Югомашевское нефтяное месторождение расположено в Янаульском, Татышлинском и Бураевском административных районах Республики Башкортостан, близ границ с Пермским краем, в 30 километрах к юго-востоку от г. Янаула. Месторождение располагается в районе с развитой инфраструктурой. Площадь месторождения 22,7 тыс. га.
Месторождение приурочено к краевой северной части Башкирского свода. Нефтеносные отложения каширского, верейского горизонтов, башкирского яруса среднего карбона, турнейского яруса нижнего карбона, фяменского яруса, кыновского, пашийского, муллинского горизонтов верхнего и среднего девона.
Ключевые слова : нефть, методы увеличения нефтеотдачи, кислотный гидроразрыв пласта.
The Yugomashevskoye oil field is located in the Yanaulsky, Tatyshlinsky and Burayevsky administrative districts of the Republic of Bashkortostan, near the borders with the Perm Krai, 30 kilometers southeast of the city of Yanaul. The deposit is located in an area with developed infrastructure. The area of the deposit is 22.7 thousand hectares.
The deposit is confined to the marginal northern part of the Bashkir arch. Oil-bearing deposits of the Kashirsky, Vereysky horizons, Bashkir tier of the Middle Carboniferous, Tournaisian tier of the lower Carboniferous, Fiamensky tier, Kynovsky, Pashiysky, Mullinsky horizons of the Upper and Middle Devonian.
Keywords : oil, methods of increasing oil recovery, acid hydraulic fracturing.
Югомашевское месторождение было открыто в 1954 г. Промышленно нефтеносными являются отложения среднего карбона (каширский, верейский горизонты, башкирский ярус), терригенные отложения нижнего карбона (тульский, бобриковско-радаевский горизонты), карбонатные отложения турнейского, фаменского ярусов верхнего девона, а также терригенные отложения верхнего (тиманский горизонт) и среднего (пашийский горизонт) девона.
Территория месторождения расположена в пределах Прибельской увалисто-волнистой равнины. Рельеф представлен слабовсхолмленной равниной, изрезанной долинами рек, ручьев и оврагов. Речные долины имеют ассиметричное строение: более крутые левые и пологие правые склоны. Абсолютные отметки наиболее возвышенных участков поверхности на территории месторождения составляют плюс 240 метров, наиболее пониженных плюс 82 метров. Преобладающие абсолютные отметки водоразделов плюс 180–220 метров. Перепад высот между руслами рек и водораздельными участками достигает 40–50 метров. Речные долины хорошо разработаны, абсолютные отметки плюс 140–170 метров.
Климат района континентальный. Среднегодовая температура плюс 1,5 ºC. Наиболее низкие температуры наблюдаются в январе: среднемесячная минус 16,3 ºC (минимальная достигает минус 49 ºC), наиболее высокие в июле: среднемесячная плюс 18,0 ºC (максимальная поднимается до плюс 38 ºC). Глубина промерзания грунта 0,6 метров. Первые заморозки наступают в середине сентября, последние заканчиваются в конце июня. Снежный покров появляется во второй половине октября и сохраняется до второй половины апреля. Средняя высота снежного покрова в марте 14–70 сантиметров. Вскрываются реки в 1-й половине апреля, замерзают в 1-й половине ноября. Среднегодовое количество осадков 510–560 мм. Ветры в течение года преимущественно юго-западные и южные, реже северо-восточные, их средняя скорость 3,0–6,0 м/с.
Район относится к северной лесостепной зоне (лес занимает 30–45 % территории). Особенность лесов — широкое смешение хвойных и лиственных пород.
На Югомашевском месторождении наблюдается хорошее соответствие структурных планов нижнепермских, средне и нижнекаменноугольных отложений и фаменских отложений. На месторождении установлено 259 залежей нефти с запасами категорий АВ1 и В2: в том числе 70 залежей в КТСК, 123 — в ТТНК, 6 — в турнее, 41 — в фамене, 19 — в ТТД.
Одной из проблем нефтяной промышленности на протяжении многих лет было увеличение темпов разработки и количества извлекаемой нефти из продуктивных пластов. Поскольку максимальная добыча нефти с каждым годом становится все более затруднительной, а большая часть оставшихся запасов трудноизвлекаема, были разработаны новые методы повышения нефтеотдачи пластов и усовершенствованы существующие методы.
Основные методы увеличения нефтеотдачи, которые применяются на месторождениях:
Тепловые методы:
— внутрипластовое горение;
— паротепловое воздействие на пласт;
— вытеснение нефти горячей водой.
Химические методы, характерные вытеснением нефти с помощью:
— растворов ПАВ;
— щелочных растворов:
— мицеллярных растворов.
Гидродинамические методы:
— нестационарное заводнение;
— форсированный отбор кислоты;
— интегрированные технологии. Газовые методы:
— воздействие на пласт углеводородным газом;
— воздействие на пласт двуокисью углерода.
Физические методы:
— гидроразрыв пласта (ГРП);
— бурение горизонтальных скважин;
— зарезка боковых стволов (ЗБС).
Методы, используемые по отдельности, могут не дать желаемого результата, и в таких случаях для достижения максимальной нефтеотдачи используется комбинация нескольких методов.
В условиях карбонатных коллекторов, как на Югомашевском месторождении, рекомендуется полимер-кислотное воздействие.
С целью увеличения глубины кислотной обработки по простиранию продуктивного пласта и кратного прироста по дебиту нефти на добывающих скважинах рекомендуется проведение 238 КГРП в 2017–2032 гг.
Для эффективности КГРП важно, чтобы вытравленные кислотой поровые каналы оставались открытыми. В карбонатных отложениях, представленных кальцитом и доломитом, которые обладают определенной прочностью, можно создать устойчивые каналы, которые являются достаточно тяжелыми.
Результатом проведения КГРП является существенное увеличение проницаемости ПЗП, которая может стать даже выше проницаемости удаленной зоны пласта (УЗП). Повышение проницаемости в свою очередь вызывает увеличение продуктивности скважины, а также коэффициента извлечения нефти в результате увеличения зоны дренирования скважины.
Рассмотрим более подробно Башкирский ярус. Химический состав и свойства пластовой воды башкирского яруса охарактеризованы исследованиями 40 проб, отобранных из 26 скважин, из них представительные — 15 проб из 13 скважин. Разрез башкирского яруса представлен преимущественно известняками с очень редкими прослоями доломитов.
В условиях башкирского яруса проведено восемь кислотных ГРП, 139 СКО и 46 обработок с применением перфорационных методов.
Для проведения КГРП была выбрана скважина 1345 залежи нефти пласта C2b. Наземное оборудование включает: насосные установки для закачки рабочих жидкостей, обвязку устья скважины, блок манифольдов для обвязки устья скважины с наземным оборудованием, станцию контроля и управления, емкости для технологических жидкостей, блендер, вспомогательный насосный агрегат типа ЦА-320, пожарный машина.
В результате проведения кислотного гидроразрыва пласта на данной скважине с заданными параметрами предполагается увеличить дебит в 3,25 раз. Фактическая эффективность может быть немного ниже, поскольку при движении кислоты по трещинам, могут наблюдаться потери напора, которые не учитываются формулой.
На практике после проведения КГРП на данной скважине дебит увеличился в 3,5 раза. Поскольку предполагаемое увеличение дебита на скважине и реальное практически одинаковы, можно говорить о том, что расчеты выполнены достаточно точно
Литература:
- Алтунин А. Т., Гражданская оборона: учебное пособие /Под. ред. А. Т. Алтунина. — М.: 2009.
- Куцын П. В., Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности. — М.: Недра, 1987
- Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. -- М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2007. -- 825с.
- Проект разработки Югомашевского месторождения № 4152, ОАО АНК «Башнефть», 2007г.
- Технологический регламент на обработку призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин кислотными композициями, ООО «Башнефть-Добыча» — Уфа, 2011–48 с.
