Методы воздействия на призабойную зону терригенного коллектора на примере Южно-Харампурского месторождения ООО «Роснефть-Пурнефтегаз-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплу

Методы воздействия на призабойную зону терригенного коллектора на примере Южно-Харампурского месторождения ООО «Роснефть-Пурнефтегаз-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Разработка Южно-Харампурского месторождения ведётся с 1994 года.
Действующим проектным документом является составленная в 1994г институтом СибНИИНП технологическая схема опытно-промьшленной эксплуатации (протокол № 1778 от 16.11 94г), которая предусматривает следующие проектные решения [6;7]:
• выделение двух основных объектов Ю-1, ПК-16;
• первоочередной объект освоения - юрские пласты Ю1;
• плотность сетки скважин 500x500 м;
• годовым уровнем добычи 1.5 млн.т. нефти;
• применение по всем объектам площадной семиточечной системы;
• давление на устье нагнетательных скважин - 18 МПа;
• способ эксплуатации - фонтанный в начальный период, в дальнейшем механизированный (ЭЦН, ШГН);
Разработка основного объекта Ю1, ведётся по всем пропласткам одновременно, основные показатели текущего состояния разработки представлены в таблице 5.

На основании геологических данных можно сказать, что Южно-Харампурское месторождение является сложно-построенным. Месторождение разбито на 11 тектонических блоков. Внутри выделенных тектонических блоков имеются дизъюнктивные нарушения различных видов, влияющих в той или иной степени на их нефтегазоносность.
В объеме горизонта Ю1 Васюганской свиты, выделяются четыре продуктивных пласта Ю11-Ю14, пласты развиты по всей территории месторождения и характеризуются резкой литолого-фациальной изменчивостью. Также сильно меняется и песчанистость пластов, в среднем составляя 64,1-87,2%.
Продуктивные пласты неоднородны по проницаемости и по физико-химическим свойствам углеводородов, но эксплуатируются совместно.
Коллекторы пластов, горизонта Ю1 характеризуются невысокими значениями ФЕС, пористость (14-16%); проницаемость (4,6-12,8 фм2 - по ГИС). Зависимость между начальной и остаточной нефтенасыщенностью отсутствует, средняя остаточная нефтенасыщенность составляет для пластов: группы Ю1- 0.337.
В южной залежи по горизонту Ю1 сосредоточено 37647.4 тыс.т извлекаемых запасов нефти, в т.ч. по категориям В+С1 – 36948.4 тыс.т. На 01,01,09г. остаточные извлекаемые запасы нефти по категориям В+С1 составили 23235,44 тыс.т.
Из анализа текущих показателей разработки месторождения, следует, что основная доля добычи относится к механизированной, и составляет 77.24% от годовой. Обводнённость продукции достигла 60%. Добыча нефти с начала года составила 1194.414 тыс.т., с начала разработки 13712.96 тыс.т., что составляет 37,11% от НИЗ, текущий КИН - 0.157. Среднесуточный дебит одной скважины за год составил 18.32т/сут. нефти и 44.89т/сут. жидкости. С начала года закачано 6901.142тыс.т воды, компенсация составила 178.455%. Несмотря на то, что разработка месторождения протекает удовлетворительно и все фактические показатели близки к проектным, анализ выработки запасов по краевым зонам тектонических блоков, показал низкую степень текущего коэффициента нефтеизвлечения (1-2 % от балансовых) хотя как обводнённость продукции достигла 90 и более %. В процессе разработки месторождения, структура запасов изменяется. На поздней стадии, все большую долю составляют трудноизвлекаемые запасы, изначально приуроченные к малопродуктивным объектам и зонам. Происходит также формирование застойных зон, с неподвижными запасами нефти, основной причиной которого является ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллектора.
В некоторых скважинах прорыв воды по одному из пластов, ведет к изоляции работающих совместно с ним пластов, неподверженных обводнению. Это существенно сокращает срок эксплуатации добывающей скважины, а соответственно и КИН. Это говорит о том, что основная доля запасов при применении традиционных технологий ОПЗ, остаётся не выработанной.
По результатам оценки, применённых на месторождении технических решений для увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, видно, что объемы проведения ГТМ возрастали в ущерб эффективности и характеризуются большими объёмами скважиноопераций и маленькими объёмами дополнительной добычи. Среди всех рассмотренных методов ОПЗ на Южно-Харампурском месторождении, а также на других месторождениях, наиболее широкое распространение получил метод гидравлического разрыва пласта, ввиду своей высокой эффективности и продолжительности технологического эффекта.
Анализируя обработку призабойной зоны пласта, методом гидроразрыва, на примере восьми скважин Южно-Харампурского месторождения, можно сделать вывод, что ГРП эффективен на 100% по всем технико-экономическим показателям и эффект сохраняется до трёх лет и более.
Средний прирост добычи нефти на одну скважину после ГРП составил 22т/сут. Наибольший прирост получен по скважине 335 – 30,8 т/сут., технологический эффект составил 11242т. Накопленная добыча нефти за время эффекта составила 182604,5 тонны. Чистая прибыль 500540 тыс.руб. В доход государства за три года поступит 686320 тыс.руб.
Учитывая, что разработка месторождения по утвержденному варианту требует больших эксплуатационных затрат, а срок окупаемости ГРП составляет в среднем 3-6 месяцев и себестоимость 1 тонны нефти снижается в среднем в 2 раза, то обработка призабойной зоны пласта методом ГРП очень выгодна.