Статья посвящена исследованию возможностей освоения верейско-башкирского объекта Весеннего нефтяного месторождения. Этот участок отличается значительным уровнем обводненности и невысоким уровнем выработки запасов, что делает актуальным проведение геолого-технических мероприятий (ГТМ) для максимального и экономичного извлечения оставшейся нефти. Чтобы сформировать обоснованные предложения по совершенствованию процесса разработки, была проведена детальная оценка изменений пластового давления, а также изучена карта остаточных запасов нефти и определены участки с наименее выработанными запасами. В ходе выполнения работы произведена оптимизация системы разработки верейского-башкирского объекта Весеннего нефтяного месторождения на основе современной геологической модели. Наиболее эффективным вариантом разработки исследуемого месторождения принят вариант 2 с наибольшим объемом накопленной нефти и лучшими технико-экономическими показателями разработки: накопленная добыча нефти с начала разработки - 937,5 тыс. т., КИН - 0,21, Топт - 2,00.
Для увеличения интенсивности и эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов и поддержания уровня добычи на месторожденях поздней стадии, требуется поиск и внедрение наиболее оптимальной технологии для вовлечения в процесс нефтеизвлечения участков пласта с ухудшенными коллекторскими свойствами. В работе приводится анализ применения ГРП на карбонатных и терригенных коллекторах Удмуртской Республики с рассмотрением проблем по контролю роста трещины в высоту и распространения полудлины. Большая проблема на месторождениях связана с выносом проппанта с добываемым флюидом из скважины после проведения операции ГРП. Основная проблема выноса проппанта связана с повышенными дебитами, быстрое снижение забойного давления после проведения геолого-технических работ приводит к дестабилизации проппанта в пласте и выносу в ствол скважины из призабойной зоны. Результаты анализа скважин после проведения ГРП показывают различную эффективность в зависимости от разных факторов как при подготовке, так и при подборе скважин. Влияет как на дальнейшую проводимость трещин ГРП, закрепленных расклинивающим агентом, проппантом под высоким давлением для дренирования призабойной зоны пласта, так же повышение продуктивности низкопроницаемых коллекторов эксплуатируемых скважин и скважин на стадии освоения.
В статье анализируются причины проведения неуспешных геолого-технических мероприятий, в частности гидроразрыва пласта (ГРП), на примере нефтяных месторождений Удмуртской Республики. Отмечено отношение количества скважин с эффективным проведением ГРП к общему количеству скважин, что составляет ≥80%. Также определены причины недостижения дебита нефти после проведения ГРП на исследуемых месторождениях, среди которых можно выделить геологические, организационные, технологические. Выявлено, что наибольшая доля приходится на геологические причины - 65%, значительную долю среди которых составляют неподтверждение насыщения по ГИС и литологическая неоднородность. Для решения указанных проблем и увеличения доли успешных ГРП предлагается провести дополнительные исследования и разработать эффективные критерии подбора ГТМ ГРП. Рекомендуется также провести эффективный подбор скважин в купольных частях поднятий, а не на периферии.
В статье рассматриваются перспективы разработки турнейского объекта одного из нефтяных месторождений Удмуртской Республики, так как данный объект является одним из наименее изученных на данной территории. На основании гидродинамического моделирования и построения карты плотности подвижных запасов турнейского объекта были выявлены слабо дренируемые зоны залежи и наиболее перспективные участки для разработки остаточных запасов, для которых предложены следующие варианты разработки: 1 - предусматривает дальнейшую разработку действующим фондом скважин без изменения системы; 2 - предполагает бурение 7 боковых стволов (БС). За счет бурения БС происходит равномерная выработка запасов, поскольку вовлекаются в разработку ранее не выработанные и слабо дренируемые зоны пласта по площади и разрезу с учетом реализованной системы разработки и текущим состоянием разработки в целом. Проектный срок разработки - 25 лет. Накопленная добыча нефти - 714,8 тыс. т. Достижение коэффициента извлечения нефти (КИН) - 0,379, Кохв - 0,727, Квыт - 0,521, плотность сетки скважин (ПСС) - 7,4 га/скв. В результате анализа технико-экономических показателей предлагаемых вариантов разработки можно сделать вывод о том, что наиболее экономически эффективным является второй вариант разработки.
В статье рассматриваются перспективы разработки турнейского объекта нефтяного месторождения «N», приуроченного к территории Удмуртской Республики. Отмечено, что данное месторождение относится к объекту сложного строения, которое характеризуется следующими особенностями невыдержанностью эффективных толщин; невыдержанностью свойств коллекторов пластов по площади и разрезу; наличием зон замещения коллекторов непроницаемыми породами; наличием в нефти значительного содержания асфальтосмолопарафиновых и сернистых соединений. На основании имеющейся геолого-геофизической информации, а также проведения исследований геологического моделирования предлагаются варианты разработки: базовый - вывод существующей скважины из консервации; 1 - разработка объекта предполагается по неравномерной сетке скважин; 2 - вывод существующей скважины из консервации и бурение двух горизонтальных скважин. По результатам анализа современной геологической модели, а также технико-экономических расчетов выявлено, что рекомендуемым вариантом разработки является Вариант 2.
В статье рассматриваются перспективы разработки визейского объекта одного из нефтяных месторождений Удмуртской Республики. Данный объект характеризуется невысокой выработкой запасов, поэтому перспективы его разработки представляют интерес. Для выработки остаточных запасов визейского объекта исследуемого месторождения рассматривается 3 варианта - базовый вариант, 1 вариант - зарезка 4 боковых стволов в действующих скважинах, 2 вариант - зарезка 3 боковых стволов в действующих скважинах с бурением 2 новых добывающих скважинах. По расчетам основных показателей разработки. наиболее эффективным вариантом принят 2 вариант системы разработки визейского объекта. Накопленная добыча с расчетом на период 10 лет составляет 291,2 тыс. т., в том числе дополнительная добыча за 10 лет составляет 137,6 тыс. т.
В статье рассматриваются перспективы разработки верейско-башкирского объекта одного из нефтяных месторождений Удмуртской Республики. Данный объект характеризуется высокой степенью обводненности и невысокой выработкой запасов, поэтому представляет интерес при разработке геолого-технических мероприятий (ГТМ), направленных на наиболее полное и рациональное извлечение нефти из пластов. На основании гидродинамического моделирования указанного объекта были выявлены слабо дренируемые зоны залежи. Проанализирована карта остаточных запасов и предложены варианты по оптимизации системы разработки верейско-башкирского объекта. Предлагаемый вариант разработки исследуемого объекта предусматривает бурение четырех боковых стволов, в результате накопленная добыча нефти составит 2148,5 тыс. т., жидкости - 16372,2 тыс. т., коэффициент извлечения (КИН) - 0,261 д. ед. В результате анализа технико-экономических показателей выявлено, что достижение коэффициента извлечения нефти составит 0,261, при этом накопленная добыча нефти составляет 2148,5 тыс. тонн и достигается наибольшая величина прибыли предприятия.