Обоснование режимов и условий эксплуатации скважин на Среднеботуобинско месторождении

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение является одним из уникальных кладовых Восточно-Сибирского нефтяного кластера расположенного на территории Республики Саха (Якутия). Месторождение в составе Лено - Тунгусской нефтегазоносной провинции приурочено к Ку-рунгской и Среднеботуобинской структурам севе- ро-восточного склона Непско-Ботуобинской ан-теклизы [1, 2].

Согласно, анализу промысловых данных, текущий дебит скважин по нефти изменяется в диапазоне от 3,5 до 204,6 т/сут, по жидкости от 4,0 до 236 м3/сут. Средний дебит по нефти 90 т/сут, по жидкости 109,5 м3/сут. Такой значительный разброс связан с конструкцией скважин и профилем проводки.

Таблица 1

Основные показатели эксплуатации скважин

На Центральном блоке месторождения находится 68 скважин (50 – на Ботуобинский горизонт и 18 – на Осинский горизонт), из которых 7 скважин находятся в освоении. На пробуренных компанией Schlumberger скважинах выполнялось бурение боковых горизонтальных стволов на Ботуобинский горизонт. На Курунгском участке было проведено 7 поисково-разведочных скважин, одна проявила продуктивность по Ботуобинскому горизонту и была законсервирована [3, 4, 5].

Горизонтальные скважины, безусловно, себя оправдывают, как с позиций добывных возможностей, которая в четыре раза выше, чем у наклоннонаправленных, так и по дебиту нефти (ГС – 110 т/сут, ННС – 30-40 т/сут). По результатам анализа динамики работы скважин выделены временные интервалы, за которые происходит прорыв газа в значительных объемах (рост газового фактора от 3 до 150%). Рост газового фактора во-многом связан с расположением скважин относительно ГНК. Каким бы очевидным это не казалось, чем ближе скважина к ГНК, тем меньшее время требуется для возникновения неконтролируемых конусов газа. В то же время значительные прорывы газа в центральной части обусловлены наличием контактных запасов и особенностями размещения горизонтальных участков ствола скважины. Согласно решениям действующего проекта, разработка объекта Бт предполагается горизонтальными скважинами, протяженность стволов которых 500 м. Геометрия сетки отражает условие рядного размещения скважин: расстояние между рядами 500 м, между скважинами в ряду 1000 м. Ряды скважин смещены друг относительно друга. По состоянию на 01.07.2014 года про- бурено 36 горизонтальных скважин, пологий участок которых приурочен к нефтенасыщенным интервалам. Показатели эксплуатации скважин – кратковременные, от 1 до 9 месяцев, соответственно режимы и условия работы скважин по сути определяются задачами промысловых исследований, которые формулируются следующим образом [6, 7, 8]: выбор оптимальной технологии заканчивания скважин; выбор оптимального профиля проводки скважин с учетом специфики характера нефте- газо- водонасыщения разреза; обоснование режимов и условий оптимальной эксплуатации скважин.

В первую группу вошли 17 скважин, которые пробурены в подгазовой зоне, во вторую 4 скважины – в водонефтяной зоне. Дополнительно скважины первой группы распределены на подгруппы, которые различаются типами проводки и значениями нефтенасыщенных толщин: между ВНК и ГНК (3 скважины), вдоль ВНК (10 скважин), с гидрозатвором (4 скважины). По результатам анализа показателей в ГНВЗ наименьшим газовым фактором (300–500 м3/м3) характеризуются скважины, пробуренные с гидрозатвором и вдоль ВНК, в ВНЗ безусловно необходимо брать очевидный курс на проводку вдоль кровли учитывая монолитное строение залежей. Первая группа скважин характеризуется большим средним дебитом нефти в 83 т/сут против 55 т/сут, что обусловлено прорывами газа из-за более высокой депрессии на пласт до 5,0 МПа по второй группе. В среднем скважины работают с депрессией 3,0-5,0 МПа, при ГФ 1000 м3/м3. Для обеспечения длительной эксплуатации без прорыва газа оптимальным является депрессия не более 1,0 МПа, однако, проектная длина скважин 500 м не позволит обеспечить проектные показатели в 100 т/сут. В этой связи увеличение длины ГС и снижение депрессии на пласт является единственным выходом [9, 10, 11].

По результатам анализа показателей в ГНВЗ наименьшим газовым фактором (300-500 м3/м3) характеризуются скважины, пробуренные с гидрозатвором и вдоль ВНК, в ВНЗ безусловно необходимо брать очевидный курс на проводку вдоль кровли учитывая монолитное строение залежей. Первая группа скважин характеризуется большим средним дебитом нефти в 83 т/сут против 55 т/сут, что обусловлено прорывами газа из-за более высокой депрессии на пласт до 5,0 МПа по второй группе. В среднем скважины работают с депрессией 3,0-5,0 МПа, при ГФ 1000 м3/м3. Для обеспечения длительной эксплуатации без прорыва газа оптимальным является депрессия не более 1,0 МПа, однако, проектная длина скважин 500 м не позволит обеспечить проектные показатели в 100 т/сут. В этой связи увеличение длины ГС и снижение депрессии на пласт является единственным выходом.

Газонефтяная залежь ботуобинского горизонта характеризуется сложным геологическим строением, аномально-низким пластовым давлением и тем- пературой. Низкое пластовое давление (меньше на 50 кг/см2, чем гидростатическое) свидетельствует о том, что залежь имеет ограниченный запас пластовой энергии и её длительная эксплуатация в режиме истощения нецелесообразно.

Рис. 1. Расположения горизонтального участка скважины в нефтяной оторочке Ботуобинского горизонта.

мы Chandler Engineering // Академический журнал Западной Сибири. 2012. № 6. С. 64-65.

• 8.    Лапутина Е.С., Краснов И.И., Мараков Д.А., Томский И.С., Инякин В.В. Краткий обзор методов ограничения газопритоков в скважины, эксплуатирующие нефтегазовые залежи // Академический журнал Западной Сибири. 2014. Т. 10, № 6. С. 18-20.

• 9.    Инякина Е.И., Томская В.Ф., Шавалеева А.А., Варламов В.В. Оценка эффективности разработки нефтегазовых залежей Сред-неботуобинского месторождения // Научный форум. Сибирь. 2018. Т. 4, №1. С. 26-27.

• 10.    Томская В.Ф. Особенности выработки запасов нефти на месторождениях Республики Саха (Якутии) / В.Ф. Томская, В.В. Инякин, К.О. Томский, И.И. Краснов // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. Тюмень. – ТИУ, 2018. 79-86 с.

• 11.    Томская Л.А., Краснов И.И., Мараков Д.А., Томский И.С., Иня-кин В.В. Изоляционные технологии ограничения газопритоков в нефтяных скважинах месторождений Западной Сибири // Вестник Северо-Восточного федерального университета им. М.К. Аммосова. 2016. № 4. С. 50.

По результатам промысловых работ, выполненных при разработке Среднеботуобинского месторождения можно сделать вывод, что геологические условия залегания углеводородов оказывают неблагоприятное влияние на эффективность процесса нефтеизвлечения. Добыча нефти в таких условиях неизбежно сопровождается извлечением значительных объемов попутно добываемых пластовых воды и прорывом верхнего газа.

Таким образом, на основании выполненного анализа опыта разработки газонефтяных залежей с обширной газовой шапкой были определены причины, влияющие на эффективную выработку запасов нефти. Обосновано применение газоизоляционного экрана для монолитного строения залежей. Рекомендовано применение горизонтальной скважины и определено оптимальное местоположение горизонтального ствола для Ботуобинского горизонта.