В данной статье рассматриваются рекомендации по оптимизации выработки запасов технологией с применением волокнисто-дисперсной системы (ВДС) и бурением бокового горизонтального ствола на примере одного из месторождений Западной Сибири.
Ключевые слова: Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция, Томская область, волокнисто-дисперсная система, боковой горизонтальный ствол, нефтенасыщенность, проницаемость.
Вследствие неоднородности пластов, происходит неравномерная выработка запасов. Целесообразным становится применение различных методов повышения нефтеотдачи. Это может достигаться как за счет выравнивания неоднородности продуктивного пласта, перераспределения фильтрационных потоков и тем самым регулированием охвата пласта воздействием, так и вовлечением в активную разработку недренируемых участков.
Необходимость применения таких методов коснулась и рассматриваемого месторождения.
Месторождение в административном отношении расположено в пределах Каргасокского района Томской области. Оно открыто в 1984г., введено в эксплуатацию в 1985г., по величине извлекаемых запасов нефти относится к мелким. Промышленная нефтеносность на месторождении связана с отложениями васюганской свиты (пласты Ю11–2, Ю1м).
Пласт Ю11–2 представлен песчаниками, размеры ее в пределах контура нефтеносности составляют 10,1 х 9,5 км, высота залежи — 37,4 м.
Залежь нефти пласта Ю11–2 пластово-сводового типа приурочена к Западно-Поньжевой (к Южному поднятию Западно-Поньжевой структуры приурочена северная часть залежи пласта Ю11–2) и Резервной (Южный купол пласта) локальным структурам и контролируется зоной отсутствия коллекторов на севере и северо-востоке, а на западе, юге и востоке контуром ВНК.
Пласт залегает на глубине 2826,4–3376,2 м (а.о. «-2691,7–2736,2 м»). Общие толщины пласта по скважинам достаточно выдержаны и в среднем составляют 12,8 м, при этом максимальная толщина равна 18,2 м и зафиксирована в скв. № 11R, а минимальная составляет 8,5 м (скв. № 405). Минимальные толщины получили развитие в основном в купольной части (центральный купол), а максимальные наблюдаются в восточном направлении (восточный купол).
При проектировании коэффициенты пористости, нефтенасыщенности приняты по ГИС (нефтенасыщенность пласта Ю11–2 изменяется от 40.4 % до 72.8 %, в среднем составляя 57.2 %. Наибольшей нефтенасыщенностью (около 70 %) характеризуется район скважин 30, 37 и 3Р (Южный купол) и скважины 401). Данные зоны характеризуются пониженной проницаемостью, в то время как центральная высокопроницаемая часть (район скважин 301ST1 и 311) находится в зоне нефтенасыщенности около 40 %); проницаемость — по ГДИ (коэффициент проницаемости в целом по пласту Ю11–2 изменяется в диапазоне 0,18*10–3 мкм2 до 17,2*10–3 мкм2, в среднем составляя 9,12*10–3 мкм2).
Пласт. Ю1м представлен песчаниками и залегает на глубине 2842,5–3394,5м (а.о. «-2706,8–2754,3 м») в межугольной толще и приурочен к отложениям васюганской свиты. От вышезалегающего пласта Ю11–2 отделен углисто-глинистым пропластком толщиной от 1 м до 4 м.
В пределах пласта Ю1м выделяются три залежи: «Основная», «Западная» и «Северная».
Основная залежь пластово-сводового типа пласта Ю1м приурочена к центральному куполу Резервного поднятия и контролируется зоной отсутствия коллекторов на востоке (район скв. № 6P), а на севере, западе, северо-востоке, юго-востоке и юге контуром ВНК. Размеры ее в пределах контура нефтеносности составляют 4,6 х 3,0 км, высота залежи — 28,1 м.
Западная залежь пластово-сводового типа, литологически экранированная в восточной ее части. Размеры ее в пределах контура нефтеносности составляют 1,1 х 1,0 км, высота залежи — 7,9 м.
Северная залежь пластово-сводового типа, литологически экранированная в северной, восточной и северо-западной ее части (район скв. № № 9R, 4P, 401) и центре залежи (район скв. № 301ST1). Размеры ее в пределах контура нефтеносности составляют 3,4 х 2,0 км, высота залежи — 22,3 м.
При проектировании коэффициенты пористости и нефтенасыщенности пласта Ю1м приняты по данным ГИС (нефтенасыщенность варьирует от 32 % (скв.32) до 78,9 % (скв.405), в среднем составляя 52,4 %); проницаемости — по ГДИ (по пласту Ю1м в среднем составляет 2*10–3 мкм2 варьируя в пределах от 0,8*10–3 мкм2 до 3,3*10–3 мкм2).
Выделение эксплуатационного объекта по данному месторождению выполнялось по следующим факторам: перекрытие в плане залежи; близость геолого-физических характеристик. Следовательно, платы Ю11–2 и Ю1м объединены в один эксплуатационный объект Ю1.
Рис. 1. Структурные карты по кровле коллектора пласта Ю11–2 и Ю1м
После анализа массива карт (остаточных нефтенасыщенных толщин, подвижных запасов на начало разработки и текущий период, накопленных отборов, изобар и т. д.) и исходных данных по разработке и геологии, были предложены следующие действия по оптимизации выработки запасов (рисунок 3):
- Применить потокоотклоняющие технологии типа волокнисто-дисперсной системы (ВДС) в нагнетательной скважине № 36, чтобы блокировать прорыв нагнетаемой воды из скважины в промытые зоны близ скважин № 37 и № 42 и перераспределить фильтрационные потоки с подключением в активную разработку низкопроницаемых участков возле скважин № 21 и № 35.
Технология заключается в последовательно-чередующейся закачке в пласт через нагнетательные скважины водных суспензий древесной муки и глины или только древесной муки. За счет сил физического взаимодействия между дисперсными частицами возникает структурированная система, способная заметно повышать фильтрационное сопротивление высокопроницаемых зон пласта. Это приводит к перераспределению сложившихся нерациональных фильтрационных потоков с подключением в активную разработку слабодренируемых низкопроницаемых пропластков. В результате увеличивается степень охвата пласта воздействием, способствуя тем самым приросту извлекаемых запасов нефти из залежи.
Критерии применения ВДС:
‒ Объект воздействия должен находиться в стадии снижения добычи нефти (третья или четвертая стадия разработки). Технология может быть применена на объектах, находящихся в более ранних стадиях разработки, в случаях, когда обводнение добываемой продукции происходит за счет резкого прорыва закачиваемой воды по отдельным монолитным высокопроницаемым пропласткам.
‒ Благоприятным для использования технологии являются скважины, эксплуатирующие пласты, имеющие в перфорированном продуктивном интервале прослои проницаемостью 200 мд и более.
‒ Обводненность добываемой продукции по участкам воздействия должна быть не менее 70 %, в данном случае в среднем по участку она составляет порядка 78 %.
‒ Выбранная под закачку нагнетательная скважина должна иметь удельную приемистость не менее 40–50 м3/сут [1], чему соответствует скважина № 36.
- Пробурить новую нагнетательную скважину № 99 и, при необходимости, применить технологию ВДС для блокировки высокопроницаемых зон возле скважин № 25 и № 34.
Пробурить боковой горизонтальный ствол из законсервированной обводненной скважины № 1. Среднемесячный дебит этой скважины за период 2003–2004 гг. изменялся в пределах 3–12 т/сут. После проведения ГРП и замены насоса на ЭЦН в 2005 г. средний дебит нефти (за май 2005 г.) вырос до 63 т/сут. В 2007 г. скважина работала с дебитом нефти 20–24 т/сут и обводненностью 7–24 %. В декабре 2007 г. произошло резкое обводнение продукции (до 99 %), по причине близкого расположения к ВНК, вследствие чего скважина была остановлена. Накопленная добыча нефти по скважине 1р на 1.01.2017 г. составила 82 тыс.т. Дополнительная добыча нефти за счет ГТМ составила 23 тыс.т или 28 % от общей.
При выборе скважины для зарезки БГС, мы руководствовались следующими критериями:
‒ текущая нефтенасыщенность на дату бурения должна быть не менее 46.2 %, в данном случае она составляет 61.1 %.
‒ нефтенасыщенная толщина пласта не менее 4 м. [2]
‒ вывод скважины из бездействия с последующей довыработкой слабоохваченного вытеснением участка.
Скважина расположена в пределах антиклинальной структуры с невырабатываемыми запасами вблизи внутреннего ВНК. Проницаемость данной зоны порядка 4 мД. Нефтенасыщенная толщина 11 м. До консервации средний дебит 22 т/сут. Следует установить цементный мост выше 2834 м (-2708,1 м по абсолютной отметке) для изоляции обводненного участка, и зарезка БГС в юго-западном направлении.
Рис. 2. Схематическое изображение траектории БГС на геологическом профиле
Рис. 3. Карта остаточных нефтенасыщенных толщин объекта Ю1
Литература:
- РД 153- «Инструкция по технологии повышения нефтеотдачи высокообводненных неоднородных пластов с применением волокнисто-дисперсной системы (ВДС)».
- РД 5753490–030–2001 Технологический регламент на бурение наклонно-направленных и горизонтальных боковых стволов скважин. Тюмень, 2001.
