Повышение экономической рентабельности разработки палеозойских коллекторов Томской области
На территории Томской области находится почти тридцать месторождений с запасами палеозоя. Наиболее привлекательные с точки зрения количества доказанных запасов нефти - Арчинское и Советское нефтегазоконденсатные месторождения (> 15 млн т). Также выделяют группу месторождений с доказанными запасами нефти более 1 млн т и группу - менее 1 млн т. [1]
Разрабатывать залежи палеозоя - задача не из разряда легких, потому что палеозойские углеводороды залегают на больших глубинах, по сравнению с меловыми и юрскими, а их коллекторы сложены карбонатными породами трещиноватого типа, что значительно осложняет процесс добычи углеводородного сырья из недр земли. На разрабатываемых участках отмечают высокую вероятность поглощений буровых растворов при бурении скважин, прорывы к забоям добывающих скважин газа, высокие темпы обводненности продукции и высокую аварийность скважинного оборудования [2]. В связи с этим, в данной работе была рассмотрена возможность применения технологии зарезки боковых стволов с аварийных, обводненных или нерентабельных скважин с целью оптимизации системы разработки и повышения коэффициента извлечения нефти эксплуатационного объекта М1 месторождения «Х».
Пласт-коллектор М1 относится к группе сложных для разработки объектов. Состоит из плотных и проницаемых пропластков различной толщины – от 0,4 до 4 метров, которые образованы мраморизованными и окварцованными породами известнякового типа. Пласт-коллектор М1 относится к верхней зоне палеозойских отложений, которые контактируют с тюменской свитой, точнее с ее песчано-глинистыми отложениями. Подстилается пласт толщей карбонатно-глинисто-эффузивных пород. Пласт М1 делится на залежи углеводородов блочного типа, изолированных и не сообщающихся друг с другом.
Содержание не найдено
Литература
1. Ступакова А.В., Соколов А.В., Соболева Е.В. Геологическое изучение и нефтегазоность палеозойских отложений Западной Сибири. / А. В. Ступакова, А. В. Соколов, Е. В. Соболева // Георесурсы. – 2015. – Т. 61. № 2. – С. 63-76.
2. Запивалов Н.П. Палеозойская нефть Западной Сибири – большие перспективы / Н. П. Запивалов // Институт геологии нефти и газа СО РАН. – Новосибирск – 2009. – С. 30-39.
3. Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах: уч. пособ. / В. М. Шенбергер, Г. П. Зозуля, М. Г. Гейхман, И. С. Матиешин. - Тюмень: Изд-во «ЦентрЛитНефтеГаз»,
С учетом дорогостоящего эксплуатационного бурения новых скважин и невозможности вывести из бездействия по техническим причинам аварийные скважины, зарезка боковых стволов (ЗБС) в сложившихся условиях разработки является решением сразу нескольких проблем объекта разработки М1.
Рис.1 Распределение неработающего фонда скважин нефтяного объекта М1
Накопленная история добычи нефтяного объекта М1 имеет положительную характеристику проводимых зарезок боковых стволов. После обнаружения невозможности устранения аварии на забое скважины № 501Р, в 2010 г. была выполнена операция зарезки бокового ствола, после ЗБС введена в добычу с дебитом нефти 126 т/сут и обводненностью 26 %. Накопленная добыча нефти бокового ствола скважины № 501Р на 01.01.2018 г составила 25 тыс. т. В 2016 году проведена операция ЗБС в скважине № 35 на объект