Месторождение: Среднеботуобинское (ID: 36205)

Свойства

Класс Месторождения: Крупное

Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное

Местоположение: Суша

Местность: Болото

Стадия разработки: Добыча

Год открытия: 1970

Источник информации: Росгеолфонд

Метод открытия: Сейсмика

Площадь: 1316.67 км²

Описание

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторож­дение

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторож­дение (рис. 1) расположено в 112 км юго-западнее от г. Мирного. Среднеботуобинское месторождение открыто в 1970 г. первой параметрической скважиной Сбт-1: промышленный приток газа был получен из песчаников венда (V).

Месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке в центральной части Мирнинского свода Непско-Ботуобинской антеклизы. Это пологая брахиантиклиналь со слабо ундулирующей осью северо-восточного простирания. Размеры структуры 90x30 км, амплитудо 40—46 м. Структура осложнена дизъюнктивными нарушениями.

Промышленная газонефтеносность установлена в карбонатных отложениях осинского горизон­та нижнего кембрия и терригенных породах ботуобинского, улаханского и талахского горизонтов венд-нижнего кембрия.

К ботуобинскому горизонту приурочена основная газовая залежь с нефтя­ной оторочкой, смещенной на юго-восточное крыло. Газонефтяная залежь ботуобинского горизонта плас­товая сводовая с элементами тектонического экранирования характеризуется сложным геологическим строением, аномально-низким пластовым давлением и температурой. Ботуобинский горизонт представлен хорошо отсортированными кварцевыми песчаниками. Раз­меры залежи 50х(12—20) км, высота  40 м,  ГВК в  центральном блоке -1564м. Газонасыщенные песчаники пористостью 13—18%, прони­цаемостью до до 600 мД, эффективная толщина 3,2—10,4м. Началь­ное пластовое давление 14,6 МПа (низкое пластовое давление на 1-1,5 мПа ниже условного гидростатического). Дебиты газа 280 тыс. м³/сут. Состав газа, %: метана — 87,18, этана — 3,66, пропана — 1,32, бу­тана — 0,43, углекислоты — 0,19, азота — 6,19, водорода — 0,09, по­вышенное содержание гелия. Плотность газа 0,632. Содержание конденсата 20,2 г/м³. Плотность 0,669 г/см³. Нефтенасыщенная толщина нефтяной оторочки 1,5—5м (северный блок) — 4,2—8,5м (центральный и восточный блоки). Пористость песчаников 12— 17%, начальные дебиты нефти 24 т/сут. Нефть плотностью 0,867г/см³, вязкость 9,17 мПа-с, содержание серы 0,89%, парафи­на 1,91—2,85%, смол и асфальтенов 9,6—21,9%, выход фракций до 300°С 77—76,5%. К ботуобинскому горизонту приурочено до 90 % разведанных запасов нефти и газа.

Необходимо отметить, что наблюдается незначительное засолонение ботуобинских песчаников. Небольшое количество галита (≤ 1–2 %) в межзерновом пространстве встречается практически повсеместно, а в прикровельной части в некоторых скважинах фиксируется маломощный (менее 30 см) слой, в котором практически все открытые поры выполнены галитом. К осложнениям данного месторождения относятся (А.А. Федоров и др., 2022):
• Высокие прорывы газа из газовой шапки (ГШ);
• Вертикальная анизотропия (ФЕС = 233 мД).

Рис. 1. Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение (Конторович 2002 г)

Залежь осинского горизонта нефтегазовая, пластовая, литологически экранированная. Высота 40 м, глубина кровли пласта 1427 м, эффективная толщина 4 м, кол­лектор карбонатный, пористость 13 %, проницаемость 0,015 мкм², пластовое давление 14,3 МПа, t ТС, Дебиты нефти и газа соот­ветственно 16 т/сут и 58 тыс. м³/сут.

Приблизительные запасы месторождения — 134 млн тонн нефти и 155 млрд кубометров природного газа. Плотность нефти 867 кг/м³. Содержание серы 0,89 %

Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран /Каламкаров Л.В. - Издательство Нефть и газ, Москва, 2005 г., 570 стр.

https://blogivg.wordpress.com/tag/%D0%BC%D0%B5%D1%81%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B6%D0%B4%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D0%B5-%D1%81%D1%80%D0%B5%D0%B4%D0%BD%D0%B5%D0%B1%D0%BE%D1%82%D1%83%D0%BE%D0%B1%D0%B8%D0%BDc%D0%BA%D0%BE%D0%B5/

На ЦБ СБ НГКМ порядка 50 скважин (пробурены на ботуобинский горизонт), где выполнялось бурение разных типов скважин. Горизонтальные скважины (ГС) позволяют получить дебит в четыре раза выше (Таблица 1), чем наклоннонаправленные (ННС). По дебиту нефти ГС – 110 т/сут., ННС – 30-40 т/сут. В связи с этим, разработка ботуобинского горизонта рекомендуется горизонтальными скважинами, протяженность стволов которых 500 м, расстояние между рядами 500 м, между скважинами в ряду 1000 м. Ряды скважин смещены друг относительно друга.

>

Таблица 1. Основные показатели эксплуатации скважин ЦБ СБ НГКМ (В.Ф. Томская и др., 2019)

1. Первоначальная (упрощённая) стратегия бурения эксплуатационных скважин предполагает проводку ГС в коридоре 2–3 м над ВНК и на оптимальном удалении от ГНК (не менее 2-3 м). Длина горизонтального участка скважины составляет от 750 до 1250 м. Соответственно, основным подходом к разработке ботуобинского горизонта ЦБ СБ НГКМ является использование горизонтальных скважин.

2. При введении месторождения в промышленную разработку, проявились проблемы, связанные с образованием газового конуса и прорыва газа в скважинах (что существенно ограничило добычу) с газоводонефтяными зонами (ГНВЗ). Такая проблема, в принципе очень схожа со строением, задачами и насыщенностью разреза для южной залежи ВБ СБ НГКМ.

Подходящим проектным решением, для снижения прорыва и увеличения продуктивности скважин, стало снижение депрессии на пласт до 5 атм. Снижение достигается путем увеличения длины горизонтального участка с 750 до 1250 м.

3. Для расширения охвата продуктивности пласта при сохранении его границ была предложена концепция многозабойных скважин (МЗС). Многозабойная скважина считается горизонтально разветвленной, если она пробурена с углами (основной и боковые стволы) ± 90 градусов. Технологии «рыбий скелет» (fishbone), «ласточкин хвост» (wishbone) и «березовый лист» получили свои названия из-за соответствующих схем конструкций скважин.

>

Рисунок Скважина по технологии рыбий скелет (а), ласточких хвост (б), березовый лист (в) (Е.В. Тузов и др., 2020)

На территории ЦБ СБ НГКМ в 2020 году пробурена скважина, по технологии «Березовый лист» длинной 12 792 м с протяженность проходки по коллектору - 10 310 м. Запускные параметры скважины составили более 400 тонн нефти в сутки при ограничении депрессии на пласт менее 5 атмосфер.

Таким образом, согласно открытым данным, преимущества многозабойных скважин следующие:

• Снижение затрат на строительство скважин. Проходка непродуктивных пород осуществляется одним стволом с последующим добавлением горизонтальных секций через этот ствол.
• Прирост добычи нефти, достигается за счет увеличения количества горизонтальных стволов, что позволяет получить доступ к большей площади коллектора, тем самым увеличивая область дренирования и коэффициент продуктивности.
• Прирост запасов. Разработка месторождений, на которых большая часть запасов ранее квалифицировалась как экономически нецелесообразные или неизвлекаемые. Использование многозабойных скважин может перевести такие запасы в разряд рентабельных.
• Увеличение КИН. Применение многозабойных скважин с меньшей депрессией в пласте позволяет улучшить контроль отбора и разработки. Способность управлять газовым фактором и устранять ранний прорыв воды или газа в скважину может повысить КИН в целом.
• Увеличение срока службы скважины. Равномерное распределение давления с низкими перепадами гарантирует максимальный срок службы скважины. Боковые стволы могут быть изолированы при наличии соответствующих факторов и использовании автоматических устройств контроля притока в боковых стволах.
• Снижение отходов бурения. Разработка месторождения методом многозабойного бурения ведет к уменьшению материально-технических ресурсов, бурового раствора и бурового шлама за счет уменьшения бурения участков под направление, кондуктор и эксплуатационную колонну.
• Увеличение охвата площади продуктивного горизонта. При бурении МЗС появляется возможность уплотнения сетки разработки месторождения.

4. Кроме того, в современной практике разработки запасов оторочек нефти перекрываемых газовой шапкой и подстилающей водой, предполагает широкое применение горизонтальных скважин с волнообразной траекторией по продуктивному пласту для месторождений с низкой вертикальной проницаемостьюи относительно большой высотой нефтенасыщенного пласта (более 10 м). На рисунке ниже представлены два профиля притока к строго горизонтальному окончанию и волнообразному окончанию скважин, размещённых в середине пласта с одинаковыми ФЕС. Видно, что волнообразная скважина на всем протяжении вскрытия продуктивного пласта работает с большей производительностью, чем горизонтальная, потому что «волнистость» профиля дает возможность скважине вести добычу в вертикальном направлении при аномально низкой вертикальной проницаемости.В однородном коллекторе профили притока к волнообразной и горизонтальной скважине практически идентичны, но с увеличением анизотропии дебит волнообразной скважины становится выше чем горизонтальной, проведенной по середине пласта. Для соотношения горизонтальной и вертикальной проницаемостей Кh/Кv > 20 скважины с волнообразной траекторией работают с существенно большими дебитами, чем горизонтальные и могут быть эффективнее ГС.

>

Профили притока к волнообразной и горизонтальной скважине (Ж.М. Колев и др. 2022)

Следующее Месторождение: Халганское