опыт
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ НА ЗАЛЕЖАХ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ
Ф. АЛДАКИМОВ, НГДУ "Комсомольскнефть"
Большинство месторождений в ОАО "Сургутнефтегаз" практически полностью разбурены и находятся на поздней стадии выработки запасов. Доля запасов углеводородов, относящихся к трудноизвлекаемым, неуклонно растет и составляет порядка 80%. Основной проблемой является рациональная разработка частично выработанных и обводненных месторождений, т. е. доразработка месторождений, вовлечение в разработку новых запасов, которые до недавнего времени в связи с отсутствием технологий было невозможно разрабатывать эффективно, а также проектирование и создание технологий, позволяющих повысить коэффициент извлечения углеводородов на старых и новых месторождениях.
На данный момент в ОАО "Сургутнефтегаз" ведется активное совершенствование гидродинамических методов повышения коэффициента извлечения углеводородов из пласта. К ним можно отнести глубоко проникающий ГРП, а также технологии разработки нефтегазовых залежей системами горизонтальных скважин (ГС), разветвленно-горизонтальных скважин (РГС), с применением современных буровых растворов, оказывающих минимальное влияние на при-забойную зону пласта.
Основной объем бурения ГС в ОАО "Сургутнефтегаз" производится на пластах с трудноизвлекаемыми запасами. Практика показала, что на эффективность применения технологии разработки залежей нефти горизонтальными скважинами более всего влияют технологии первичного и вторичного вскрытия, освоения продуктивных пластов, особенно в условиях низкого пластового давления. Качественное вскрытие продуктивных пластов является одной из ключевых проблем продуктивности скважин и эффективности извлечения
нефти. Это в большей мере зависит от существующих технологий вскрытия пластов, которые не обеспечивают сохранения коллекторских свойств нефтяного пласта в области, прилегающей к стволу скважины.
В отличие от вертикальных скважин воздействие буровых агентов на продуктивный пласт для ГС осуществляется в течение более длительного периода, поэтому очень важно при бурении горизонтального участка использовать такие буровые растворы, которые не проникали бы глубоко в пласт. В ОАО "Сургутнефтегаз" сегодня применяются высококачественные биополимерные растворы: солевой биополимерный раствор (СБР), разработанный НИО технологий строительства и эксплуатации скважин СургутНИПИнефть; биополимерная система ИКАРБ, разработанная фирмой ИКФ (г. Волгоград); глинистый биополимерный раствор (ГБР), разработанный СургутНИПИнефть. Все они показали высокую эффективность при вскрытии продуктивных пластов как
наклонно-направленных, так и горизонтальных скважин.
НГДУ "Комсомольскнефть" ведет разработку четырех месторождений: Савуйского, Родникового, Сарымо-Русскинского и Конитлорского. Родниковое месторождение делиться на Южно-Родниковое и Северно-Родниковое. Савуйское и Северо-Роднико-вое находятся на четвертой стадии выработки запасов. Активное эксплуатационное бурение ведется на Ко-нитлорском месторождении, разбуриваются второстепенные залежи на Сарымо-Русскинском и Южно-Родниковом месторождениях.
Одним из промышленных объектов на Конитлорском месторождении является залежь пласта Ач1, которая находится в промышленной эксплуатации с 1996 г. Залежь пласта Ач1 характеризуется крайне сложным изменчивым строением как по разрезу, так и площади. Продуктивная средняя толщина по пласту изменяется от 5,5 до 15,5 м, расчлененность - от 5 до 8, песчанистость -от 0,35 до 0,6. Фильтрационно-емко-
опыт
стные свойства пласта низкие: пористость - 17%, нефтенасыщенность -0,64, проницаемость -0,9^10-3 мкм2. Один из важных негативных факторов - наличие подошвенной воды. Перемычка между нефтенасыщенной и водонасыщенной частью составляет 1-5 м. Средний дебит нефти наклонно-направленных скважин не превышает 10 т/сут. Неоднократные попытки увеличить нефтеотдачу пласта с помощью ГРП в 90% случаев заканчивались разрывом глинистой перемычки между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями пласта и приводило к резкому росту обводненности добываемой продукции. Попытки пробурить горизонтальные скважины на пласт Ач1 заканчивались неудачей. Причиной являлись неустойчивые глины, залегающие над пластом Ач1. При бурении на обычном глинистом растворе глины насыщались водой, разбухали и засыпали горизонтальный ствол. С появлением буровых растворов на биополимерной основе проблема обваливания глин была решена.
С применением буровых биополимерных безглинистых растворов было пробурено две горизонтальные скважины на Конитлорском месторождении. После запуска в работу их дебит в 4-5 раз превысил дебит наклонно-направленных скважин, пробуренных по обычной технологии.
Надо отметить, что благодаря постоянному усовершенствованию технологий бурения в ОАО "Сургутнефтегаз" силами Управления по забури-ванию боковых стволов в 2003 г. на пласт Ач1 было пробурено две четы-рехствольные скважины № 1529 и 1899. Дебит нефти по ним составил 250 и 170 т/сут. соответственно, что
в 15-20 раз выше дебита наклонно-направленных скважин (рис. 1).
С применением биополимерных растворов, а также глубокопроникающего ГРП появилась возможность успешно добывать трудноизвлекае-мые запасы пласта ЮС2, основная часть которых до последнего времени числилась в категории С2. На Се-веро-Родниковом месторождении с 2003 г. успешно ведется забуривание боковых горизонтальных стволов на пласт ЮС2 со скважин, выбывших из эксплуатации с вышележащего горизонта БС12. За счет использования биополимерного раствора ИКФ с высокой ингибирующей способностью появилась возможность обеспечить качественное вскрытие пласта ЮС2. Длина горизонтального участка 300 м. С помощью телеметрических систем
фирм Sperry-Sun и Baker Hughes Integ (включают в себя зонды инкли-нометрии, гамма-каротажа, электромагнитного каротажа), применяемых при бурении горизонтального участка, в процессе бурения выбирается оптимальный профиль ствола со вскрытием только продуктивной высокопроницаемой части пласта ЮС2 (рис. 2). Благодаря этому удалось достичь суточные дебиты нефти по скважинам от 20 до 60 т. При бурении наклонно-направленных скважин приток с пласта ЮС2 практически отсутствовал.
Высокоэффективным является также проведение глубокопроникающего ГРП на пласт ЮС2. В январе 2005 г. был проведен глубокопроникающий ГРП пласта ЮС2 Сарымо-Русскинско-го месторождения на скважине № 155, которая была пробурена на границе категорий запасов С1 и С2. Вскрытый пласт ЮС2 характеризовался очень низкими коллекторскими свойствами: Кпр=0,4-5 Мд, апс=0,1-0,3. Тюменским отделением СургутНИПИнефть был подобран оптимальный режим проведения ГРП. После запуска в работу дебит скважин оказался выше, чем даже дебит горизонтальных скважин. На основании этого были раздвинуты границы категории С1 в данном районе и запланировано бурение дополнительных скважин на пласт ЮС2 с последующим проведением глубокопроникающего ГРП.
Пласт ЮС2 имеет региональное распространение по всему Сургутскому району. Качественное извлечение трудноизвлекаемых запасов с пласта
Рис. 3. Рисунок проведения ГРП на скважине №155 Руссинского месторождения. Пласт ЮС2
и опыт
Рис. 4. Оперативная информация, получаемая в процессе бурения горизонтального участка с буровой.
LWD-система. Скважина № 17гр. Сарымо-Руссинского месторождения
Рис. 5. Оперативная информация, получаемая в процессе бурения горизонтального участка с буровой. MWD-система. Скважина № 146гр. Сарымо-Руссинского месторождения. Пласт ЮС2
ЮС2 в будущем будет иметь огромное значение для ОАО "Сургутнефтегаз".
Широкое распространение в ОАО "Сургутнефтегаз" в 2004 г. получило применение новейшей системы каротажа в процессе бурения - MWD, LWD-система, которая включает в себя инклинометрию, гамма-каротаж, электромагнитный каротаж -двухчастотный, двухзондовый. Благодаря LWD-системе в процессе бу-
рения можно оперативно получать информацию о литологическом строении пласта, характере насыщения, направлении и пространственном положении горизонтального ствола в процессе проводки (рис. 4, 5). Использование LWD-системы позволяет оптимизировать траекторию ствола, провести горизонтальный участок по нефтенасыщенной зоне пласта. Появилась возможность бурить гори-
зонтальные скважины на пласты с мощностью нефтенасыщенных толщин до двух метров. Силами Сургутского управления буровых работ № 1 (СУБР-1) в 2004 г. на Сарымо-Рус-скинском месторождении с помощью LWD-системы были пробурены три скважины в вертикальных коридорах от 2,5 до 1,5 м на пласт БС11. Пласт БС11 имеет нефтенасыщенные толщины в среднем от 1 до 3 м, обширную водонефтяную зону и характеризуется очень высокими ФЕС. Суммарный дебит нефти по этим скважинам составил 600 т/сут. (200 т/сут. в среднем на одну скважину).
Разработка и реализация всех новых технических решений в ОАО "Сургутнефтегаз" производится совместно с научно-исследовательским институтом СургутНИПИнефть. Для каждого месторождения и каждой залежи подбирается оптимальный способ повышения нефтеотдачи пластов, который позволяет достичь наиболее полного извлечения нефти.
Выводы
1. Основные перспективы увеличения добычи нефти в ОАО "Сургутнефтегаз" связаны с вовлечением в активную разработку трудноизвле-каемых запасов.
2. Современные методы повышения нефтеотдачи пластов, применяемые в ОАО "Сургутнефтегаз", показали свою высокую эффективность при разработке залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами.
3. С увеличением доли запасов углеводородов, относящихся к трудно-извлекаемым, необходимо постоянное усовершенствование технологий вскрытия и освоения горизонтальных скважин.
4. Перед внедрением каждого из методов повышения нефтеотдачи пластов необходима тщательно проработанная научная база.
Иванов С. И., Булатов А. И., Любимцев В. А., Яремийчук Р. С.
Анализ научных и практических решений заканчивания скважин: Книга 1. — М., 2004. — 334 с.: ил.
Рассмотрено взаимодействие технологий первичного и вторичного вскрытия пластов, а также последующего освоения скважин. Приведены сведения о горногеологических условиях зал
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.