АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ ПРИЧИН БЫСТРОГО ОБВОДНЕНИЯ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН ПЛАСТА ПК1-2 ПАО «ВАРЬЕГАННЕФТЕГАЗ»

В настоящее время большинство нефтегазовых месторождений Западной Сибири находятся на поздней стадии разработки и характеризуются высокой обводненностью продукции (более 80%), низкой текущей нефтеотдачей (менее 25%), наличием большого фонда простаивающих скважин. Трассерные исследования, постоянно проводимые на разрабатываемых объектах, показывают, что между нагнетательными и добывающими скважинами со временем образуются высокопроводимые каналы фильтрации.

Помимо этого, месторождения включают в себя небольшие, но значительные флюидосышенные участки не охваченные существующей системой поддержания пластового давления. Для эффективной разработки таких участков бурят наклонно-направленные или горизонтальные скважины. Довольно часто эти участки прорезаются под углом, и при вторичном вскрытии проперфорированная площадь оказывается слишком большой и неравномерной, либо снаряды образуют большие каналы, которые в скором времени приводят к водопроявлению.

Ежегодно нефтегазовая промышленность развивается и запасы, которые раньше невозможно было разрабатывать из-за отсутствия технологий, сейчас широко разрабатываются. Например, к таким перспективным запасам относятся оторочки высоковязкой нефти пласта ПК_1-2 Ван-Еганского месторождения (рис 1). Однако, на данный момент Компания – недропользователь сталкивается некоторыми проблемами, связанными с некачественным вскрытием пластов и стремительным их обводнением.

Рисунок 1. Пласт ПК_1-2 Ван-Еганского месторождения в геологическом разрезе

Нефть пласта ПК_1-2 является высоковязкой (среднепластовое значение вязкости – 377 мПа×с.), составляет около 70% начальных геологических запасов Ван-Еганского месторождения. На данный момент объект находится на начальной стадии разработки и эксплуатируется на естественном режиме, накопленная добыча составляет 548 тыс.т по жидкости и 16,7 тыс.т нефти, что обеспечивает КИН (коэффициент извлекаемости нефти) 0,001 д.ед. Сам пласт имеет площадь 31×8,5км, залежь массивная водоплавающая, газонефтяная с небольшими глинистыми разделами на контактах газ-нефть(около 3% общей площади), среднее пластовое давление 9,7 МПа, средняя мощность: общая – 98,2м, нефтенасыщенная – 8,6м, газонасыщенная – 20,5м.

Для более детального изучения вариантов разработки объекта, были проведены несколько опытно-промышленных испытаний. Планировалось изучить возможность бурения скважин с длинным горизонтальным участком, использование вытесняющего агента с различными температурами, опробовать разработку в естественном режиме и с барьерным заводнением в районе ГНК.

Для достижения поставленных целей ОПИ было выбрано 3 куста, каждый из них предназначался для тестирования той или иной задачи.

Куст 3Б. Пробурили 2 горизонтальные добывающие скважины с расстоянием между стволами 100 м (рис.2): №2010 (входной дебит нефти 15т/сут), №2021 (входной дебит: нефти – 75т/сут, жидкости - 111т/сут). Скважина №2021 через 2 месяца была остановлена, в связи с прорывом воды и обводнением с 30% до 99%.

Рисунок 2. Схемы проводки скважин №2010, №2021

Было выявлено, что траектория скважины №2021 прошла 5-6 м ниже плановой, в связи с этим расстояние до ВНК составляло 1,6 м. ОПИ пришлось остановить и нагнетательные скважины не были пробурены.

Куст 34. В рамках ОПИ планировалось испытать технологию вытеснения нефти паром. Пробурили 3 скважины с расстоянием между стволами 150 м: №30(входной дебит 15т/сут, обводненность 2%), №31 (входной дебит 81т/сут, обводненность 10%), №32 (входной дебит 30т/сут, обводненность 2%). Скважина №32 остановлена спустя пол года после запуска, две другие проработали по году. Причиной остановки всех трех скважин было снижение продуктивности в связи с прорывом газа. Было выявлено, что скважины не имеют длительного безгазового периода, ввиду чего опытно-промышленные испытания были приостановлены.

Куст 71. Для данного куста характерны относительно малые нефтенасыщенные толщины. Планировалось оценить продуктивность добывающих (2 скв.) и приемистость нагнетательных (3 скв.), расстояние между стволами 400 м. По пробуренной скважине №50 сразу же был получен прорыв воды (входной дебит нефти 1,3 т/сут, обводненность 97%). Скважина №51 не была запущенна, причиной был прорыв газа.

По результатом проведенных ОПИ получены следующие рекомендации и результаты:

• Фактическая траектория проходки не совпадала с проектной. Горизонтальный ствол должен проходить на безопасном расстоянии от ГНК и ВНК.
• Профиль – параллельно контактам. Рекомендуемая отметка 897 метров.
• Из-за наличия сыпучих пород не применять разбухающие пакера, использовать гравийный фильтр. Цементировать вплоть до башмака колонны.
• Неправильно подобранная технология вторичного вскрытия. Подбор оптимального варианта вскрытия пласта.

Из всех пробуренных скважин фактически соответствует рекомендациям только скважина №2010, возможно, поэтому она и проработала длительное время.

С целью выявления дальнейшей стратегии разработки в 2020 году было решено провести опытно-промышленные работы на данных участках (рис.3). ОПИ планировались с применением новых технологий вторичного вскрытия.

Рисунок 3. Участки опытно-промышленных работ

Список литературы:

1. Овчинников В.П., Вяхирев В.И., Бастриков С.Н., Киреев А.М., Овчинников П.В., Рожкова О.В., Салтыков В.В., «Современные технические средства для строительства скважин с различными геологическими условиями», ТИУ, Тюмень, 2020 г.
2. Овчинников В.П., Герасимов Д.С., Агзамов Ф.А., Овчинников П.В., Салтыков В.В., Рожкова О.В., «Влияние зенитного угла оси скважины на возможные проявления пластовых вод», Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2018. № 2. С. 54-59.
3. Аксенова Н.А., Овчинников В.П., Анашкина А.Е., «Технология и технические средства заканчивания скважин с неустойчивыми коллекторами»,
4. Овчинников В.П., Леонтьев Д.С., Пасынков А.Г., Александров В.М., Пономарев А.А., Клещенко И.И., «Способ разработки залежи с высоковязкой нефтью», патент на изобретение RU 2669950 C1, 17.10.2018. Заявка № 2017146950 от 28.12.2017.
5. Амиров А.Д., Овнатанов С.Д., Яшин А.С. «Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин». М.: Недра, 1975. - 344 с.
6. Будников В.Ф., Макаренко П.П., Юрьев В.А., «Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах». М.: Недра, 1997. 226 с.
7. Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С., Юсупов И.Г., «Состояние и перспективы повышения эффективности вторичного вскрытия пластов на месторождениях Татарстана», Нефтяное хозяйство. 2009. № 7. С. 16 - 19.
8. Близнюков В.Ю., Повалихин А.С. «Технологические схемы бурения систем горизонтальных стволов в пласте высоковязкой нефти», Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2011. № 10. С. 10 - 15.