Особенности разработки Кечимовского месторождения горизонтальными скважинами

Кечимовское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской равнины, в бассейне Широтного Приобья. В административном отношении месторождение относится к Сургутскому району и небольшой частью (на востоке) к Нижневартовскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Производственную деятельность на месторождении ведёт ТПП «Покачёвнефтегаз» ООО «ЛУКОИЛ - Западная Сибирь», базирующееся в городе Покачи [2].

Геологический разрез Кечимовского месторождения сложен отложениями палеозойского фундамента и платформенного чехла, представленного юрскими, меловыми, палеогеновыми и четвертичными отложениями [1].

В тектоническом строении Кечимовского месторождения, как и всей Западно-Сибирской плиты,

Научный форум. Сибирь Том 5, № 1 2019

принимают участие отложения трех структурных этажей: нижнего – палеозойского фундамента, среднего – промежуточного чехла пермо - триасового возраста и отложения осадочного чехла мезо-кайнозойского возраста. Нижний этаж отвечает гео-синклинальному этапу развития современной платформы, представляет собой складчатый фундамент, который к настоящему времени слабо изучен. Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триасовое время [3].

Этаж нефтеносности Кечимовского месторождения составляет более 1000 метров. Диапазон нефтеносности: от нижнемеловых отложений (алымская свита) до среднеюрских (тюменская свита). Нижнемеловые отложения включает продуктивный пласт АВ₁³ алымской свиты и пласты АВ₂, БВ 6 ¹ и БВ 6 ² ванденской свиты; к верхнеюрским отложениям приурочены продуктивные пласты ЮВ 0 (вп), ЮВ 0 (нп), ЮВ 0 ¹ баженовской свиты и пласт ЮВ₁¹ васюганской свиты; к среднеюрским отложениям относятся пласты ЮВ 2 ¹ и ЮВ 2 ² тюменской свиты. Таким образом, нефтесодержащими объектами на месторождении являются десять пластов, с которыми связано 38 залежей нефти [5].

Физико-литологические свойства пород - коллекторов Кечимовского месторождения изучались по результатам анализа образцов керна отобранных из продуктивных отложений нижнего мела и юрского комплекса пород. Лабораторные исследования керна выполнены в ЦЛ «Тюменьгеология» и ООО «КогалымНИПИнефть». Керн отобран из 100 скважин. Лабораторные анализы керна выполнены по 51 скважине или 51,0% от общего числа скважин, пробуренных с отбором керна. Коллектор продуктивных пластов исследован по керну из 47 скважин: на проницаемость исследован 1081 образец керна, на остаточную нефтенасыщенность - 875 образцов, на пористость - 716 образцов по керосину и 962 - по воде [4].

Система разработки объекта АВ 2 - избирательная на базе обращенной девятиточечной с заменой наклонно-направленных скважин, расположенных в вершинах элемента, и нагнетательных скважин на горизонтальные скважины. Длина горизонтального ствола – 450 м, расстояние между скважинами 450 м. В зонах нефтенасыщенных толщин более 4 м пласта АВ 2 предусмотрено бурение горизонтальных скважин с длиной горизонтального ствола до 500 м и расстоянием между скважинами 600 м. Общий фонд скважин за проектный период составит 841, из которых 581 добывающая (в т.ч. 203 горизонтальных) и 260 нагнетательных (в т.ч. 84 горизонтальных). К бурению рекомендованы 343 новые скважины, в т.ч. 234 добывающих (из них 105 горизонтальных) и 109 нагнетательных (из них 81 горизонтальная). Накопленная добыча нефти за весь период разработки – 44930 тыс.т. Коэффициент извлечения нефти –

0,316, вытеснения – 0,437, охвата – 0,722. Комплекс геолого-технических мероприятий (ГТМ) на проектный период предполагает бурение боковых стволов в зонах с остаточными запасами нефти - 297 скв-опер., проведение ОПЗ – 1240 скв-опер., ГРП – 333 скв-опер., ФХМУН - 2706 скв-опер [6].

Кечимовское месторождение открыто в 1985 году, введено в разработку в 1995 году. История проектирования месторождения насчитывает девять проектных и иных документов, утвержденных ЦКР и ТО ЦКР по ХМАО. Ниже приведены основные положения технологических документов [7].

К пласту АВ₂ приурочена одна пластовосводовая залежь, представленная в основном водонефтяной зоной. Залежь пласта АВ₂ распространены на территории Кечимовского и Ключевого лицензионных участков. В пласте АВ₂ сосредоточено 23,7% геологических запасов нефти категорий В+С 1 [8].

На территории Кечимовского месторождения пласт ЮВ11, залегает в верхней части васюганской свиты верхней юры. По площади месторождения пласт ЮВ11 прослеживается повсеместно. Структурно-текстурные особенности алеврито-песчаных отложений пласта ЮВ11 позволяют отнести их к терригенным отложениям прибрежно-морских фаций. С пластом связано шесть залежей нефти различных размеров, степени геологической сложности и разбуренности. Пласт характеризуется следующими фильтрационно - емкостными свойствами (Кпор – 18,0%, проницаемость по ГИС – 39×10-3 мкм2, нефтенасыщенность – 53%, коэффициент расчлененности – 3,9) [8].

Наиболее перспективными объектами для проведения ГТМ являются объекты АВ2 и ЮВ11 не смотря на то что ФЕС второго объекта сравнительно ниже чем у первого. Основополагающей задачей данной работы будет проведение ГТМ на двух объектах, который будет заключаться в том, чтобы провести мероприятия по бурению горизонтальных скважин на двух выше упомянутых объектах, с проведением на ГРП, для проведения сравнительного анализа двух потенциальных объектов и выявления наиболее перспективного [9].