Состояние разработки Уршакского месторождения

В промышленную разработку Уршакская площадь введена в 1972 году. Разработка осуществляется на основе "Проекта разработки Уршакского ме­сторождения" утвержденного ЦКР СССР 20.08.1986 г. протокол 1218.

На Уршакской площади выделено два эксплуатационных объекта: -нижний - включает в себя карбонатные пласты бийского и дымского горизонтов, песчано-алевролитовые пласты Д1 и. Д2;

Добывающие скважины размещены по треугольной сетке 500 х500 м. система размещения нагнетательных скважин площадная и очаговая. Основ­ной пласт нижнего объекта - пласт Д1 (72% извлекаемых запасов нижнего объекта) разрабатывается на режиме заводнениястиллерными и сточными водами.

Основной продуктивный пласт верхнего объекта - пласт Стл (70% из­влекаемых запасов верхнего объекта). По этому пласту достигнут самый вы­сокий текущий КИН - 0,344. Особенно эффективно было организовано за­воднение в южной части пласта.

По нижнему объекту площадное заводнение осуществляется по пласту Дбс, очаговое - по пласту Д2. В верхнем объекте по пласту Стур закачка во­ды велась в две нагнетательные скважины.

Запасы нефти по пластам Дмд, Дфм, Сбб, Скп и Смч вырабатываются низкими темпами на режиме истощения пластовой энергии.

Максимальный отбор нефти по Уршакской площади достигнут в 1980 г. - 1055,2 тыс.т.. На эту дату текущий КИН - 0,06, темп отбора от начальных балансовых запасов - 2,1%, от начальных извлекаемых запасов 7,7%. Значи­тельное повышение обводненностипроизошло в 1983 г. 31,1% до 42,9%, в основном из-за повышения обводненности скважин нижнего объекта.

На 01.01.94 г. накопленная добыча составляет 1272 тыс.т нефти, 1,6 тыс.т жидкости, при обводненности 41,0%, текущий .КИН - 0,105; дебит по нефти - 1,8 т/сут., по жидкости - 2,5 м³/сут. темп отборов от остаточных запа­сов - 0.41 % от балансовых и 5,4 % от извлекаемых. В добывающем фонде 102 скважины, из них 85 действующих, в нагнетательном - 36, действующих 30 скважин.

Максимальный отбор нефти достигнут в 1981 г. - 107,0 т.т. в г., после­дующие годы добыча снизилась, и в 1985-89 гг. добыча стабильно держалась на уровне 74-75 т.т в год. Скважины начали обводняться с 1976 г., рост об­водненности наблюдается в 1980 г. - до 1989г. обводненность возросла по­степенно, а в 1990 г. - увеличилась сразу до 54,0%. Сокращение фонда до­бывающих скважин, вызванное, обводненностью скважин и их малодебитно-стью, начато в 1991 г. При этом годовая добыча нефти заметно уменьшилась - до 59,4 т.т в 1991 г. и до 45 т.т 993 г, обводненность возросла до 41,0%. Темп отбора от остаточных запасов составляет: от балансовых 4,15% от из­влекаемых - 5,4 %. Закачка воды для поддержания пластового давления нача­та в 1976г. По большинству скважин закачка осуществляется только в пласт Дбс. Закачка воды составляет 2145,6 тыс.м³, в последние голы происходит постоянное снижение закачки - до 83,6 т.м" в 1993 г. Пластовое давление с начального - 24,9 МПа снижалось 1990 г., - 22 МПа. .1991 г. снизилось до 20 МПа. Последующие годы вновь незначительно возрастало - до 30,9 МПа в 1993 г.

ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

История вопроса

 К Биологическим методам увеличения нефтеотдачи, нашедшим применение на месторождениях Уршаской группы, относят: бактерицидное заводнение, закачку БиоПАВ, закачку БиоПАВ,закачкуБиоБос.

Методы увеличения нефтеотдачи с применением микроорганизмов широко исследуются. Их привлекательность связана, в первую очередь, с простой реализации, минимальной капиталоемкостью и безопасностью для окружающей среды.

 В области увеличения нефтеотдачи биотехнологические процессы можно использовать в двух главных направлениях во первых это производство на поверхности реагентов для закачки в пласты по известным технологиям. К этому классу относятся биополимеры, диоксид углерода, некоторые ПАВ, растворители, эмульгаторы и т.д. И, во-вторых, использование для улучшения условий нефтевытеснения продуктов микробиологической жизнедеятельности, получаемых непосредственно в нефтеносной толще.

 Механизм процесса вытеснения нефти из пластов водным малоконцентрированным раствором ПАВ основан на том, что при этом снижается поверхностное натяжение между нефтью и водой и увеличивается краевой угол смачивания. Следовательно, натяжение смачивания уменьшается 8-10 раз

 Процесс разработки нефтяных месторождений при заводнении их водными растворами ПАВ осуществляется с минимальными изменениями в технологии и системе размещение скважин.

Фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Система размещения скважин для применения водных растворах ПАВ может быть такой же, как при обычном заводнении. Никаких ограничений на сетку скважины размещаются только внутри контура нефтеносности, а раствор нагнетается в чисто нефтяную часть пласта.

 Самой большой не достаток метода заводнениямалоконцентрированными растворами ПАВ заключается в большом межфазном натяжении между нефтью и раствором и высокой адсорбции химического реагента на породе. Он ставит под сомнение их применение с целью повышения вытесняющей способностью водой

Другие недостатки применение водорастворимых ПАВ также усложняют или ограничивают их применение. К ним относятся

*слабая биоразлагаемость неионогенных ПАВ

(всего 35-40%) и повышенная способность загрязнения окружающий среды;

*высокая чувствительность к качеству воды – содержанию кислорода, микроорганизмов и механических примесей, которые в состояние свести эффект к нулю, вследствие разрушения раствора.