Особенности проведения сложных промыслово-геофизических исследований по контролю разработки месторождений в осложненных условиях Восточной Сибири

UDK: 622.276.1/.4
DOI: 10.24887/0028-2448-2020-11-56-61
Ключевые слова: многозабойные горизонтальные скважины (МЗГС), промыслово-геофизические исследования (ПГИ), тонкие нефтяные оторочки, подгазовые зоны
Авт.: В.А. Гринченко (ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»), к.т.н., Р.Р. Валеев (ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»), М.М. Абдуллин (ПАО «НК «Роснефть»), И.В. Щекотов (ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»), А.В. Копылов (ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»), А.В. Священко (ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»), С.А. Ященко (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), А.В. Кобяшев (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), А.И. Комягин (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), А.В. Мандругин (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), В.Ф. Истишева (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»)

В статье рассмотрены развитие процесса контроля эксплуатации и исследования скважин Среднеботуобинского месторождения компании ПАО «НК «Роснефть». Приведены результаты промыслово-геофизических исследований (ПГИ), проведенных при опытно-промышленной эксплуатации многозабойных скважин, и применения автономных устройств контроля притока. Основная часть запасов основного продуктивного пласта Бт (75 %) приурочена к подгазовой зоне и представляет собой тонкую нефтяную оторочку толщиной 10 м. Традиционным подходом при разработке контактных запасов является применение горизонтальных скважин (ГС) с контролем депрессии на пласт. Согласно стратегии ПАО «НК «Роснефть» доля высокопродуктивных ГС должна составлять не менее 40 % общего фонда скважин. Внедрение ГС в качестве базовой проектной технологии позволило значительно повысить эффективность разработки месторождения. Коэффициент продуктивности при запуске ГС (проектная длина горизонтальной части ствола – 1250 м) составил в среднем 100 м3/(сут×МПа). Дальнейшее совершенствование разработки газонефтеводяной зоны было связано с применением многозабойных скважин (общая длина основного горизонтального ствола в интервале продуктивного пласта 1250 м и семь боковых стволов по 500 м). Это позволило увеличить среднюю начальную продуктивность скважин до 500 м3/(сут×МПа). Применение скважин сложной конструкции потребовало использования высокоточной системы контроля, в первую очередь скважины были оборудованы датчиками постоянного замера давления, которые позволили на количественном уровне оценить продуктивность скважин и обеспечить мониторинг энергетического состояния залежи. ПГИ с использованием скважинного трактора и гибких НКТ, освоение с применением Y-tool технологии позволили полностью охватить исследованием интервал обсаженного основного ствола, выявить рабочие интервалы ГС, оценить на качественном уровне эффективность работы боковых стволов и автономных устройств контроля притока. Применение ПГИ для контроля притока по длине ГС позволило подтвердить эффективность работы многозабойных скважин. Получена зависимость продуктивности от эффективной длины горизонтального участка. На осонове результатов опытно-промышленных работ рекомендовано тиражирование рассмотренной технологии.

Список литературы

1. Обоснование концепции разработки крупного сложнопостроенного месторождения Восточной Сибири на основе гидродинамического моделирования / А.Н. Леванов, В.Ю. Белянский, И.А. Волков, Д.А. Анурьев //

SPE-176636-RU. – 2015.

2. Разработка сложнопостроенных залежей с подгазовой зоной и подстилающей водой на примере Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения / Е.Н. Иванов, Д.В. Акинин, Р.Р. Валеев [и др.] //

SPE-182055-RU. – 2016.

3. Эволюция подходов к разработке нефтяных оторочек терригенных коллекторов месторождений Восточной Сибири / А. Леванов, А. Кобяшев, А. Чупров  [и др.] // SPE-187772-RU. – 2017.

4. Конторович А.А. Подсчет запасов нефти, газа и конденсата Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения в пределах Центрального блока и Курунгского лицензионного участка. – Красноярск: ООО «Геология Восточной Сибири», 2012.

5. Лукьянцева ЕА., Опарин И.А., Кобяшев А.В. Определение методов выявления слоя высоковязких нефтей на примере Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения // Тезисы доклада на Конференции «Геобайкал». – 2018.

6. Прокопьева Е.П., Кобяшев А.В., Валеев Р.Р. Опыт проведения и интерпретации промыслово-геофизических исследований горизонтальных скважин Среднеботуобинского месторождения // Каротажник. – 2017. – № 8 (278). – С. 19–21.

7. Эффективность бурения и заканчивания наклонно-направленных нефтедобывающих скважин в Восточной Сибири через эволюцию горизонтального участка – от одиночных стволов к конструкции «березовый лист» в связи с детализацией геологического строения залежей УВ / В.А. Гринченко, Д.З. Махмутов, В.Ю. Близнюков  [и др.] //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2020. – № 5 (329). – С. 8–15.


Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.