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.
