USD 71.2298

+0.35

EUR 80.2689

-0.14

BRENT 43.27

0

AИ-92 43.26

+0.05

AИ-95 47.33

+0.05

AИ-98 52.88

+0.01

ДТ 47.8

+0.02

7 мин
22
0

Нефтяные копи Тимано-Печоры

Опыт и перспективы внедрения горизонтальных скважин с интеллектуальным заканчиванием для добычи высоковязкой нефти на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения

Усинское нефтяное месторождение приурочено к южной части Колвинского мегавала Тимано-печорской нефегазоносной провинции. Пермо-карбоновая залежь является крупнейшей по величине начальных геологических запасов и находится в промышленной эксплуатации с 1978 года.

Более, чем тридцатилетний период разработки залежи сопровождался проблемами по всем научно-технологическим и производственным направлениям сопутствующим освоению сырьевых ресурсов. Объективные трудности эксплуатации залежи вызваны сложностью геологического строения объекта, который представлен трехсотметровой толщей неоднородных по проницаемости карбонатов, насыщенных высоковязкой нефтью. Субъективные - отсутствием эффективных технологий разработки подобных залежей.

В целях увеличения нефтеизвлечения, прежде всего, из пластов с пониженной проницаемостью на залежи предлагается использовать горизонтальные добывающие скважины с интеллектуальным заканчиванием.

Развивающаяся в последнее время новая комплексная технология интеллектуальной разработки месторождений и залежей углеводородов включает следующие обязательные компоненты, образующие замкнутую цепь, а именно:

  • дистанционные датчики, установленные вдоль продуктивной части стволов добывающих или нагнетательных скважин и в режиме реального времени дающие достоверную информацию о давлении, температуре, дебитах жидкости и газа и других параметрах работы отдельных пластов и скважин в целом;

  • линии связи, обеспечивающие быструю передачу данных в память компьютеров для хранения, обработки и сопоставления с проектными показателями;

  • регулирующие устройства, на которые по линиям связи следуют управляющие команды о проведении в автоматическом режиме различных технологических мероприятий по оптимизации работы пластов и скважин, затем определяются новые показатели работы пластов и скважин, происходит оценка достигнутой эффективности, и так далее.

  • адекватная геолого-технологическая модель, при помощи которой воспроизводится вся реальная картина, происходящих на месторождениях и залежах процессов и осуществляется выбор наиболее рационального варианта дальнейшей разработки.

Современное представление о геологическом строении пермо-карбоновой залежи Усинского метсорождения может быть сформулировано следующим образом.

Литологические характеристики карбонатной толщи залежи не дают основания оперировать такими понятиями, как «ядерная часть», «предрифорвая», «зарифовая» и т.п., поскольку традиционно вкладываемый в них смысл не находит своего подтверждения фактическими данными. Скорее всего, на всей изученной площади залежи мы имеем дело с одной макрофациальной зоной.

В разрезе залежи присутствуют биогермные тела, которые не образуют единый рифовый массив, а имеют слоистую структуру, так как хорошо коррелируются между собой.

Помимо биогермных пластов-коллекторов в разрезе залежи также выделяются:

  • пласты-коллекторы поровые;

  • пласты-неколлекторы трещиноватые;

  • пласты-неколлекторы непроницаемые.

Также можно утверждать, что выявленные биогермные и поровые типы пластов-коллекторов не имеют постоянного местоположения как по разрезу, так и по площади, т.е. исключена возможность селективной разработки только одного типа коллекторов.

Преимущественно в сводовой части залежи при помощи детальной корреляции геологического разреза и анализа кривизны сейсмической поверхности кровли залежи было выявлено большое число зон активной вертикальной трещиноватости – линеаментов, которые обеспечивают гидродинамическую связанность всего резервуара и являются основными каналами вертикального обводнения залежи (рисунок 1).

Все эти особенности геологического строения были учтены при создании геологической модели пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.


Рисунок 1 Схема расположения выявленных разломов и линеаментов

В настоящее время технология интеллектуальной разработки в основном применяется на шельфовых месторождениях и залежах углеводородов. Однако использование этой технологии остро необходимо и на проблемных месторождениях и залежах высоковязких нефтей в карбонатных пластах, для которых характерны кинжальные прорывы закачиваемого теплоносителя по высокопроницаемым трещинно-кавернозным зонам и низкий охват дренированием запасов высоковязкой нефти, сконцентрированных в средне- и низкопродуктивных матричных коллекторах.

Именно поэтому на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, начиная с 2005 г., ведется бурение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в том числе и с интеллектуальным заканчиванием.

Сейчас на залежи пробурено и опробовано две таких скважины №№ 1 ГС и 2 ГС, в освоении находится еще одна скважина № 4 ГС, а также в ожидании установки интеллектуального оборудования - две скважины №№ 7 ГС и 8 ГС.

Всего планируется испытание нескольких технологий закачки пара в системе горизонтальных скважин.

Одна из которых - площадная закачка пара.

На рисунке 2 приведена схема опытного элемента по испытанию термической технологии, предусматривающей использование раздвинутых в объеме пласта параллельных горизонтальных скважин, нижняя из которых (№ 3 ГС) предназначена для закачки пара, а расположенные выше скважины (№№ 2 ГС и 4 ГС) - для добычи разогретой нефти.


Рисунок 2 Опытный элемент по испытанию технологии площадной закачки пара в нагнетательную скважину №3 ГС

Упомянутые добывающие скважины оборудованы системами интеллектуального заканчивания компании ROXAR, которое отвечает устремлениям к обеспечению максимальной эффективности работы вскрытых пластов путем регулирования депрессий в изолированных друг от друга при помощи пакеров секциях горизонтальных участков этих скважин (рисунок 2).

Нагнетательная скважина № 3 ГС оборудована оптоволоконным кабелем, обспечивающем контроль распределения температуры по стволу скважины при закачке теплоносителя.

Следует отметить, что первоначальные результаты закачки пара в скважину № 3 ГС, а именно термометрия, показали прорыв закачиваемого пара в "припяточной области скважины". Что хорошо бьется с результатами FMI исследований скважины №3 ГС и подтверждает наличие зон активной вертикальной трещиноватости на рассматриваемом участке залежи (рисунок 3).


Рисунок 3 Схема интеллектуального оборудования скважин №№2 ГС и 4 ГС


Рисунок 4 Сопоставление результатов FMI исследований скважины №3C и термометрии


Карта выделенных зон активной вертикальной трещиноватости (линеаметов)

Сверху показана карта выделенных зон активной вертикальной трещиноватости (линеаметов)

Горизонтальная скважина № 2 ГС пробурена в конце 2009 в северной зоне залежи в сводовой части структуры. По данным FMI скважиной в отложениях нижней перми и верхнего карбона вскрыто около 770 открытых субвертикальных трещин. Доминирующее направление ориентации трещин - 1500, что соответвует оси складки и основному направлению выявленных линеаментов. Интеллектуальное оборудование было спущено в мае 2012 года.

По результатам освоения скважины №2 ГС сделаны следующие выводы.

В скважине № 2 ГС наиболее продуктивные пласты вскрыты в секции № 4, на втором месте по продуктивности можно расположить пласты, вскрытые в секции № 3;

Тесты на приемистость показывают высокую потенциальную продуктивность вскрытых пластов в секциях №№ 1 и 2;

Эффективная совместная работа пластов всех четырех секций невозможна из-за различий в их продуктивности;

Прилагаемые в процессе индивидуального освоения каждой секции депрессии не могли инициировать фильтрацию малоподвижной высоковязкой нефти, поэтому заставить её двигаться одновременно с водой, прорвавшейся по высокопроницаемой части разреза, бесперспективно;

При совместной эксплуатации пластов всех секций для скважины будут характерны высокие дебиты воды при практическом отсутствии нефти.

Горизонтальная скважина №4 ГС вскрыла еще более трещиноватоые пласты. По данным FMI исследований скважиной в отложениях нижней перви и верхнего карбона вскрыто около 1200 открытых трещин, все они как и в скважине № 2 ГС субвертикальные.

Доминирующее направление ориетации трещин - 1500 .

Скважина № 4 ГС, также как и скважина № 2 ГС, располагается в высокопродуктивной и высокообводненной зоне залежи, в процессе освоения из всех секций получена в основном вода смешанной минирализации. Содержание нефти в добываемой продукции очень низкое, всего 3,0 %;

Продуктивная способность вскрытых во всех секциях пластов исключительно высокая. При этом продуктивный потенциал секции № 4 превышает все остальные. Удельная продуктивность пластов этой секции составляет 172,4 м3/(сут*МПа*м), в то время как удельная продуктивность коллекторов секции № 3 – 47,0 м3/(сут*МПа*м), а секций №№ 1 и 2 – 12,0 м3/(сут*МПа*м);

Самой разогретой секцией является секция № 2, где забойная температура достигает +35,5оС. Факт увеличения температуры на +14,5оС выше начальной только в этой секции позволяет утверждать, что закачиваемый теплоноситель продвигается не по всему фронту, параллельному нагнетательной скважине № 3 ГС, а имеет прямую связь со скважиной № 4 ГС на ограниченном интервале, скорее всего, связанном с зоной интенсивной трещиноватости.

Таким образом, по результам освоения всех этих скважин можно сделать следующие выводы.


В условиях залежи использование интеллектуального заканчивания в горизонтальных добывающих скважинах направлено на вовлечение в активную разработку матричной части ее разреза как на естественном режиме, так и при тепловом воздействии на пласт. Учитывая геологические особенности залежи, интеллектуальным заканчиванием должны быть оборудованы преимущественно горизонтальные добывающие скважины, расположенные в тектонически активных зонах.



Статья «Нефтяные копи Тимано-Печоры» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№12, 2012)

Авторы:
Читайте также
Система Orphus