Актуальной проблемой для истощенных месторождений является повышение эффективности их разработки. О том, какие подходы и технологии внедряются для разработки месторождений с высоковязкой нефтью и какие результаты получила компания от бурения горизонтальных скважин, в интервью с заместителем председателя Правления по геологии и разработке АО «Эмбамунайгаз» Кайратом АДИЛБЕКОВЫМ.
- Добрый день, Кайрат Адилбекович! В первую очередь, хотелось бы поздравить Вас с профессиональным праздником – Днем геолога и пожелать в это непростое время крепкого здоровья, достижения поставленных целей и конечно открытия новых месторождений! Расскажите нашим читателям, какие методы и технологии применяет компания для повышения эффективности разработки месторождений с высоковязкой нефтью?
Благодарю за поздравление. От лица компании также поздравляю всех коллег – геологов с профессиональным праздником и желаю отличного здоровья и всего наилучшего в работе и в личной жизни.
А теперь перейду к вашему вопросу. Как хорошо известно профессиональной аудитории Вашего журнала, на месторождениях, разрабатываемых на поздней стадии, как правило в первую очередь истощаются «легкие» запасы, сосредоточенные в высоко проницаемых пластах, характеризующиеся относительно низкой вязкостью нефти и разрабатываемые на упруговодонапорном режиме. В этих условиях, особую актуальность приобретают методы увеличения нефтеотдачи, применение которых способствует увеличению коэффициента извлечения нефти на фоне применения вторичных методов нефтеотдачи. Одной из таких технологий является – полимерное заводнение.
Полимерное заводнение относится к химическому методу воздействия на пласт. При закачке в пласт полимерный раствор обычно движется по высокопроницаемым слоям коллектора из-за возникающего наименьшего сопротивления в них при фильтрации и создает комбинацию двух эффектов – повышения вязкости вытесняющего агента и снижения проводимости пористой среды за счет уменьшения динамической неоднородности потоков жидкости и, как следствие, повышения охвата пластов заводнением. Основная специфика фильтрации полимерного раствора состоит не только в повышении вязкости воды, но и в снижении ее подвижности.
Проект (ОПИ) полимерного заводнения на участке В.Молдабек месторождения Кенбай стартовал с августа 2019 года на горизонт М-II, нефти которого являются тяжелыми и характеризуются высокой вязкостью. Разработка таких залежей заводнением обычной водой не дает положительных результатов и по опыту демонстрирует «агрессивное» обводнение продукции скважины.
Проделана большая аналитическая работа и лабораторные исследования по подбору скважин для закачки и оптимальной концентрации полимерной смеси. Подобран пилотный участок с 2 нагнетательными и 15 реагирующими скважинами. Площадь участка – 542,5 тыс.м2., глубина – 165 м., плотность и вязкость нефти в пластовых условиях – 0,893 г/см³ и 217 сП соответственно, температура – 25 оС, проницаемость 502 мД.
Также в 2021 году ТОО «КМГ Инжиниринг» по заказу нашей компании разработал Программу разработки высоковязкой нефти участка Молдабек Восточный месторождений Кенбай, в которой предложил ряд технологий, помимо полимерного заводнения. Среди них закачка горячей воды, бурение горизонтальных скважин, эксплуатация скважин с высоким выносом песка, технология ОРЭ (одновременно-раздельная эксплуатация). ОПИ по технологии ОРЭ планируем начать в текущем году.
- Несколько лет назад АО «Эмбамунайгаз» сделала ставку на бурение горизонтальных скважин. Каких результатов сегодня добилась компания в этом направлении?
Перед началом внедрения технологии бурения горизонтальных скважин, мы ставили целью прежде всего повышение добычи и выработки запасов углеводородов за счет значительного увеличения вскрытия эффективной нефтенасыщенной толщины, что в свою очередь приводит к приросту коэффициента проводимости и площади дренирования залежи.
Согласно результатам гидродинамических исследований, на скважине №111 месторождения Уаз Восточный методом установившихся отборов, средний коэффициент продуктивности скважины по нефти составил 72,5 (м³/сут)/атм. При этом коэффициент продуктивности вертикальной скважины, работающей на том же пласте Ю-III, составил 9 (м³/сут)/атм. Соответственно, продуктивность горизонтальной скважины в 8 раз выше вертикальных скважин.
В 2020 году была пробурена горизонтальная скважина №78 на месторождении Гран, длина горизонтального участка, составила - 941м. Также в 2020 году была пробурена скважина Н-1 на месторождении ЮЗК. Скважина заложена на неглубокозалегающий пласт Альб-1, глубиной около 230м., характеризующийся высоковязкой нефтью.
В текущем году, траектории некоторых скважин усложнились. Они спроектированы так чтобы в тех горизонтах, которые имеют два нефтяных пропластка, расположить горизонтальный ствол таким образом, чтобы он проходил сначала в одном пропластке, а после выходил в другой, что позволит максимально возможно охватить разработкой весь потенциал целевого горизонта.
Бурение первых успешных горизонтальных скважин подтвердили эффективность выбранного нами курса. Поэтому планируется ежегодно увеличивать долю горизонтальных скважин. Так если в 2019 году пробурено – 4 горизонтальных скважин, в 2020 – 9, то в 2021 году планируется пробурить 14 горизонтальных скважин.
- Спасибо за интересное интервью!
Рисунок 1. Финальная геонавигационная модель по скважине 242 месторождения С.Балгимбаев.
На рисунке 1 представлена финальная геонавигационная модель по скважине 242 месторождения С.Балгимбаев, горизонт I-Неоком. На протяжении всего этапа бурения скважины проводился постоянный контроль в режиме реального времени, за счет чего достигнуто более 80% вскрытия нефтенасыщенной толщины от всей длины горизонтального ствола (348м.), несмотря на то, что мощность целевого интервала по вертикали составляет всего – 2-3м. Без введения корректировок во время бурения, ствол скважины расположился бы в глинистом пережиме между пластами I-неоком и апт-неоком.
Рисунок 2. Планирование горизонтальной скважины.
На рисунке 2 представлены общие сведения горизонтальной скважины, планируемой к бурению в 2021 году. Как видно из рисунка, ствол горизонтальной секции спроектирован так, что сначала он расположен в нижнем пропластке, а позже выходит в верхний пропласток.
