Проблемы разработки Ломового месторождения

Авт.: Мангазеев В.П. (ЗАО «ЮКОС ЭП»), Степанова Г.С. (ОАО «ВНИИнефть»), Фомин А.И. (ОАО «Томскнефть »ВНК»), Гончаров И.В., Глазков О.В., Зинченко А.Ю., Зинченко Ю.К., Костомаров М.П., Панков В.Н., Федоров Б.А. (ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК»)

Ломовое месторождение отличает от других месторождений Томской области сочетание ряда факторов: высокая неоднородность и низкие фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов, начальное состояние залежи, близкое к равновесному, изменение газового фактора по месторождению в широком диапазоне (от 50 до 315 м3/т), что существенно осложнило его разработку (прежде всего, работу насосного оборудования). В работе проведен хроматомасс-спектрометрический анализ образцов нефти, который показал, что северо-восточная часть месторождения содержит нефти, генерированные тогурской свитой (с высоким газосодержанием), а юго-западная часть содержит нефти, генерированные баженовской свитой (с низким газосодержанием). На основе полной геохимической модели создана концепция разработки, включающая разобщение пластов, применение механизированных способов добычи нефти, в том числе нетрадиционных, на основе индивидуального подхода к каждой скважине, учитывающего зональное распределение газового фактора, а также закачка в продуктивные пласты пенообразующих нефтеводорастворимых полимеров.

Поскольку применение технологии закачки пенообразующего реагента на Ломовом месторождении осложняется низкой проницаемостью коллектора, а высокие пластовые температуры на уровне 90- 105 оС обуславливают значительные трудности с подбором таких реагентов, то в качестве альтернативы пенообразующим системам предлагается бурение боковых горизонтальных стволов в районе предполагаемых газовых шапок с соответствующим снижением пластового давления ниже начального.



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