Оценка эффективности разработки нефтегазовых залежей Среднеботуобинского месторождения

Summary: The Srednebotuobinskoye oil and gas condensate field is one of the unique storages of the East Siberian Oil Cluster located on the territory of the Republic of Sakha (Yakutia). The deposit is located in the Leno-Tunguska oil and gas province and is confined to the Kurung and Srednebotuo-binskaya structures of the northeastern slope of the Nepa-Botuoba anteclise. On the central block of the deposit are the Botuobinsk and Osinsky horizons. The development of a thin oil rim of the Botuobinsk horizon is complicated by an extensive gas cap and underlying plantar water. For the restriction of gas and water inflows, it is proposed to create gas and water insulating screens for GNK and VNK. The development of oil reserves in the Osinsky horizon is complicated by the poor permeability of the reservoir. In order to intensify the flow of oil, it is proposed to carry out small-volume fracturing and acid treatment of the PZP.

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 северо-восточного склона Непско-Ботуобинской ан-теклизы [1, 2].

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].

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.

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 [5, 6].

Таблица 1

Показатели эксплуатации скважин

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 г. пробурено 36 горизонтальных скважин, пологий участок которых приурочен к нефтенасыщенным интервалам. Показатели эксплуатации скважин – кратковременные, от 1 до 9 мес, соответственно режимы и условия работы скважин, по сути определяются задачами промысловых исследований, которые формулируются следующим образом:

• –    выбор оптимальной технологии закачивания 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 [7, 8, 10].

Газонефтяная залежь ботуобинского горизонта характеризуется сложным геологическим строением, аномально-низким пластовым давлением и температурой. 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. 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 вод и прорывом верхнего газа [9, 11, 12].

Задачи ограничения преждевременного прорыва подошвенной воды и верхнего газа к забою добывающих скважин, дренирующей нефтенасыщенный пласт, рассматривались многими исследователями в широком диапазоне применяемых методов. Сюда относятся следующие способы: установление оптимальных режимов работы скважин; эксплуатация добывающих скважин на предельных безводных и безгазовых дебитах; совместный регулируемый отбор нефти и воды, газа и нефти; периодическая эксплуатация скважин; изменение направлений линий тока путем создания горизонтальных трещин гидравлического разрыва; создание жесткого непроницаемого и динамического экранов; разработка продуктивного пласта горизонтальными скважинами и др.

С целью обоснования оптимального безводного и безгазового дебита при отсутствии экрана по методике Ю.П. Желтова в работе были выполнены расчеты.

Таким образом, на основании выполненного анализа опыта разработки нефтегазовых залежей с обширной газовой шапкой и подошвенной водой были определены причины, влияющие на эффективную выработку запасов нефти. Обосновано применение газо- и водоизоляционных экранов для монолитного строения залежей. Рекомендовано применение горизонтальной скважины, и определено оптимальное местоположение горизонтального ствола для Ботуобинского горизонта. Рекомендовано применение малообъемного ГРП и обработка ПЗП кислотными составами на основе взаимных растворителей для Осинского горизонта.