Геолого-физические характеристики рассматриваемого в настоящей статье участка разработки объекта ЮВ1 Урьевского месторождения характерны для объектов данного региона. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта варьирует от 0,8 до 15,8 м, в среднем составляя 9,2 м, расчлененность – от 1 до 10 пропластков, в среднем по залежи – 2,7. Проницаемость составляет 9,3 мД (рис. 1, 2, табл. 1)

К основным проблемам разработки объекта относятся опережающее обводнение части добывающего фонда скважин, а также снижение темпов добычи за счет ухудшения энергетического состояния пласта.

ТРАНСФОРМАЦИЯ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

В процессе эксплуатации объекта отмечена особенность обводнения добывающих скважин в нагнетательных рядах по направлению на север и на юг (рис. 3). Данная особенность подтверждается результатами исследований и характером работы скважин. Добывающие скважины были разбиты на две группы: группа 1 – скважины опережающего обводнения, группа 2 – скважины стягивающих рядов. Эксплуатация скважин первой группы при достижении предельной обводненности приводит к росту непроизводительной циркуляции воды. Для исправления данной проблемы было принято решение о трансформации схемы разработки.

Система поддержания пластового давления (ППД) на объекте начала формироваться в 2005 году (рис. 4). Работы по трансформации девятиточечной схемы разработки в рядную начаты в марте 2013 года. Для проведения работ отбирались скважины нагнетательного ряда с обводненностью не менее 98%.

По итогам трансформации системы разработки данного участка было отмечено увеличение охвата вытеснением, сокращение объемов непроизводительной циркуляции воды, а также улучшение энергетического состояния в стягивающих рядах.

Наилучшим образом эффективность работы системы ППД демонстрирует изменение динамики добычи жидкости (рис. 5). Надо отметить, что дебит жидкости рассматривался отдельно по горизонтальным (ГС) и наклонно-направленным (ННС) скважинам, а также по скважинам линии ППД. В результате проведенных мероприятий по усилению системы ППД объекта увеличилась добыча жидкости по ГС, а в районах, разрабатываемых ННС, динамика уровня жидкости сохраняла стабильность.

Снижение уровней добычи жидкости по линии нагнетания связано с обводнением добывающих скважин и переводом их в ППД.

Энергетическое состояние объекта оценивалось отдельно по стягивающим рядам добывающих скважин и рядам ППД (рис. 6). Среднее значение пластового давления по всему фонду данного объекта не отражает реальной картины, так как зависит от количества исследованных скважин в стягивающих и нагнетательных рядах. В энергетическом состоянии объекта наблюдается положительная динамика текущих пластового давления и статических уровней по зоне отбора. Снижение пластового давления по добывающим скважинам нагнетательного ряда обусловлено переводом наиболее обводившихся скважин в ППД.

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОВЕДЕННЫХ РАБОТ

В результате проведения мероприятий по трансформации системы разработки удалось сократить среднесуточные потери нефти вследствие недокомпенсации отборов с 210 до 94 тонн (рис. 7). Эффект от проведенных мероприятий оценивается в 159 тыс. т дополнительно добытой нефти по объекту, что составляет 3% от добычи объекта в период 2013-2016 годов.