Оптимизация разработки нефтяной оторочкой на примере пласта БТ7-8 Яро-Яхинского месторождения

Тюменский ИУ, г. Тюмень, Россия

ОАО «АРКТИКГАЗ», г. Новый Уренгой, Россия

Яро-Яхинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах северной части Западно-Сибирского мегабассейна. Яро-Яхинском лицензионном участке к отложениям неокомского водоносного комплекса приурочены продуктивные залежи БТ 6 , БТ 7-8 , БТ 10 [1, 2, 3]. Пласт БТ_7-8 имеет сложное геологическое строение, представлен переслаиванием песчаных и глинистых пропластков с включениями плотных пород. Общая толщина пласта выдержана, изменяется от 73 до 90 м. К пласту БТ 7-8 приурочено четыре нефтегазоконденсатных залежи. По всем залежам уровень ГНК принят в интервале абс. отм. 3313-3133 м по данным MDT исследований пилотных стволов эксплуатационных скважин, где он определен по точечным глубинным замерам [18, 19].

Текущий анализ разработки пласта БТ 7-8 Яро-Яхиснкого месторождения фонтанным способом показывает, что процесс добычи нефти сопровождается высокими отборами газа. Газовый фактор по скважинам изменяется от 700 м³/м³ до 1127 м³/м³, при начальном газосодержании 350 м³/м³, что объясняется прорывами газа из газовой шапки в нефтяную скважину [5, 7].

На сегодняшний момент реализована следующая схема эксплуатации скважин: для подъема жидкости использована НКТ диаметром 73 мм с глубиной спуска практически до забоя. На устье фонтанных скважин устанавливаются штуцера диаметром 6-14 мм. Среднее забойное давление фонтанных скважин составляет от 19 МПа до 24,4 МПа, а пластовое в зоне отбора в пределах 30,4 МПа,при этом изменение депрессии от 6,5 МПа до 11,3 МПа. Рациональный подход к разработке нефтегазоконденсатного пласта вызывает

Естественные науки необходимость определенияоптимального способа эксплуатации нефтяной оторочки и газовой шапки с целью повышения технико - экономических показателей [4, 6, 8].

Для достижения поставленной цели, предполагается следующая схема заканчивания скважин, предусматривающая одновременную эксплуатацию нефтяной и газовой части. На начальном этапе в скважину спускается фонтанный лифт НКТ 73мм до глубины головы хвостовика (~3757-3760 м) и скважина эксплуатируется на нефтяную часть с регулировкой дебита и давления на устье при помощи штуцеров пока пластовой энергии достаточно для поддержания фонтанного способа добычи [9, 10, 12]. После снижения дебита скважины до 20-30 м3/сут подключается газовая часть пласта для совместной эксплуатации. В данном случае поступающий газ понижает плотность столба жидкости в стволе скважины, за счет чего уменьшается забойное давление, увеличивается депрессия на нефтяную часть и соответственно дебит нефти (эффект газлифта) [16, 17]. Однако существует серьезный риск возникновения опережающего движения газа, в следствие чего газовая часть пласта будет передавливать нефтяную, что может сделать невозможным дальнейшую добычу нефти [11, 13, 15].

Таким образом, основным преимуществом является технологическая простота при привлечении бригады КРС для любой скважины; отсутствие необходимости привлечения дополнительного дорогостоящего специального нестандартного оборудования заканчивания. Недостатком способа является погрешность расчета определения продуктивности газовой части за счет варьирования интервала перфорации в связи с наличием большого количества используемых переменных (проницаемость, эффективная мощность и т.д.). Невозможность учета временного эффекта изменения продуктивности газовой и нефтяной части; отсутствие возможности регулирования продуктивности газовой части для повышения или снижения забойного давления.