ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ УРЬЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Урьевское чисто нефтяное месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. В 10 км от месторождения находится город Лангепас. Это ближайший населенный пункт (рисунок 1).

Владельцем лицензии на недропользование в пределах Урьевского лицензионного участка является ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь».

Месторождение было открыто в 1971 году, введено в промышленную эксплуатацию в 1978 году, работает в настоящее время.

В соответствии с проектными решениями на месторождении выделено семь объектов разработки: АВ_1-2, БВ₆, БВ₈, БВ₁₀, Ачимовская толща, ЮВ₀, ЮВ₁, которые разрабатываются по утвержденным системам разработки.

Нефтяное Урьевское месторождение разрабатывается 35 лет и к настоящему времени основные высокопродуктивные объекты АВ_1-2, БВ₆, БВ₈ практически полностью разбурены и выработаны соответственно на 82,6 %, 78,9 %, 88,7 %. Вместе с тем, на месторождении ведется активное эксплуатационное бурение, в разработку вовлекаются нижележащие низкопроницаемые объекты Ачимовская толща и ЮВ₁.

Месторождение по величине извлекаемых запасов нефти относят к категории среднее, а по стадии разработки – завещающей.

Общий фонд скважин составляет 3080 скважин. Из них 1856 скважин относятся к добывающих, 1212 скважин – нагнетательных, 12 скважин – водозаборных.

Фонд для бурения составляет 414 скважину. Из них 226 скважин добывающих, 51 – горизонтальных скважин, 47 – разветвленно-горизонтальных скважин, 188 – нагнетательных скважин.

Пробурили 155 скважин с боковыми горизонтальными стволами, из них в добыче остались 96 скважин. Это 62% от общего количества пробуренных скважин.

По результатам технико-экономического анализа разработка Урьевского месторождения по рекомендуемому варианту экономически эффективна.

Урьевское месторождение имеет сложное строение. Характеризуется невыдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу. Характерны литологические замещения коллекторов слабопроницаемыми породами. Промышленная нефтеносность связана с верхнеюрскими и нижнемеловыми отложениями. Всего выделено 12 продуктивных пластов в составе семи эксплуатационных объектов.

Рисунок 1 – Обзорная схема района работ

Вместе с тем, на месторождении ведется активное эксплуатационное бурение, в разработку вовлекаются нижележащие низкопроницаемые объекты Ачимовская толща и ЮВ₁.

В 2011 году завершен третий пересчет запасов месторождения по состоянию изученности на 01.01.2011 г. по результатам бурения 87 разведочных и 2318 эксплуатационных скважин. В качестве подсчетных объектов в работе были выделены пласты АВ₁³, АВ₂, БВ₆, БВ₈, БВ₁₀, Ач₂¹, Ач₂², Ач₃, ЮВ₀¹, ЮВ₀², ЮВ₁¹ и ЮВ₁². Утверждены начальные геологические запасы нефти промышленных категорий (ВС₁) -389625 тыс.т, извлекаемые - 143834 тыс.т, КИН – 0,369. Запасы категории С₂ составляют – 6210 тыс.т и 1696 тыс.т, соответственно, КИН – 0,273. Извлекаемые запасы растворенного газа по категории ВС₁ составили 7516 млн.м³, С₂ - 134 млн.м³.

Проанализировав данные по разработки и сведения о запасах, практически весь фонд добывающих скважин имеет высокую степень обводнения. Добыча, зачастую, обеспечивается форсированным отборами жидкости. Между тем, расходы на добычу воды, транспорт, подготовку и возврат ее в пласт огромны, поэтому поиск эффективных способов снижения обводненности добываемой нефти имеет большое значение в жизнедеятельности нефтедобывающих предприятий. Методы ограничения притока воды различны по своему характеру и назначения. Но самыми применимыми являются ремонтно-изоляционные работы для снижения обводненности скважины и добычи нефтедобывающей продукции.