Содержание к диссертации
Введение
1 Краткая характеристика особенностей геологического строения залежей нефти, влияющих на эффективность применения ГТ на месторожде ниях ПАО «Татнефть 10
2 Краткие сведения об эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием (ГС, МЗГС, БГС) на объектах разработки месторождений ПАО «Татнефть» 24
3 Отражение сложностей геологического строения в моделях участков и залежей, разрабатываемых с применением ГТ на месторождениях ПАО
4 Анализ результатов исследований НВСП в терригенных породах, структурных планов залежей и технологических показателей работы СГО 39
5 Анализ направлений трещиноватости в карбонатных коллекторах, структурных планов и технологических показателей работы СГО 58
Основные выводы и рекомендации 128
Заключение 133
Список сокращений 137
Список использованных источников
- Краткая характеристика особенностей геологического строения залежей нефти, влияющих на эффективность применения ГТ на месторожде ниях ПАО «Татнефть
- Краткие сведения об эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием (ГС, МЗГС, БГС) на объектах разработки месторождений ПАО «Татнефть»
- Отражение сложностей геологического строения в моделях участков и залежей, разрабатываемых с применением ГТ на месторождениях ПАО
- Анализ результатов исследований НВСП в терригенных породах, структурных планов залежей и технологических показателей работы СГО
Введение к работе
Актуальность темы.
В существующих экономических условиях основной задачей, решаемой нефтяными компаниями, в том числе ПАО «Татнефть», является удержание и увеличение уровней добычи нефти. Задача решается путём применения горизонтальной технологии (ГТ) при проектировании систем разработки с заменой горизонтальным стволом как минимум двух вертикальных скважин (ВС) без учёта трещиноватости, разуплотнённо-сти и простирания структурных элементов. Бурение скважин без учета данных параметров приводит к опережающему обводнению продукции, что сказывается на добычных возможностях скважин. Предлагается оптимальное размещение скважин с горизонтальным окончанием (СГО) с использованием указанных параметров, полученных по результатам сейсмокаротажных исследований методом непродольного вертикального сей-смопрофилирования (НВСП). При этом осуществляется увеличение добычных возможностей СГО, интенсификация добычи нефти, высокая эффективность капитальных вложений на всех стадиях разработки нефтяных месторождений.
Степень разработанности темы.
Совершенствование существующих систем разработки и создание новых, с использованием горизонтальных технологий для наиболее полной выработки запасов нефти и увеличения радиуса дренирования отражено в работах многих исследователей и учёных нефтяной отрасли России и, в том числе Татарстана. Свой вклад в изучение трещинова-тости карбонатных коллекторов и её роли в выработке запасов нефти внесли учёные: А.Н. Амиров, В.Г. Базаревская, И.М. Бакиров, Г.Х. Бакирова, А.А. Губайдуллин, И.Г. Газизов, Б.Г. Ганиев, Г.Г. Ганиев, Р.Н. Дияшев, А.К. Доронкин, Г.Г. Емельянова, Ю.П. Желтов, Н.И. Зевакин, А.И. Иванов, З.С. Идиятуллина, В.А. Иктисанов, Е.А. Козина, В.И. Кудинов, Б.М. Курочкин, И.Р. Марченко, P.M. Миннулин, Л.М. Миронова, Н.В. Музалевская, Р.Х. Муслимов, И.З. Мухаметвалеев, Р.З. Мухаметшин, А.В. Насыбуллин, И.А. Нуриев, А.Т. Панарин, Е.К. Плаксин, И.Н. Плотникова, Р.Г. Рамазанов, Е.М. Сме-хов, В.Н. Соловьёва, Э.И. Сулейманов, Б.М. Сучков, Б.В. Успенский, Р.Т. Фазлыев, И.Н. Файзуллин, Н.Ш. Хайретдинов, И.Н. Хакимзянов, Р.Г. Ханнанов, Р.Б. Хисамов, Р.С. Хисамов, А.И. Хурямов, В.М. Хусаинов, Р.Т. Шакирова, Е.А. Юдинцев.
Однако в трудах этих учёных не рассматриваются вопросы повышения эффективности применения горизонтальных технологий от расположения скважин с горизонтальным окончанием (СГО) в продуктивном объекте относительно направления максимальной подвижности флюида (МПФ) или максимальной гидропроводности (МГ) -трещиноватости и зон разуплотнения (ЗР) в карбонатных и терригенных коллекторах. Расположение новых скважин с горизонтальным окончанием и зарезок боковых горизонтальных стволов (БГС) относительно МПФ, МГ-трещиноватости и ЗР влияет не только на дебит скважин, но и на динамику обводнения их продукции, интенсификацию добычи нефти, степень выработанности запасов межскважинного пространства и достижение максимального конечного извлечения нефти (КИН).
В этой связи перспективным для оптимальной ориентации ствола СГО при проектировании систем разработки является использование результатов исследования методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования (НВСП), применяемого, как правило, геологическими службами в целях доразведки.
Метод позволяет определить наличие трещиноватости, её направленность и выделить зоны разуплотнения вмещающих пород.
Цель работы.
Увеличение добычных возможностей скважин за счёт оптимальной проводки горизонтальных стволов в залежах с различным литотипом вмещающих пород, на основе данных НВСП и новых зависимостей между траекторией скважин, относительно тре-щиноватости и зон разуплотнения пород, и их добычными возможностями на разных стадиях разработки.
Основные задачи исследований.
-
Исследование влияния структурного фактора на направление максимальной подвижности флюида и максимальной гидропроводности-трещиноватости в пределах одного поднятия, контролирующего залежь нефти.
-
Анализ зависимости технологических показателей работы скважин с горизонтальным окончанием от расположения их забоев в плане относительно направления максимальной подвижности флюида или максимальной гидропроводности-трещиноватости и зон разуплотнения в карбонатных и терригенных коллекторах с использованием предложенного коэффициента удельной годовой добычи нефти на метр ствола СГО в продуктивном объекте.
-
Разработка: а) критериев оптимального положения скважин с горизонтальным окончанием в плане относительно направления максимальной подвижности флюида или максимальной гидропроводности-трещиноватости и зон разуплотнения в карбонатных и терригенных коллекторах; б) алгоритма заложения СГО; в) комплекса геолого-технологических мероприятий для совершенствования существующих систем разработки на залежах, разрабатываемых с применением ГТ.
Научная новизна.
-
Выявлена зависимость между ориентацией направления максимальной подвижности флюида или максимальной гидропроводности - трещиноватости и простиранием структурных элементов в рельефе адресного пласта или объекта в пределах поднятий, контролирующих залежи нефти в карбонатных и терригенных коллекторах.
-
Установлена зависимость между направлением СГО в плане продуктивного объекта относительно ориентации направления максимальной подвижности флюида или максимальной гидропроводности-трещиноватости и зон разуплотнения в карбонатных и терригенных коллекторах и их добычными возможностями.
-
Предложен алгоритм заложения СГО с учетом использования данных по ориентации направления максимальной подвижности флюида или максимальной гидропро-водности - трещиноватости и распространения зон разуплотнения в карбонатных и тер-ригенных коллекторах.
Теоретическая и практическая значимость работы.
Разработаны рекомендации по применению нового подхода к составлению проектных документов, расположению проектного фонда СГО и по разработке ГТМ с использованием данных направления максимальной подвижности флюида или максимальной гидропроводности - трещиноватости и зон разуплотнения в карбонатных и терригенных коллекторах.
Оценена возможность использования, разработанных приемов и подходов по увеличению добычных возможностей СГО для всех залежей и месторождений с разным ли-тотипом пород, находящихся на разных стадиях разработки, в целом по республике Татарстан.
Изучены связи между направлениями простирания структурных элементов и направлениями максимальной подвижности флюида или максимальной гидропроводно-сти - трещиноватости и разуплотнения в карбонатных и терригенных коллекторах.
Выведен коэффициент удельной годовой добычи нефти на метр ствола в адресном объекте (УГДН) для сравнения добычных возможностей СГО по-разному расположенных к направлениям максимальной подвижности флюида или максимальной гидро-проводности - трещиноватости и зонам разуплотнения.
Выявлены зависимости между технологическими показателями работы СГО и положением условно-горизонтальных частей стволов скважин относительно направления максимальной подвижности флюида или максимальной гидропроводности-трещиноватости и зон разуплотнения в карбонатных и терригенных коллекторах.
Разработаны рекомендации по совершенствованию систем разработки путём оптимального размещения проектного фонда СГО, оценено повышение добычных возможностей СГО при рекомендуемой ориентировании стволов СГО относительно разуплотнения вмещающих пород на месторождениях Урало-Поволжья.
Предложено три способа разработки нефтяных пластов, защищённых патентами РФ.
Методология и методы исследования.
Решения поставленных задач основывались на результатах ГИС и НВСП, моделирования и анализа технологических показателей 93 СГО (ГС, МЗС, БГС), пробуренных на залежах в карбонатных и терригенных коллекторах.
Для решения поставленных задач использованы: геологическое моделирование участков залежей, разрабатываемых с применением ГТ, анализ особенностей их строения, сопоставления структурных планов с направлениями максимальной подвижности флюида или максимальной гидропроводности – трещиноватости, разуплотнённости в карбонатных и терригенных коллекторах с технологическими показателями работы СГО по-разному ориентированных к ним.
Основные защищаемые положения.
1. Зависимость между ориентацией направления максимальной подвижности флюида или максимальной гидропроводности - трещиноватости и простиранием структурных элементов в рельефе адресного пласта или объекта в пределах поднятий, контролирующих залежи нефти в карбонатных коллекторах;
2. Зависимость между положением СГО в плане продуктивного объекта относи
тельно ориентации направления максимальной подвижности флюида или максимальной
гидропроводности - трещиноватости и зон разуплотнения в карбонатных и терригенных
коллекторах и их добычными возможностями.
3. Алгоритм заложения СГО с учетом использования данных по ориентации
направления максимальной подвижности флюида или максимальной гидропроводности
- трещиноватости и зон разуплотнения в карбонатных и терригенных коллекторах.
Достоверность результатов.
Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных методов математического моделирования с применением лицензионного программного обеспечения и методов обработки статистической информации с использованием ПЭВМ и анализа. Полученные теоретические выводы подтверждаются на практике.
Апробация работы.
Результаты диссертационной работы и основные ее положения докладывались и обсуждались на следующих семинарах и конференциях: молодежной научно-практической конференции НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть», г. Елабуга, 2012, 2013, 2014, 2015 г.; научно-технической ярмарке идей и предложений ОАО «Татнефть», г. Альметьевск, 2012, 2014 г.; семинарах ЦСМС ОАО «Татнефть» по секции: «Геология, разработка нефтяных и газовых месторождений», г. Альметьевск, г. Казань, 2013, 2014, 2015 г.; 13-ой молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть», посвященной 70-летию с начала разработки нефти в РТ, г. Альметьевск, 2013 г.; научно-техническом семинаре главных геологов и специалистов ОАО «Татнефть», г. Нурлат, 2014 г.; 1-й республиканской молодежной геологической конференции, организаторы: кафедра Юнеско «Развитие фундаментальных принципов хартии земли для создания устойчивого сообщества», Институт проблем экологии и недропользования АН РТ, г.Казань, 2014 г.; 14-й молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть», посвященной 55-летию НГДУ «Джалильнефть», п. Джалиль, 2014 г.; 4-й международной научно-практической конференции молодых ученых и специалистов памяти академика А.П.Карпинского, г.Санкт-Петербург, 2015 г.; защита проекта по программе модульного обучения «Молодой лидер нефтегазовой отрасли», Норвегия, г.Осло - Ста-вангер, 2015 г.; 15-й молодежной научно-практической конференции ПАО «Татнефть», посвященной 70-летию НГДУ «Лениногорскнефть», г. Лениногорск, 2015 г.; VIII Международной научно-практической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники – 2015» - г. Уфа, 2015 и др.
Публикации.
По теме диссертации опубликовано 13 печатных работ, из них 6 статей в журналах, рекомендованных ВАК РФ, 4 статьи в сборниках трудов конференций, 3 патента на изобретения.
Личный вклад автора.
В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задачи, в ходе её решения получение зависимостей и разработка способов их применения на залежах с
разным литотипом вмещающих пород на различной стадии разработки для повышения коэффициента нефтеизвлечения и эффективности ГТМ по оптимизации существующих систем разработки.
Структура и объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций, заключения, библиографического списка использованных источников из 123 наименований, изложена на 155 страницах машинописного текста и содержит 78 рисунков, 6 таблиц.
Автор выражает глубокую признательность и благодарность д.г.-м.н., профессору Р.С. Хисамову, д.г.-м.н., профессору Р.Х. Муслимову, научному руководителю, д.т.н., доценту А.В. Насыбуллину, д.г.-м.н., профессору Б.В. Успенскому, д.г.-м.н. И.Н. Плотниковой, д.т.н. И.Н. Хакимзянову за поддержку, внимание и ценные советы при обсуждении основных положений при написании диссертационной работы. Благодарю к.т.н. И.Г. Газизова, Л.М. Миронову, а также сотрудников геологической службы НГДУ «Прикамнефть», ООО «Наука» за совместную плодотворную работу над решением проблем повышения эффективности применения горизонтальной технологии на месторождениях республики Татарстан.
Краткая характеристика особенностей геологического строения залежей нефти, влияющих на эффективность применения ГТ на месторожде ниях ПАО «Татнефть
Бавлинского месторождения является наличие покрышки, сложенной глинами елховского возраста, выдержанной по всему юго-восточному склону ЮТС, и явное выделение по ГИС в разрезе кизеловского горизонта интервалов высокого удельного сопротивления, соответствующего залеганию пласта “ВС”, и низкого удельного сопротивления - пласта “НС”. Верхний интервал подразделяется на два пропластка (ВС-а и ВС-б), разделённых прослоем неколлектора или низких ФЕС толщиной в среднем один метр и незначительно различающихся по своим коллекторским свойствам, гидродинамическая связь которых осуществляется через окна слияния (рисунок 1.8б) [22, 24]; - по правилам разработки объекты, отличающиеся по строению залежей, коллекторским характеристикам и физико-химическим свойствам насыщающих флюидов должны разрабатываться самостоятельно, что осуществляется, как с помощью пакеров и оборудование для ОРЭ, так и с помощью оборудования управления эксплуатацией скважин, разработанного ТатНИПИнефть в 2010 году и применённого на залежи в отложениях турнейского яруса Бавлинского месторождения (рисунок 1.9); 1 - башмак; 2 - труба обсадная 114х7,4; 3 - устройство для управления фильтром; 4 - пакер ПРО-Ш-М-С-136;5 центратор ПЦ-156; 6 - пакер ПРО-ЯВЖГ-С; 7 устройство ИПТ-136; 8 - профильный перекрыватель Рисунок 1.9 Компоновка оборудования для разобщени я продуктивного пласта в горизонтальном стволе скважины № 4395Г - в карбонатных отложениях турнейского и башкирского ярусов выделяются зоны эрозионных врезов (чаще русловые, чем площадные), заполненные компенсирующими осадками терригенных пород соответственно радаевского и верейского возрастов, что объясняет невыдержанность распространения первых как по площади, так и разрезу (рисунок 1.9) [35, 108, 109, 120]; - в зонах эрозионных нарушений наблюдается уменьшение толщин вмещающих пород до полного удаления вмещающего стратиграфического объекта и увеличение толщин терригенных пород с различной степенью компенсации размыва (рисунок 1.10 а, б) [18]; - в терригенных отложениях нижнего карбона нефтеносность приурочена к пластам коллекторам, радаевского, бобриковского и тульского горизонтов, индексируемых снизу вверх как: С1бр-0, С1бр-1, С1бр-2, С1бр-3, С1бр-4, С1тл-1, С1тл-2, С1тл-3, С1тл-4, имеющих в своём разрезе прослои неколлекторов, слабопроницаемых зон и зон разуплотнения (зон низких и высоких энергий отраженных волн по результатам НВСП) (рисунок 1.10 б), [1, 42];
Схематические геологические профиля продуктивных отложений нижнего карбона а) Пионерского б) Кадыровского месторождений - в отложениях кизеловско-черепетского возраста строение залежей может быть пластово-сводовым при наличии плотной реперной пачки Rp-3 в подошвенной части разреза черепетского горизонта, в отложениях упино-малевского – преимущественно массивное, что влияет на расположение СГО в их разрезе (рисунки 1.10 а, б); ГТ на месторождениях ПАО «Татнефть» применяется около 30-ти лет. В настоящее время из всего вышеизложенного можно сделать следующие выводы: - продуктивные отложения на месторождениях ПАО «Татнефть» сложнопостроенные, многообъектные и многозалежные, характеризуются высокой неоднородностью по площади и разрезу; - нефтевмещающие породы эксплуатационных объектов в той или иной степени трещиноваты, что необходимо учитывать при выборе положения траектории скважин с горизонтальным окончанием в плане и разрезе; - дебит СГО, при прочих равных условиях, в первую очередь, зависит от ориентации условно горизонтального участка ствола (УГС) по отношению к трещиноватости и зонам разуплотнения и во вторую очередь от доли коллектора, вскрытой в общей длине ствола [60]. Актуальным моментом является необходимость проведения детализационных доразведочных работ, так как алгоритм заложения СГО начинается именно с них: выполнение доразведочных мероприятий – моделирование – проектирование – мониторинг бурения – анализ фактических результатов. Алгоритм позволяет учитывать меняющееся по мере разбуривания залежей и участков представление об их геологическом строении, направлении трещиноватости, положении зон разуплотнений, положении текущих контуров нефтеносности, наличия остаточных нефтенасыщенных толщин и соответственно остаточных запасов нефти и зон их концентрации, а также разработать ГТМ по эффективной их довыработке [27, 40].
В результате поступления информации по вновь проводимым детализационным исследованиям и информации по скважинам, выходящим из бурения, возникает необходимость в постоянном уточнении принятых и утверждённых проектных решений в отношении утверждённых систем разработки, расположения проектных скважин-точек и их архитектуре [61].
Краткие сведения об эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием (ГС, МЗГС, БГС) на объектах разработки месторождений ПАО «Татнефть»
Не менее значимым при размещении СГО в плане является положение условно-горизонтальной части ствола скважины (УГЧСС) относительно развития зон разуплотнения в терригенных коллекторах, соответствующих зонам повышенных значений амплитуд энергий отраженных волн (120 и более у.е.) по результатам исследований методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования (НВСП). Зоны глинизации терригенного коллектора соответствуют зонам пониженных значений амплитуд энергии (менее 80 у.е.). В четвёртой главе работы автором определяется степень оптимальности расположения УГЧСС по отношению к зонам разуплотнения на участках залежей в терригенных коллекторах с привлечением данных НВСП [37].
Проанализированы направления максимальной подвижности флюида (МПФ) и распространения зон разуплотнения пород (ЗРП), по данным НВСП и проекций стволов СГО на структурный план залежи, практически, во всех нефтеносных объектах по разрезу. Параметрами, определяющими степень оптимальности заложения СГО, являются технологические показатели их работы. Для возможности производить сравнение успешности СГО автором предложен коэффициент, который учитывает их добычные возможности на один метр длины ствола в пределах адресного объекта. При этом использовались данные по: - накопленной добычи нефти, длине условно-горизонтальной части ствола скважины (УГЧСС) в адресном объекте; - доле коллектора в общей длине УГЧСС в адресном объекте; - интервалу времени, за который производится сравнение по нескольким СГО. Причём, необходимо отметить, что отсчёт времени по каждой СГО начинается от начала ввода её в эксплуатацию. По своей сути коэффициент представляет значение удельной годовой добычи нефти на один метр ствола СГО в адресном объекте (УГДН/г м): Qн Куд.= ; (1) t L где: Qн – накопленная добыча нефти за срок сравнения; t – время сравнения, приведённое по продолжительности к году; L – длина ствола в метрах. Коэффициент может использоваться, как единица, позволяющая производить сравнительную характеристику успешности не только СГО, но и скважин любой категории, целью бурения которых является добыча нефти на конкретной залежи или её участке. При этом, необходимо соблюдать временной фактор сравнения: сопоставление данных в пределах одного участка должно производиться за равный промежуток времени эксплуатации СГО, начиная отсчёт от начала ввода их в эксплуатацию. Кроме того, детализационные скважинные сейсмоисследования методом НВСП являются одним из доступных методов решения вопросов: - уточнения структурного плана залежи в месте заложения СГО; - выявление наличия эрозионных врезов, определение глубины их врезания в материнскую породу, положение их бортов в плане; Следует отметить, что разрешающая способность метода относительно структурных построений в радиусе вертикальной скважины (ВС), где проводились исследования, составляет 400-500 метров. Терригенный девон Участок ВС № 1214 Ульяновского месторождения На Ульяновском нефтяном месторождении, расположенном в пределах Ульяновского вала, крайнего наиболее погруженного структурного элемента на западном склоне Южно-Татарского свода нефтеносные отложения в терригенном верхнем девоне представлены песчано-алевролитовыми породами пласта Д0 кыновского горизонта.
В 2014 году в скважине № 1201 были проведены исследования НВСП по уточнению зоны развития коллектора пониженной плотности (рисунок 4.1а). а) прогнозная схема распределения зон с разными значениями энергии отражённых волн по пласту Д0, по данным НВСП (скв.1201 Ульяновского месторождения); б) сопоставление карт по участку скв. 1214: структурной, разработки и результатов НВСП Результаты НВСП были перенесены на структурный план, соединённый с картой разработки участка (рисунок 4.1б). В результате выделены зоны повышенных значений энергий отражений, соответствующих высокой продуктивности терригенных пород, то есть развития коллектора. По результатам проведённых графических построений было скорректировано положение проектного фонда скважин путём перенесения проектных скважин из зон с пониженными значениями энергии отражений в зоны развития высоких значений энергии отражений.
На основании полученных результатов рекомендовано: две проектные скважины намечены в зоне амплитуд энергий 120 и более у.е. и одна – в зоне амплитуд энергий 80 - 120 у.е. Бобриковский объект эксплуатации
Залежи разрабатываются с применением горизонтальной технологии (ГТ). Основная часть скважин с горизонтальным окончанием в НГДУ «Джалильнефть» эксплуатируют отложения бобриковского горизонта: 33 ГС и 4 МЗС с текущим дебитом нефти - 5,6 т/сут и 4,7 т/сут, соответственно. Обводненность в среднем достигла 57,7% и 83,6%.
На залежах №№ 12 и 31 в 2004, 2008 и 2010 годах были произведены детализационные сейсмические исследования методом НВСП, по результатам которых были уточнены структурные планы и зоны развития коллектора по площади участков. Положение СГО относительно зон развития коллектора определяет потенциальный дебит скважины.
В 2004 и 2008 годах были произведены детализационные сейсмические исследования методом НВСП в скв. №№ 11751 и 11353. По их результатам заложены боковые горизонтальные стволы (БГС) № 11751бг и 11353бг (рисунок 4.2). На каждом участке отработано по 6 лучевых направлений к пунктам взрыва через 45-900. По полученным результатам ООО «ТНГ-Групп» построена карта изолиний энергии отражённых волн и выделены зоны разуплотнения и глинизации нефтевмещающих пород. Автор для удобства анализа наложил развитие зон разуплотнения на карту разработки участка (рисунок 4.2).
При наложении зоны распространения коллекторов на уточнённый рисунок рельефа кровли отложений пласта С1бр3 отчетливо видно, что боковой горизонтальный ствол (БГС) № 11751 (длиной всего 30,1 метр) размещен от старого забоя в направлении зоны увеличения энергии отражённых волн в северном направлении в повышенную часть структуры и развития коллектора (рисунок 4.2).
Отражение сложностей геологического строения в моделях участков и залежей, разрабатываемых с применением ГТ на месторождениях ПАО
В первой главе работы отмечено, что основной флюидопроводящей системой в карбонатных коллекторах являются межпоровые каналы и трещины. На основе анализа результатов обработки кернового материала в интервале залегания карбонатов башкирско-серпуховского и турнейского ярусов установлено, что трещиноватость и кавернозность в этих объектах увеличивается вниз по разрезу (глава 1) [52, 113]. Одним из наиболее важных критериев при размещении СГО в плане по залежам в карбонатных коллекторах является положение условно-горизонтальной части ствола (УГЧС) скважины относительно превалирующего направления трещиноватости и направления зон разуплотнения. Ориентация СГО относительно преимущественного направления развития систем трещин определяет, как потенциальный дебит, так и скорость обводнения продукции скважины.
Институтом ТатНИПИнефть дважды был проведён сопоставительный анализ результатов разных методов по определению трещиноватости в пределах одного участка (в 2002 и 2012 годах). Результаты получились идентичные: нет двух методов, результаты которых сошлись бы на 100% [30, 98, 100].
Тем не менее, настоящая глава работы посвящена определению степени оптимальности расположения УГЧСС по отношению к трещиноватости, зонам разуплотнения на участках залежей в карбонатных коллекторах с привлечением данных непродольного вертикального сейсмопрофилирования (НВСП), относительно доступного и быстрого метода скважинной сейсморазведки по определению направления трещиноватости в плане [101]. Детализационными скважинными исследованиями методом НВСП кроме вопросов, приведённых в четвёртой главе работы, в карбонатных коллекторах возможно определить: - направление максимальной подвижности флюида (МПФ) и максимальной гидропроводности (МГ), соответствующих направлению трещиноватости в плане; - распространение зон разуплотнения пород (ЗРП), соответствующих значениям амплитуд энергии отражённых волн менее 80 у.е. Параметрами, определяющими степень оптимальности заложения СГО в карбонатных коллекторах, как и в случае со скважинами по терригенным коллекторам, являются технологические показатели их работы. Инструментом сравнения, как и для терригенных коллекторов, является предложенный автором коэффициент УГДН (глава 4). Карбонатный девон Ромашкинского месторождения На залежи 665 Ромашкинского месторождения в отложениях данково-лебедянского горизонта, разрабатываемых с применением ГТ, были проведены детализационные исследования методом НВСП, выполненные ООО «ТНГ-Групп», задачей которых было не только уточнение структурного плана, но и определение направления трещиноватости, соответствующей направлению МПФ и МГ.
Необходимо отметить, что в карбонатных породах верхнего девона не всегда чётко формируется отражённая волна в результате наличия зон разуплотнения, что затрудняет процесс интерпретации и определения направления максимальной гидропроводности. Разница в дирекционных углах направлений МПФ и МГ по отношению к трещиноватости уменьшается до нуля при уменьшении разницы между направлениями сейсмопрофилей до 100.
аправление максимальной подвижности флюида: а) в отложениях фаменского яруса по скв. № 19716 залежи 665 Ромашкинского месторождения б) структурная карта по кровле продуктивных отложений данково-л ебедянского горизонта (Дл-3) фаменского яруса верхнего девона
Отметим, что направление МПФ, определённое по результатам НВСП (скважина № 19716), полностью соответствует направлению простирания структурного элемента, на котором пробурена скважина.
Ближайшая СГО - это зарезка второго ствола с горизонтальным окончанием из скважины № 19719, произведённая в 1999 году в 1000 метрах северо-восточнее от скважины № 19716. Условно-горизонтальная часть ствола (УГЧС) бокового горизонтального ствола (БГС) проведена в интервале залегания пласта Ддл-3 и расположена ортогонально направлению трещиноватости, определённому в скважине № 19716 (рисунки 5.1 и 5.2а).
Причиной зарезки БГС явилась негерметичность колонны скважины №19719. Ниже представлена динамика технологических показателей работы БГС № 19719з (таблица 5.1, рисунок 5.2б).
Анализ результатов исследований НВСП в терригенных породах, структурных планов залежей и технологических показателей работы СГО
Начальный дебит нефти при выходе на режим по скважине составил 11,5 т/сут при обводнённости 2,6%, текущий равен 4,6 т/сут при обводнённости 6,0% (таблица 5.1, рисунок 5.18б). То есть, текущая обводнённость продукции скважины на уровне связанной воды. Пластовое давление в зоне отбора при вступлении скважины в эксплуатацию составляло 5,7 МПа, текущее 5,8 МПа.
По скв. № 8316г накопленная добыча за 06.2011 по 10.2014 (за три года и четыре месяца эксплуатации) составила: 4,582 тыс.т по нефти и 4,587 тыс.т – по жидкости. Удельная годовая добыча нефти на один метр длины ствола в коллекторе составила 10,4 т/год м, общей длины 10,4/год м.
Траектория СГО № 8639 в плане расположена более чем 600 к простиранию структурного элемента, то есть к направлению трещиноватости (рисунок 5.17).
Длина горизонтальной части ствола составляет 107 метров, в том числе по коллектору 84 метра, меньше на 39 метров, чем в СГО № 8316 (таблица 5.1, рисунок 5.17, 5.18в).
Нефтевмещающие породы на участке подстилаются одновозрастными карбонатными породами. Контакт нефть-вода вскрыт на абсолютной отметке -890 метров. Расстояние нижней точки траектории скважины до ВНК составляет 21,6 метров, что способствует продолжительному безводному периоду работы скважины (таблица 5.1, рисунок 5.18в), предотвращения преждевременного обводнения продукции при эксплуатации [9, 121].
Начальный дебит нефти по скважине больше предыдущей на 1,9 т/сут и составил 13,4 т/сут при обводнённости 1,3%, текущий равен 5,9 т/сут, при обводнённости 3,7%. Пластовое давление в зоне отбора снизилось незначительно - на 0,9 МПа, что составляет 11,0% от начального, то есть соответствует рекомендациям лаборатории гидродинамики ТатНИПИнефть.
Накопленная добыча за 07.2011-11.2014гг. по скв. № 8639г, то есть с начала эксплуатации (за три года и четыре месяца), составила 11,375 тыс.т. по нефти и 11,943 тыс.т. – по жидкости. Удельная добыча нефти на один метр длины ствола в коллекторе составила 40,7 т/год м, общей длины 31,9 т/год м. Такой эффект достигнут за счет субортогонального положения УГЧСС относительно трещиноватости (простирания западного склона). В работах по НГДУ «Азнакаевскнефть» и «Альметьевнефть» доказано и подтверждено результатами эксплуатации, что на каждом структурном элементе в пределах одного поднятия направление трещиноватости дифференцировано. Если учесть анализ результатов НВСП на мелких и небольших поднятиях, представленных ООО «ТНГ-Групп» за прошлые годы (где направление МПФ и МГ соответствуют простиранию структурного элемента) и результаты исследований ВНИИ БТ по контролю объёмов промывочной жидкости и скорости бурения, то наиболее разуплотнённые зоны приурочены к местам резкого изменения направления изогипс. Эти участки соответствуют зонам пересечения систем локальной трещиноватости, как, например, на участке СГО № 25120Г НГДУ «Альметьев-нефть»: в южном, юго-восточном и юго-западном направлениях.
Боковой горизонтальный ствол (БГС) из скв. № 6592 расположен практически ортогонально простиранию западного склона поднятия, то есть ортогонально направлениям МПФ и МГ (рисунок 5.17). Согласно ориентации структурных элементов, эта зона характеризуется пересечением двух ортогональных направлений простирания структурных элементов: ложбины и изолиний западного склона поднятия, контролирующего залежь нефти с дирекционными углами 45 и 315. Ствол по длине составляет всего 26,1 метров (рисунок 5.18д). Длина бокового горизонтального ствола (БГС) по коллектору в четыре – шесть раз меньше предыдущих рассмотренных новых СГО.
Расстояние нижней точки траектории скважины до водоносного коллектора составляет 19 метров (рисунок 5.18д).
Начальный дебит нефти при выходе на режим по скважине составил 8,0 т/сут при обводнённости 2,6%, текущий равен 2,95 т/сут при обводнённости 1,3% (таблица 5.1, рисунок 5.18е).
Пластовое давление в зоне отбора увеличилось на 2,5 МПа, что составляет 35,0% от начального.
Накопленная добыча за 09.2011-12.2014гг. по скв. № 6592бг, то есть с начала эксплуатации (за три года и четыре месяца), составила 5,476 тыс.т. по нефти и 5,739тыс.т. – по жидкости. Удельная добыча нефти на один метр длины ствола в коллекторе составила77,6 т/год м., общей длины 63,0т/год м.
Таким образом, из таблицы 5.1 следует, что наиболее эффективным по добычным возможностям оказался боковой горизонтальный ствол 6592бг с наименьшей длиной, но расположенный в зоне пересечения двух систем трещин в прикупольной зоне. НГДУ «Прикамнефть» Бастрыкское месторождение Участок СГО № 1627г, 1626г, 1623г, 1624г и 1625г. НВСП на рассматриваемом участке Бастрыкского месторождения ООО «ТНГ-Групп» не производились. Направления МПФ и МГ-трещиноватости соответствуют простиранию каждого конкретного структурного элемента [35, 73, 108, 109, 120]. Таким образом, при размещении СГО на залежах в карбонатных коллекторах, где детализационные исследования НВСП отсутствуют, возможно использовать этот вывод (рисунок 5.19).
По анализу структурного плана участка, построенного по результатам глубокого бурения можно отметить высокую изометричность контура поднятия, контролирующего залежь нефти, которое является структурой облекания верхнедевонского рифогенного сооружения и осложнено двумя сводами: северным и южным.
Автором проведён анализ расположения УГЧСС в плане по пробуренному фонду СГО. На рисунке 5.19 нанесены оси простирания отдельных структурных элементов. Из рисунка видно, как меняется ориентация осей простирания структурных элементов, так предположительно, по выше приведённому выводу, изменяется и направление трещиноватости соответственно напряжению и зонам разгрузки в каждом структурном элементе.