Анализ текущего фонда скважин на Мессояхском месторождении

Залежь углеводородов терригенного пласта ПК1-з Восточно-Месояхского месторождения представляет собой совокупность нескольких, предположительно, гидродинамически изолированных блоков, насыщенных высоковязкой нефтью. В части блоков имеется достаточно мощная газовая шапка и обширная водонефтяная зона (ВНЗ). Повышенная вязкость нефти является серьезным фактором, обуславливающим эффективность добычи с применением насосных уста- новок УЭВН и объемно-роторных насосов типа ОРНП5-10. Для такого типа месторождений высоковязкой нефти уровень достижимого КИН не превышает 10-12%, при весьма благоприятных условиях и использовании плотной сетки скважин - порядка 2,5-3 га/скв [1, 2].

Месояхское месторождение по своим основным геолого-промысловым характеристикам достаточно близко к Русскому газонефтяному месторождению тяжелой нефти. Основным отличием этих месторождений является несколько меньшая вязкость нефти и слабая сцементиро-ванность пород-коллекторов. В целом пилотные проекты, выполненные ТНК-ВР на Русском месторождении, можно оценить как давшие интересные и неоднозначные результаты. Так были получены начальные дебиты более 100 т в сутки на скважину (при расстоянии между нагнетательной и добывающей скважиной 90 м). При этом прорывная вода в скважинах появилась только через год эксплуатации. Однако эти результаты были получены в условиях эксплуатации единичных скважин и, поэтому, могут оказаться не характерными для стадии промышленного освоения [3, 4].

В тоже время накопленный опыт может быть полезен для оценки реального потенциала Восточно-Месояхского месторождения. Освоение месторождения в целом основывается на использовании для разработки системы скважин с горизонтальными окончаниями большой длины (ГС - 1000 м). В связи с небольшими глубинами залегания, объект ПК 1_ ₃ взят как первоочередной, предусматривающий однорядную систему заводнения при межрядном расстоянии 300 метров. Расстояние между скважинами в ряду 100 м и смещении нагнетательных рядов на 200 м.

В пределах Западно-Мессояхского лицензионного участка в настоящее время в зоне нефтегазоносности пробурено 16 поисково - разведочных скважин. В соответствии с различием структурных планов по основным отражающим горизонтам было выделено три поисковых объекта -юрские, валанжинские и сеноманские отложения [5, 6, 7].

Разведочная скважина номер 21 проектной глубиной 2500 м расположена на западе Западно-Мессояхского локального поднятия в опущенном тектоническом блоке. Сеноманские и барремские отложения оказались вскрытыми на 69-82 м ниже, чем было предусмотрено геолого - техниче- ским проектом. Предполагая, что перспективные объекты располагаются ниже глубины 2500 м, а конструкция скважины технически не позволяет бурить на таких глубинах, было решено дальнейшее углубление скважины прекратить и опустить эксплуатационную колонну до глубины 1920 м. В результате испытаний 11 объектов в скважине была открыта нефтяная залежь в пласте МХ3, нефтегазовая в пласте ПК20, была доказана нефтегазоносность пласта ПК10 и верхов сеномана в своем тектоническом блоке.

Разведочная скважина номер 6 проектной глубиной 1350 м была заложена в северовосточном блоке Западно-Мессояхского поднятия для разведки нефтегазовой сеноманской залежи и нефтяной залежи пласта ПК10. В скважине с отбором керна пройдено 58 м. Керн из кровли сеномана описан как нефтенасыщенный.

Разведочная скважина номер 24 проектной глубиной 1000 м была заложена на юге западного блока Западно-Мессояхского поднятия для разведки пласта ПК1. В скважине с отбором керна пройдено 30 м. Проницаемые разности керна описаны как нефтенасыщенные. В результате испытания 4 объектов скважина подтвердила нефтенасыщенность западного тектонического блока.

Скважина номер 25 проектной глубиной 1350 м была заложена на южном крыле Западно-Мессояхского поднятия для разведки нефтегазовой залежи в кровле сеномана и нефтяной залежи пласта ПК₁₀. По данным ГИС и описания керна к продуктивным был отнесен пласт ПК 1 . В результате испытания 2 объектов в кровле были получены притоки нефти дебитом до 32 м³/сут.

Разведочная скважина номер 20 проектной глубиной 1350 м была заложена на севере Запад-но-Мессояхского поднятия для разведки пласта ПК1 и нефтяной залежи пласта ПК10. По заключению ГИС и в результате испытания 3 объектов скважина подтвердила нефтенасыщенность пласта ПК1. На территории лицензионного участка было пробурено 9 скважин – 1 со вскрытием юрских отложений, 3 скважины со вскрытием готе-рив-барремских отложений, 4 скважины на альб-ские отложения и одна на сеноман. В результате был выполнен этап геолого-разведочных работ на Западно-Мессояхской площади, получены признаки продуктивности нижнесреднеюрских отложений, включающее в себя нефтегазовые залежи в пластах ПК1, ПК10 и ПК20, нефтяную в пласте МХ3 и газовую в пласте ПК7. Скважины расположены на структуре равномерно, среднее расстояние между ними 5-6 км, что не вполне достаточно для охарактеризованности сеноманских залежей сложного геологического строения [8, 9, 10]. Южнее территории лицензионного участков с целью поисков литологически экранированных залежей УВ было разбурено два ортогональноориентированных друг относительно друга профиля скважин: вкрест южного склона Мессоях-ской гряды (скв. 2, 7, 8) и вдоль ее подножия (район скважин 8, 16, 69). При испытании этих скважин на глубинах свыше 3330 м притоков получено не было, что объясняется некачественным вскрытием – кольматацией коллекторов вследствие завышенных плотностей буровых растворов [11, 12].

Таким образом, состояние поисково - разведочных скважин на месторождении по данным ЗАО «Мессояханефтегаз», можно оценить следующим образом: в консервации находятся 13 скважин; ликвидирована 1 скважина № 6. В дальнейшем, при необходимости, возможно использование скважин, находящихся в консервации, как для отборов нефти, так и в качестве нагнетательных после оценки их технического состояния. Внедрение горизонтальных скважин может иметь высокую эффективность в тех случаях, когда залежи планируется разрабатывать на режимах истощения или с активным акфивером. Другим благоприятным для применения горизонтальных скважин большой длины являются месторождения с крайне низкими коллекторскими свойствами, которые также не могут разрабатываться с применением ППД.