Дьяков Алексей Анатольевич Инженер отдела добычи нефти ОАО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтегаз»

На территории Жирновского нефтяного района малодебитные скважины относятся в основном к мелекесскому горизонту Жирновского и Бахметьевского месторождений, которые расположены в 320 км к северу от Волгограда и находятся на завершающей стадии разработки.

ОСОБЕННОСТИ МЕЛЕКЕССКОГО ГОРИЗОНТА

Основной объект разработки, мелекесский горизонт, представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. Горизонт условно разделен на две пачки, коллекторы которых включают две газонефтяные залежи, объединенные в единый эксплуатационный объект, введенный в промышленную разработку в 1962 году.

К особенностям мелекесского горизонта можно отнести низкую проницаемость коллектора (в среднем 0,026 мкм2 = 26 мД), наличие глинистых прослоев и нефтенасыщенных линз, изменчивую по площади нефтенасыщенную толщину пласта. Кроме того, нефть мелекесского горизонта характеризуется повышенной вязкостью и высоким содержанием смол. Газовый фактор варьирует в пределах 5-100 м3/т и в среднем составляет 20 м3/т (см. «Основные характеристики мелекесского горизонта»). Перечисленные особенности мелекесского горизонта дают основание относить его запасы к категории трудноизвлекаемых.

За время разработки горизонта добыто 4 074 тыс. т нефти, остаточные извлекаемые запасы составляют 945 тыс. т. Текущий КИН равен 0,155 при плановом показателе 0,21. Средний дебит составляет 0,77 т/сутки. При низких дебитах скважин разрабатывать мелекесский горизонт на естественном режиме растворенного газа, с низким пластовым давлением, слабой проницаемостью пласта и высоковязкой нефтью затруднительно. В связи с тем, что основные геолого-физические параметры горизонта не позволяют эффективно применять широко распространенные методы повышения нефтеотдачи, на залежах горизонта получили распространение нетрадиционные технологии, например, закачка теплоносителя в пласт и эксплуатация скважин с горизонтальным окончанием ствола.

ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ

Установлено, что в пределах участка термозаводнения имеется полоса аномально высокой проницаемости, направленная с северо-востока на юго-запад. В этом же направлении, вблизи аномальной полосы, находится современное русло реки Медведицы. В связи с этим возникло предположение, что зона повышенной проницаемости представляет собой полосу палеорусла, расположенную с некоторым смещением относительно современного русла реки Медведицы.

Нагнетание горячей воды в продуктивные пласты мелекесского горизонта начато в 1982 году. Закачка производилась в циклическом режиме через четыре нагнетательные скважины с суточным объемом 180-200 м³ (см. «Нагнетание горячей воды в скважины Бахметьевского месторождения»; «Объем закачки горячей воды в скважины Бахметьевсого месторождения»). Эффект от применения метода составил порядка 9 тыс. т нефти в год (см. «Эффект от нагнетания горячей воды в скважины Бахметьевского месторождения»).

В 1990-1993 годах на Жирновском месторождении пробурены и введены в эксплуатацию 11 скважин с горизонтальным окончанием ствола с длиной горизонтального участка от 150 до 400 м. Начальные дебиты горизонтальных скважин составляли от 6 до 20 т/сутки, что значительно превышало дебиты вертикальных скважин (0,5-0,7 т/сут). Однако в процессе эксплуатации в результате кольматации ПЗП суточные дебиты скважин с горизонтальным окончанием ствола постепенно снижались и к 2001 году практически сравнялись с дебитами вертикальных скважин.

С целью увеличения притока в 2001-2008 годах на 48 скважинах мелекесского горизонта проведен ГРП. Получены положительные результаты: дебит нефти вырос с 0,3-0,5 т/сутки до 2-4 т/сутки. Вместе с тем дальнейшее широкомасштабное применение ГРП в условиях меклекесского горизонта ограничено, поскольку практически во всех скважинах вскрыты отложения нижнебашкирского подъяруса, которые гидродинамически связаны с окско-серпуховским водоносным комплексом, а глинистая перемычка между отложениями мелекесса и нижней башкирии характеризуется относительно малой толщиной. Применение ГРП также ограничивают плохое техническое состояние эксплуатационных колонн и отсутствие сцепления цемента за колоннами.

В 2002 году на 5 участках мелекесского горизонта применялась технология дилатационно-волнового воздействия. По участку скважины №729 положительного результата не получено, а по остальным четырем участкам дополнительная добыча за 8 месяцев 2003 года составила 954 т, то есть чуть больше 3 т/сутки.

СВАБИРОВАНИЕ И ПРИМЕНЕНИЕ НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Помимо геолого-технических мероприятий, для повышения эффективности добычи нефти из мелесского горизонта были опробованы свабирование и различные типы насосного оборудования.

В качестве альтернативы насосной добычи в октябре 2004 года и апреле 2005 года мы проводили пробную добычу нефти из трех скважин методом свабирования с привлечением бригад ТРС ООО «НУРС». Эксперимент показал более высокую эффективность данного метода добычи на малодебитном фонде по сравнению с насосной добычей.

В 2002 году мы начали применять поршневые штанговые насосы с условным диаметром 44 мм. В этих насосах вместо серийных длинномерных плунжеров применяется короткий поршень с набором эксцентрично расположенных уплотнительных колец и нагнетательным клапаном, который характеризуется увеличенным проходным сечением. В качестве приемного клапана использовался клапанный узел СШН-57.

Применение СШН с коротким поршнем позволило исключить утечки между цилиндром и плунжером, увеличить площадь проходного сечения клапанов и, тем самым, снизить сопротивление при всасывании жидкости и увеличить наполнение насоса. При этом коэффициент подачи превысил 0,6, а СНО достигла 650 суток.

Несмотря на низкие дебиты, в скважинах мелекесского горизонта используются, главным образом, СШН-44 (см. «Структура парка СШН, применяемых на скважинах мелекесского горизонта»). Это объясняется тем, что в условиях, когда давление насыщения превышает пластовое давление, разгазирование нефти происходит в пласте и на приеме насоса при всасывании. В связи с этим прорыв газа в цилиндр насоса снижает коэффициент его наполнения и, как следствие, коэффициент подачи. Применение СШН-44 с приемным клапаном СШН-57 позволяет увеличить коэффициент наполнения насоса за счет снижения гидравлических сопротивлений на приеме. С одной стороны, использование СШН-44 в условиях низких дебитов (около 0,7 м³/сутки) сопровождается низкими коэффициентами подачи — менее 0,4. С другой стороны, НнО СШН-44 по мелекессу составляет более 850 суток, тогда как при применении менее производительных насосов СШН-32 и СШН-28 наблюдается срыв подачи изза наполнения цилиндра газом при всасывании.

В мае 2010 года на Бахметьевском месторождении были проведены опытные работы по обработке ПЗП трех скважин мелекесского горизонта растворителем Surfatron DN-87 (см. «Подача растворителя на Бахметьевском месторождении»). Был получен положительный технологический эффект: две из трех обработанных скважин удалось перевести из периодического в постоянный режим работы. Одна скважина хоть и осталась работать в периодическом режиме, но период ее работы увеличился.