Основным объектом разработки Тарасовского месторождения является нефтегазовая залежь пласта ПК2. Ее нефтяная часть представляется собой относительно тонкий, протяженный по площади слой высоковязкой (до 100 Мпа*с) нефти, толщиной до 20м, повсеместно подстилающийся подошвенной водой и перекрытый газовой шапкой, толщиной до 40м.
ОАО «Транснефть» приступила к испытанию двух скважин по добыче высоковязкой нефти пласта ПК2 Тарасовского месторождения. Компания проводит опытную эксплуатацию горизонтальных скважин, построенных с применением лучших практик в области контроля притока и борьбы с выносом механических примесей. Средний запускной дебит скважин составляет 75т/сут, потенциал добычи нефти оценивается в более 100 т/сут на скважину. При испытании скважин компании планируют провести комплекс исследований, включающий в себя гидродинамические и трассерные исследования. Кроме того, будут осуществлены лабораторные испытания поверхностных проб нефти. Полученные данные будут использованы для актуализации геологического строения залежи пласта ПК2 и дальнейшего формирования стратегии полномасштабной разработки Тарасовского.
Тарасовское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Ямало-Ненецкого автономного округа. Основной объект разработки- пласта ПК2 с геологическими запасами более 700 млн тонн нефти и 120 млрд м3 газа по категориям АВС1+С2 характеризуется сложным геологическим строением, ассоциируемым с нефтяной оторочкой высоковязкой нефти и наличием обширной газовой шапки.
Опытный (пилотный) участок расположен в приделах юго-восточной части южного крыла нефтегазовой залежи ПК2. Состоит из 3-х кустовых 9-точечных скважинных элементов с расстояниями между забоями скважин примерно 250 м. В участок входят три вертикальных — нагнетательных скважины, 21 добывающая — наклонно — направленная скважина и 1 контрольная. Кроме того, запроектировано бурение 3-х горизонтальных скважин. в том числе одной нагнетательной и двух добывающих.
В значительной степени выбор местоположения участка опытных работ определился исходя из наличия промысловых коммуникаций (дорога, ЛЭП, нефтепровод), а также с учетом весьма сложной орогидрографии района работ (наличие плотной сети озер, речек и ручьев).
Основными целевыми задачами проведения опытно-промышленных работ явились:
– отработка техники и технологии освоения скважин и подъема высоковязкой нефти в условиях эксплуатации пласта ПК1 на естественном режиме вытеснения;
– осуществление комплекса лабораторных и промысловых исследований с целью изучения характера фильтрации и режимов вытеснения, условий образования конусов подошвенной воды и газа, их экранирования, пескопроявлений и методов их предотвращения. А также борьбы с другими возможными осложнениями;
– отработка параметров технологии и технических средств паротеплового воздействия на стадии ПТОС;
– отработка технологий теплового воздействия в условиях стационарного режима вытеснения.
Результаты исследования образцов керна, отработанного из вертикальной скважины 938, а также данные ГИС про пробуренным по ОПУ скважинам показатели, что по сравнению с ранее имевшимися представлениями (на стадии разведки и подсчета запасов нефти и газа), пласта ПК2, имеет весьма сложную геолог петрофизическую характеристику.
Установлено и это характерно для большинства разрезов скважин, что породы пласта ПК2 имеют не фиксируемую методам ГИС, сильно развитую слоистую микро неоднородность. Она выражена, в основном, в частом чередовании миллиметровых и сантиметровых (от единиц до десятков сантиметров) прослоев и слойков песка и глин, составивших в целом весьма рыхлую толщину, представленную преимущественно алевритами и алевролитами (44 %), мелкозернистыми песчаниками (37 %) и глинами (18 %).
При этом предварительное изучение шлифов по керну из продуктивной части пласта позволяет сделать вывод о значительном участии самой вязкой пластовой нефти в качестве пород связывающего материала.
Более того, как показала обработка геолого-геофизических данных, помимо резкой литологической изменчивости пород, по-видимому, повсеместно развитой в пределах всего южного крыла месторождения, скважины 2-го и, частично, 3-го кустов вскрыли пласт ПК2 в условиях сокращенных эффективных нефтенасыщенных толщин (менее 7,0 м) — предельных (6м) с точки зрения реализации процессов теплового воздействия.
Все это создало серьезные проблемы, связанные с перетоками газа и подошвенной воды по заколонному пространству, освоением скважин, выносом породы, отсутствием безводных притоков и т. д.
Из-за предельно низких нефтенасыщенных толщин на площади 2 куста и осложнений, связанных либо с закалёнными поступлениями воды или газа, либо с некачественной перфорацией, не удалось во всех скважинах обеспечить вызов протока безводной нефти в условиях естественного режима вытеснения, создать и внедрить эффективные пескозащитные технологии и технические средства, предотвращающие вынос породы из призабойной зоны пласта.
И это несмотря на крайне малые интервалы перфорации (1,5–3,0 м), заданные для большинства скважин. В этой связи необходимо отметить, что на сегодня неясным остается вопрос об изолирующих (или проводящих) свойствах прослоев и пропластков толщиной 0,8–3,0 м, условно выделяемых по данным ГИС в качестве «плотных».
Исследовать литологию и изолирующие характеристики, а также пространственные распространение таких прослоев по керновому материалу пока не удалось, поскольку разрез скважины пробуренной со сплошным отбором образцов, плотных прослоев не содержит.
Поэтому, выделение по данным ГИС в разрезах отдельных скважин «плотных» прослоев на границах нефтяного слоя с ГНК и ВНК продолжает оставаться условным.
В процессе освоения и опытной эксплуатации скважин в шести из них получены притоки нефти с дебитом жидкости:
– 3- 4 
/сут, содержание воды до 10–90 %;
– 7–17
/сут, содержание воды до 30–50 %;
– до 90 /сут, содержание воды до 1 %;
– 3–4 /сут, содержание воды от 0 % до 6 %.
Практически все скважины куста № 2 осваивались по нескольку раз, в основном из-за необходимости проведения в них ремонтно-изолирующих работ. Из 13 прошедших стадию освоения 8 скважин имеют заколонные перетоки, что является главной проблемой в закачивании скважин.
Освоение и краткосрочная эксплуатация сопровождались частными остановками по технологическим, техническим и организационным причинам (изменение параметров откачки, нарушение герметичности обвязки, переполнение сборной емкости).
Даже краткосрочные простаивание скважин (более 5–6 часов) приводит к прекращению подачи, заклиниванию насосов и необходимости проведения восстановительных ремонтов.
Прокачки скважин с целью восстановления подачи обычно не давали положительных результатов.
Каждый ремонт сопровождался глушением скважин большими объемами водного раствора КС1, что приводило к необходимости длительного отбора закаченной воды и снижению фильтрационных свойств призабойной зоны.
К таким же результатам приводили промывки скважин, иногда при открытом интервале перфорации, в результате чего пласт излишне насыщался водой. Глушение скважин жидкостями на углеводородной основе не осуществлялось.
Накопленный опыт освоения и эксплуатации скважин пилотного участка подтвердил обоснованное в технологической схеме ОПР пласта ПК2 Тарасовского месторождения положение о невозможности эффективной разработки залежи на естественном режиме вытеснения.
Литература:
- Байбаков Н. К., Гарушев А. Р., Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 2008. — 343 с.
- Билалова Г. А., Билалова Г. М., Применение новых технологий в добыче нефти. Учебное пособие. Волгоград: Издательский Дом Ин-Фолио, 2012. — 272 с.
- Николин И. В., Методы разработки тяжелых нетей, 2013. — 135 с.
- Ипатов А. И., Кременецкий М. И. Геофизический и гидродинамический контроль за разработкой месторождений углеводородов. — М.: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика»; Институт компьютерных исследований, 2006. — 780 с.
- Кудинов В. И. Основы нефтегазопромыслового дела. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Удмурский госуниверситет, 2008. — 720 с.
- Уолш М., Лейк Л. Первичные методы разработки месторождений углеводородов. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. — 672 с.
