тюмень, 2009.

2. Подсчет запасов нефти, газа и конденсата ачимовских отложений, залежей неокома (БУ16, БУ17, БУ18), юры (пласты ЮГ2, ЮГ3, ЮГ4) Уренгойской группы месторождений: Отчет о НИР / ОАО «СибНАЦ»; Руководитель Дещеня Н.П. – Тюмень, 2003.

3. Протокол государственной комиссии по запасам полезных ископаемых № 975-дсп от 15.12.2004.

4. Единая технологическая схема разработки залежей углеводородного сырья ачимовских отложений месторождения (протокол ЦКР Роснедра по УВС № 22-11 от 21.07.2011).

5. Протокол Роснедра № 18/626-пр. от 22.10.2010 (экспертное заключение ЭЗ № 77-10 от 29.04.2010).

6. Оперативный подсчет запасов газа, конденсата и нефти лицензионного участка (Уренгойское НГКМ): ОАО «СибНАЦ», ОАО «Артикгаз»; Руководители Пенягин П.В., Михайлова Н.А., Ульянова В.П. – Тюмень, 2012.

7. Протокол Федерального агентства по недропользованию № 18/72-пр. от 08.02.2013 (экспертное заключение ЭЗ № 542-12оп от 25.12.2012).

8. Оперативный подсчет запасов газа, конденсата и нефти Уренгойского месторождения Самбургского и Ево-Яхинского лицензионных участков ОАО «Артикгаз»: ОАО «СибНАЦ», ОАО «Артикгаз»; Руководители Михайлова Н.А., Ульянова В.П. – Тюмень, 2013.

Пласт БУ₁₆^1-4 лицензионного участка введен в разработку в 2001 году [1-8]. В течение 2001–2002 гг. проведены работы по расконсервации двух разведочных скважин в пределах газовой части залежи пласта БУ₁₆^1-4, из них скв. № 317wur переведена в добычу в ноябре 2001 г., скв. № 93wur – в июне 2002 г. В нефтяной части залежи запуск скв. № 911wur приходится на октябрь 2009 года.

За весь период пробурена лишь одна эксплуатационная скважина № 30102.

Действующим проектным документом добычу нефти, газа и конденсата из пласта БУ₁₆^1-4 планировалось осуществлять фондом эксплуатационных скважин в количестве 54 ед., из которых 34 – газоконденсатные и 20 – нефтяные.

По состоянию на 01.01.2014 г. на пласте БУ₁₆^1-4 числится 25 скважин, из которых скв. № 30102 относится к эксплуатационному фонду, 24 скважины являются разведочными, в т. ч. 19 разведочных скважин находятся вне баланса предприятия.

Из общего пробуренного фонда скважин на пласт БУ₁₆^1-4 - восемь находятся в консервации (в т. ч. скв. №№ 93wur, 317wur, 911wur, 30102 на балансе предприятия), 17 – ликвидированы, нагнетательные, водозаборные и наблюдательные скважины в настоящее время отсутствуют.

В настоящее время разработка пласта БУ₁₆^1-4 не осуществляется. Все скважины пласта находятся во внеэксплуатационном фонде. Динамика действующего и эксплуатационного фонда скважин по пласту БУ₁₆^1-4 ЛУ в период пробной добычи представлена на рисунке 1.

Пробная эксплуатация газоконденсатной скв. № 93wur осуществлялась в период с 01.06.2002 г. по 01.12.2006 г., скв. № 317wur - с 01.11.2001 г. по 01.12.2006 г., нефтяная скв. № 911wur эксплуатировалась в период с 09.10.2009 г. по 15.03.2010 г. с периодическими остановками.

Рисунок 1 - Динамика действующего и эксплуатационного фонда скважин пласта БУ₁₆^1-4 ЛУ

Пробная эксплуатация нефтяной оторочки в скв. № 911wur

Скв. № 911wur закончена бурением в 2007 году. При испытании скважины на приток из пласта БУ₁₆^1-4 получен дебит жидкости объемом 6 м3/сут при максимальной депрессии 19,6 МПа. С целью интенсификации притока в скважине проведен гидровлический разрыв пласта, после которого получен водонефтяной фонтан с выбросами свободного газа. Дебит газа составил 7,8 тыс. м3/сут, нефти – 64,8 м3/сут, воды – 29,2 м3/сут.

После проведения исследований по снятию КВД скважина переведена в консервацию. За период пробной эксплуатации добыча нефти составила в 2009 году – 1,82 тыс. т, в 2010 году – 2,8 тыс. т при проектных значениях 1,98 тыс. т в 2009 году и 2,72 тыс. т в 2010 г. Максимальная добыча была достигнута в январе 2010 года (рисунок 2).

Рисунок 2 - Динамика месячной добычи нефти и жидкости по скв. № 911wur ЛУ

Средняя обводненность продукции за период пробной эксплуатации составила 40,4 %. Согласно геофизическим и газодинамическим исследованиям, проведенным на скважине, источником обводнения являются подключенные в результате ГРП нижележащие пропластки горизонта БУ161-5, начиная с глубины 3533 м и ниже. Необходимо отметить, что полудлина трещины определенная по результатам анализа вдвое меньше полудлины по дизайну – 30 против 61 м. Возможно, это результат того, что гель не деградировал за время испытания либо произошло концевое экранирование (скрин-аут) и была создана трещина короче и шире проектной. Подобное предположение можно проверить по результатам продолжительной эксплуатации скважины, проведя еще одно восстановление давления. Короткая, но широкая трещина могла также распространиться в пласт БУ161-5.

Всего с начала разработки отобрано 4,6 тыс. т нефти и 7,7 тыс. т жидкости, текущий коэффициент извлечения нефти составил 0,017 %.

Основные технологические показатели разработки приведены в таблице 1. Карта накопленных отборов нефти и жидкости, а также газа и конденсата пласта БУ₁₆^1-4 за период пробной эксплуатации приведена на рисунке 3.

Таблица 1 - Основные технологические показатели разработки пласта БУ₁₆^1-4 ЛУ на 01.01.2014 г. (кат. С1)

В марте 2010 года в скв. № 911wur были проведены ПГИС с целью определения характера насыщения в перфорированном интервале 3518,0 – 3532,0 м. По результатам интерпретации исследований кровельная и средняя части интервала перфорации являются нефтенасыщенными, подошвенная часть (3529,6 - 3532,0 м) - заводнена. Коэффициент работающей толщины в скважине составил 0.67.

Рисунок 3 - Карта накопленных отборов нефти и жидкости, газа и конденсата пласта БУ₁₆^1-4 за период пробной эксплуатации

Пробная эксплуатация газоконденсатной залежи в скв. № 317wur, № 93wur

Пробная эксплуатация газоконденсатной скв. № 93wur осуществлялась в период с 01.06.2002 г. по 01.12.2006 г., скв. № 317wur - с 01.11.2001 г. по 01.12.2006 г.

Согласно динамике добычи при пробной эксплуатации газоконденсатных скважин в период с 2001 по 2006 гг. максимальный уровень добычи газа достигнут в 2004 году в объеме 161,5 млн. м3, максимальный уровень добычи конденсата достигнут в 2003 году в объеме 34 тыс. т (рисунок 4).

Рисунок 4 - Динамика годовой добычи газа и конденсата по ЛУ

Среднесуточные дебиты за 2006 год для газоконденсатных скважин составили:

для скважины 317 wur: по газу – 183,5 тыс. м3/сут;

по конденсату – 38,8 т/сут;

для скважины 93 wur: по газу – 203,6 тыс. м3/сут;

по конденсату – 43,4 т/сут.

Всего с начала разработки отобрано 596,0 млн. м3 газа и 149,3 тыс. т конденсата, текущий коэффициент извлечения газа – 0,006, конденсата – 0,008. Основные технологические показатели разработки приведены в таблице 4.3.

Скважины № 93wur и № 317wur в период пробной эксплуатации имели сходную динамику добычи углеводородов (рисунок 5).

Рисунок 5 - Динамика годовой добычи газа и конденсата по скважинам № 93wur и 317wur по ЛУ

В декабре 2006 года обе газоконденсатные скважины были законсервированы. Ввиду малых отборов углеводородов в период пробной эксплуатации анализ выработки запасов по пласту не приводится.

Таким образом, по состоянию на 01.01.2014 г. добыча углеводородов осуществлялась исключительно из пласта БУ₁₆^1-4 в пределах ЛУ. Залежь пласта БУ₁₆^1-4 газоконденсатная с нефтяной оторочкой, пластовая, сводовая, литологически ограниченная. В газовой части пласта были расконсервированы две разведочные скважины: № 317wur – 19 ноября 2001 г. и № 93wur – 11 июня 2002 г. Запуск нефтяной части залежи приходится на октябрь 2009 года (скважина № 911wur).

В настоящее время разработка пласта БУ₁₆^1-4 в пределах ЛУ не осуществляется. Все скважины пласта находятся в неработающем фонде. В «Проекте пробной эксплуатации нефтяной оторочки пласта БУ₁₆^1-4 месторождения» (протокол № 78-11 от 26.12.2011 г.) согласованы технологические показатели без указания конкретной даты ввода залежей пласта БУ₁₆^1-4 в эксплуатацию. В программе исследовательских работ предусмотрен только контроль за параметрами работы скважин с указанием периодичности определенного вида исследований, в связи с тем, что разработка залежей не осуществляется, программа исследовательских не выполняется.

Библиографическая ссылка