«Нефтепро-
мысловое дело»

О причинах низкой нефтеотдачи слабопроницаемого пласта, разрабатываемого с гидроразрывом

УДК: 622.276:622.276.66
DOI: -

Авторы:

¹ Проектное бюро "ТЭРМ", Тюмень, Россия

Ключевые слова: ХМАО – Югра, низкопроницаемый объект ЮВ1, длительная эксплуатация, низкий коэффициент извлечения нефти, отрицательное влияние водонефтяной зоны, неэффективная система ППД, неучет тренда трещин гидроразрыва, неэффективность гидроразрыва пласта

Аннотация:

По объекту ЮВ₁ нефтяного месторождения Ханты-Мансийского автономного округа – Югра (ХМАО – Югра) при обводненности, близкой к предельной, достигнут невысокий фактический коэффициент извлечения нефти (КИН), равный 0,145. Основной геологической причиной, обусловившей низкую нефтеотдачу, является наличие на залежи обширной водонефтяной зоны (ВНЗ). Объект разбурен системой наклонно направленных скважин, стимулированных среднеобъемными гидроразрывами пласта (ГРП), в том числе повторными.

Отмечены недостатки сформированной системы разработки: редкая сетка скважин (40 га/скв.), слабое соотношение добывающих и нагнетательных скважин, неучет азимута распространения трещин гидроразрыва (авто-ГРП), неэффективность ГРП в ВНЗ и др.

Вначале залежь разрабатывалась на естественном режиме, что привело к падению пластового давления. Накопленная компенсация отборов закачкой после начала ППД не превышала 75 %. Энергетика залежи ухудшена.

Для исправления ситуации с низким КИН рекомендуется по участку с большими удельными закачками в чисто нефтяной зоне выполнить зарезки боковых горизонтальных стволов, на неразбуренных участках ВНЗ предусмотреть бурение многозабойных и других скважин сложной конструкции.

Список литературы:

1. Амелин И.Д., Кочетов И.Н. Учёт влияния водонефтяных зон залежей на величину проектного коэффициента извлечения нефти при водонапорном режиме // Геология нефти и газа. – 1982. – № 4. – С. 4–13.

2. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Юльметьев Т.И. Совершенствование разработки водонефтяных зон // Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности: сб. ст. – М.: Наука, 2000. – С. 177–186.

3. Владимиров И.В. Проблемы разработки контактных водонефтяных зон // Сб. трудов ВНИИнефть. – 2008. – Вып. 138. – С. 84–114.

4. Бадьянов В.А. Методы компьютерного моделирования в задачах нефтепромысловой геологии. – Тюмень – Шадринск, 2010. – 135 с.

5. Кондиции запасов нефтяных месторождений Западной Сибири / Р.И. Медведский, А.Б. Кряквин, В.П. Балин, М.Е. Стасюк. – М.: Недра, 1992. – 295 с.

6. Мухарский Э.Д., Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений платформенного типа. – М.: Недра, 1972. – 240 с.

7. Батурин Ю.Е. Определение коэффициента нефтеотдачи при внутриконтурном воздействии // Сб. трудов СибНИИНП. – Тюмень, 1976. – Вып. 6. – С. 86–96.

8. Батурин Ю.Е. Методика определения показателей разработки самостоятельно эксплуатируемых водонефтяных зон // Сб. трудов СибНИИНП. – Тюмень, 1976. – Вып. 6. – С. 103–110.

9. Янин А.Н. Гидравлический разрыв нефтяных пластов в Западной Сибири. – Екатеринбург: Уральский рабочий, 2021. – 615 с.

10. Янин А.Н. Принципы разработки ультранизкопроницаемых коллекторов // Бурение и нефть. – 2016. – № 11. – С. 22–24.

11. Оценка эффективности гидроразрыва в водонефтяных зонах пласта / А.Н. Янин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 2. – С. 22–24.

12. Медведский Р.И., Леванов А.Н. Анализ эффективности применения горизонтальных скважин и наклонно направленных с ГРП в краевых водонефтяных зонах // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: сб. трудов. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. – С. 32–33.

13. Васильев В.В., Гусева Д.Н. Оценка целесообразности бурения скважин в водонефтяной зоне // Сб. трудов ООО "ТННЦ". – Тюмень, 2019. – Вып. 5. – С. 147–151.

14. Сарваров А.Р., Казакова Т.Г., Данилов Е.В. Анализ эффективности бурения боковых горизонтальных стволов в контактной водонефтяной зоне (на примере пласта АВ2-3 Самотлорского месторождения) // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 2. – С. 11–16.

15. Бадьина И.В. Особенности разработки контактных запасов в условиях конусообразования (на примере объекта АВ1-2 Нивагальского месторождения) // Нефтепромысловое дело. – 2021. – № 12(636). – С. 30–34. – DOI: 10.33285/0207-2351-2021-12(636)-30-34

16. Хасанов М.М., Краснов В.А., Коротовских В.А. Определение оптимального периода отработки нагнетательных скважин // Науч.-техн. вестник ОАО "НК-Роснефть". – 2007. – № 5. – С. 19–22.

17. Метод определения оптимального времени отработки нагнетательных скважин / А.Н. Ситников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 3. – С. 84–87.

18. Соколов С.В. К вопросу об отработке нагнетательных скважин // Вестник ТюмГУ. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2018. – Т. 4, № 2. – С. 83–93.

19. Переориентация азимута трещины повторного гидроразрыва пласта на месторождениях ООО "РН-Юганскнефтегаз" / И.Д. Латыпов, Г.А. Борисов, А.М. Хайдар [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. – С. 34–38.

20. Черевко С.А., Янин А.Н. Влияние направления трещин гидроразрыва пласта на показатели эксплуатации скважин // Территория Нефтегаз. – 2016. – № 2. – С. 14–19.