Совершенствование технологий выработки запасов нефти из отложений карбонатного и терригенного девона месторождений Татарстана скважинами с горизонтальным окончанием Идиятуллина Зарина Салаватовна

Содержание к диссертации

Введение

1. Краткие характеристики особенностей геологического строения карбонатных и терригенных отложений девона месторождений татарстана, влияющих на проводку профиля СГО 12

1.1. Геологические особенности строения отложений карбонатного и терригенного девона на объектах ПАО «Татнефть» 12

1.2. Особенности геологического строения карбонатных и тер-ригенных коллекторов девона, влияющих на эффективность СГО 17

1.3. Анализ строительства и эксплуатации СГО на отложениях карбонатного и терригенного девона 21

Выводы к главе 1 26

2. Методические подходы к оценке произво дительности скважин с горизонтальным окончанием на отложениях карбонатного и терригенного девона 27

2.1. Зависимость фактической производительности СГО отложений карбонатного и терригенного девона от геолого-физических параметров пластов 28

2.2. Обоснование расчетной модели для определения производительности скважин с горизонтальным окончанием

2.2.1. Основные аналитические методики для экспресс оценки производительности скважин с горизонтальным окончанием 34

2.2.2. Подбор наиболее приемлемых для условий Республики Татарстан аналитических моделей для экспресс-оценки производительности СГО карбонатных и терригенных отложений девона 2.3. Сопоставительный анализ оценки расчетного дебита с фактическим дебитом нефти скважин с горизонтальным окончанием на примере отложениях терригенного девона Ромаш-кинского месторождения 46

2.4. Применение 3Д геолого-технологических моделей для обоснования начального дебита нефти СГО 52 Выводы к главе 2 56

3. Разработка оптимальных технологий для выработки запасов нефти с использовани ем скважин с горизонтальным окончанием 58

3.1. Технология для эффективной эксплуатации скважины с

горизонтальным окончанием при признаках ее преждевременного обводнения 58

3.2. Технологии разработки неоднородных залежей нефти с использованием СГО 72

3.2.1. Технология разработки залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью с пологонаправлен-ными УГС 73

3.2.2. Технология повышения эффективности разработки слабопроницаемых коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами 76

3.2.3. Способ разработки отложений терригенного девона с применением СГО с нисходящим забоем к подошве пласта 78

Выводы к главе 3 84

4. Технологическая оценка успешности бурения скважин с горизонтальным окончанием на отложения карбонатного и терри генного девона 86

Выводы к главе 4 91

Основные выводы и рекомендации 93

Список использованных источников

• Особенности геологического строения карбонатных и тер-ригенных коллекторов девона, влияющих на эффективность СГО
• Обоснование расчетной модели для определения производительности скважин с горизонтальным окончанием
• Технологии разработки неоднородных залежей нефти с использованием СГО
• Способ разработки отложений терригенного девона с применением СГО с нисходящим забоем к подошве пласта

Введение к работе

Актуальность темы

С целью достижения максимальных уровней добычи нефти в условиях ухудшения структуры активных запасов нефти и прогрессирующего обводнения нефтяных месторождений, имеющих длительную историю разработки, и опережающей выработки наиболее продуктивных пластов одним из наиболее эффективных методов повышения нефтеизвлечения является применение скважин с горизонтальным окончанием (СГО), позволяющих осуществлять избирательную довыработку запасов по площади и разрезу, стремясь в то же время к более полному охвату дренированием остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти. При этом совершенствование технологий разработки залежей нефти должно сопровождаться снижением капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

Особую актуальность она приобретает при вводе в активную разработку труд-ноизвлекаемых запасов нефти карбонатных и терригенных отложений девона месторождений Татарстана, в которых сосредоточено более 60% балансовых запасов категории А+В+С₁+С₂.

Так по отложениям пашийского горизонта Ромашкинского месторождения - основного объекта эксплуатации выработанность запасов нефти в целом составляет более 85 %, при этом остаточные запасы нефти сосредоточены в недовыработанных глинистых, слабопроницаемых интервалах по разрезу, разработка которых невозможна без проведения исследовательских работ (петрофизических, гидродинамических, сейсмических и др.).

При этом традиционные техника и технологии вскрытия не обеспечивают высокой степени дренирования этих объектов, так как не обеспечивается целевая направленность работы скважин. Именно поэтому особую актуальность приобретает совершенствование технологии выработки этих запасов с использованием скважин с горизонтальным окончанием.

Степень разработанности темы.

В настоящее время большое количество работ посвящено исследованиям в области разработки и проектирования карбонатных отложений башкирского, серпуховского, турнейского ярусов с применением скважин с горизонтальным окончанием.

К основным работам относятся труды таких исследователей, как Г.С. Абдрах-манов, Р.Г. Абдулмазитов, З.С. Алиев, И.М.Бакиров, Р.М. Батлер, Т.Г. Бердин, Ю.П. Борисов, И.В. Владимиров, А.М. Григорян, В.Г. Григулецкий, С.Н. Закиров, И.С. Закиров, А.Б. Золотухин, Р.Р. Ибатуллин, А.И. Ибрагимов, В.А. Иктисанов, А.Г. Корженевский, В.И. Кудинов, В.П. Меркулов, Л.М. Миронова, Р.Х. Муслимов, И.А.Нуриев, В.П. Пилатовский, Р.Г.Рамазанов, В.А.Савельев, Д.К.Сагитов, Р.Т. Фаз-лыев, И.Н. Хакимзянов, Р.С. Хисамов, Н.И. Хисамутдинов, В.М. Хусаинов, В.В. Шеремет, И.Г. Юсупов, А.Ф. Яртиев, D.K. Babu, M.J. Economides, K. A Furui, F.M. Giger, S.D. Joshi, G.I. Renard.

При этом ряд вопросов, связанных с проектированием и эксплуатацией скважин с горизонтальным окончанием в отложениях карбонатного и терригенного девона, требуют проведения необходимых исследований и доизучения.

Не в полной мере оценен потенциал внедрения СГО на эксплуатируемых объектах разработки для достижения стратегических целей ПАО «Татнефть».

Не изучена зависимость вскрытой длины ствола СГО от коллекторских свойств пласта, а также влияние технологии индивидуального воздействия на пласт в различных интервалах горизонтального ствола (применение водонабухающих пакеров и изолирующих элементов, разделение ствола СГО портами индивидуального воздействия). Отсутствуют надежные технологии по изоляции водопритоков в условно-горизонтальных стволах (УГС) скважин с горизонтальным окончанием и по выработке запасов нефти из отложений девона.

Цель работы - повышение эффективности выработки запасов нефти из карбонатных и терригенных отложений девона на месторождениях Татарстана скважинами с горизонтальным окончанием.

Основные задачи исследований:

1. Уточнение геологического строения коллекторов карбонатного и терриген-ного девона месторождений РТ, влияющее на эффективность эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием.

2. Выявление зависимостей начального дебита нефти для отложений карбонатного и терригенного девона от геолого-физических параметров рассматриваемых залежей. Обоснование наиболее приемлемых аналитических моделей для оценки производительности скважин с горизонтальным окончанием в отложениях карбонатного и терригенного девона для условий нефтяных месторождений Татарстана.

3. Обоснование и выбор методики уточнения радиуса контура питания для оценки расчетного начального дебита и сопоставление с фактическим дебитом нефти.

4. Оценка влияния геолого-физических параметров пласта на производительности скважин с горизонтальным окончанием с применением расчетных аналитических моделей.

5. Разработка способов и технологий выработки запасов нефти неоднородных
по коллекторским свойствам и выработанности залежей нефти в карбонатных и тер-
ригенных отложениях девона с использованием скважин с горизонтальным оконча
нием.

Методы решения поставленных задач.

Решение поставленных задач сводится к теоретическим исследованиям для обоснования прогнозного дебита нефти и достоверной оценки предложенных аналитических моделей определения производительности скважин с горизонтальным окончанием на основе сопоставления результатов, полученных численным путем, с фактическими промысловыми данными. Проведение анализа данных на основе построение уравнений регрессии влияния геолого-физических параметров пластов на показатели работы скважин с горизонтальным окончанием, анализа графиков поверхностей,

зависимостей начального дебита СГО от геолого-физических параметров пластов с использованием средств математической статистики на основе выбранного диапазона данных, зависимостей радиуса контура питания от расстояния между скважинами.

Научная новизна результатов работы.

Для скважин с горизонтальным окончанием:

5. Для скважин длиной до 200 м в отложениях терригенного девона месторождений Татарстана получена линейная зависимость начального дебита нефти от эффективной длины ствола.

6. В отложениях карбонатного девона выявлена нелинейная зависимость увеличения начального дебита нефти от эффективной длины ствола до 150 м и при дальнейшем ее увеличении зависимость выполаживается.

7. Обоснована зависимость радиуса контура питания в системе разработки от расстояния до окружающих скважин.

8. Получена корреляционная зависимость накопленной добычи нефти и жидкости от последовательности отключения обводненных участков ствола.

Основные защищаемые положения:

9. Выявленные зависимости производительности СГО от геолого-физических параметров пластов на основе многофакторного анализа.

10. Методика уточнения радиуса контура питания с учетом интерференции окружающих скважин для оценки расчетного начального дебита нефти.

11. Технология эксплуатации скважины с горизонтальным окончанием при признаках ее обводнения с последовательной поинтервальной отработкой всего горизонтального участка ствола скважины.

12. Технология разработки залежей нефти массивного типа с послойной неоднородностью с использованием скважин с пологонаправленными условно горизонтальными стволами для увеличения нефтеизвлечения.

13. Технология повышения эффективности разработки слабопроницаемых коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами с применением разветвленных горизонтальных скважин для увеличения охвата пластов выработкой запасов.

14. Способ разработки отложений терригенного девона с применением скважины с горизонтальным окончанием с ниспадающим забоем к подошве пласта для нагнетания вытесняющего агента и отбора продукции.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности.

Указанная область исследований соответствует паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно п. 5: Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов.

Практическая ценность результатов работы.

15. Предложенный подход оценки начального дебита нефти на основе составления уравнений регрессии и построения трехмерных графиков с использованием средств математической статистики обеспечивает определение диапазона применимости аналитических моделей в зависимости от конкретных свойств пластов.

16. Полученные в работе результаты использовались при разработке четырех руководящих документов ПАО «Татнефть»: РД 153-39.0-597-08 (Методическое руководство по технологии слабовырабатываемых запасов (тупиковые зоны, линзы, водо-нефтяные зоны, целики в заводнённых зонах, микроструктуры в заводнённых зонах) с горизонтальными и наклонными скважинами, скважины с горизонтальными и вертикальными боковыми стволами, 2008 г.), РД 153-390-778-12 (Методическое руководство по технологиям разработки малоразведанных залежей, отдельных линз и залежей на поздней стадии скважинами с горизонтальным окончанием, наклонно направленным и вертикальным окончанием и боковыми стволами с горизонтальным, наклонно направленным и вертикальным окончанием, 2012 г.), РД 153-39.0-836-13 (Методическое руководство по геолого-технологическому обоснованию выбора объектов и геолого-гидродинамическому сопровождению бурения горизонтальных скважин, боковых и боковых горизонтальных стволов, 2013г.), РД 153-39.0-904-15 (Методическое руководство по технологии разработки месторождений нефти с высокой зональной и послойной неоднородностью коллекторов горизонтальными и вертикальными скважинами, а также скважинами малого диаметра с оптимизацией системы заводнения и плотности сетки скважин и проведением гидроразрыва пластов, 2015 г.). Разработаны технологии, направленные на интенсификацию добычи нефти: технология для эффективной эксплуатации скважины с горизонтальным окончанием при признаках ее преждевременного обводнения, технология разработки залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью с пологонаправленными условно-горизонтальными стволами (УГС), технология повышения эффективности разработки слабопроницаемых коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами, способ разработки отложений терригенного девона с применением скважины с горизонтальным окончанием с ниспадающим забоем к подошве пласта.

3.Проведен анализ эффективности технологий на основе построения геологических и гидродинамических моделей. Показано, что последовательное отключение обводненных участков горизонтальной части ствола скважины приводит к увеличению накопленной добычи нефти до 5 % и снижению накопленной добычи жидкости на 25 %.

4. При выполнении диссертационной работы предложены четыре технических решения, признанных изобретениями: Способ разработки залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью, пат. 2439298; Способ разработки нефти в слоистых коллекторах, пат. 2431038; Способ разработки нефтяной залежи с карбонатным коллектором, пат. 2520123; Способ разработки залежей нефти горизонтальными скважинами, пат. 2488690.

5. Положения диссертационной работы применены при составлении проектно-технической документации на разработку Ромашкинского, Сабанчинского и Мухар-метовского нефтяных месторождений Татарстана.

6. Применение предложенных в диссертационной работе технологий разработки залежи нефти в карбонатных и терригенных отложениях девона позволило получить дополнительную добычу нефти 19,2 тыс. т., удельный экономический эффект составляет 130,6 млн. руб.

Личный вклад автора состоит в участии постановки задач исследований, обосновании методических подходов по реализации технологий разработки месторождений с применением скважин с горизонтальным окончанием на отложениях девона, анализе и обобщении результатов эксплуатации скважины с горизонтальным окончанием, проведении аналитических расчетов и построении зависимостей, разработке новых технических решений, научном сопровождении внедрения результатов на объектах месторождений ПАО «Татнефть».

Апробация результатов работы

Основные результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на X-ой международной научно-практической конференции («Роснефть», Геленджик, 2010 г.); Международной научно-практической конференции, посвященной памяти Р.Н. Дияшева (Казань, 2012г.); международной научно-практической конференции «Проблемы и повышение эффективности разведки и разработки нефтяных месторождений на поздней стадии» (г. Казань, 2013 г.); международной научно-практической конференции «Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы» (Казань, 2014 г.); международной научно-практической конференции «Особенности разведки и разработки месторождений нетрадиционных углеводородов» (Казань, 2015 г.); Российской технической нефтегазовой конференции и выставке по разведке и добыче (Москва, 2014 г.); научно-практической конференции, посвященной 60-летию образования ОАО "Татнефть" (Альметьевск, 2010 г.); научно-практической конференции «История и перспективы геологии и разработки нефтяных месторождений Татарстана, посвященной 70-летию начала разработки месторождений РТ (Альметьевск, 2013 г.); на научно-технической конференции, посвященной 60-летию ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть» (Бугульма, 2016 г.); на научно-практической ярмарке идей и предложений, посвященной 60-летию ПАО «Татнефть» (Бугульма, 2010 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 20 научных трудах, в том числе в 1 монографии, 4 статьях в рецензируемых научных изданиях, 4 патентах РФ на изобретения.

Структура и объем работы.

Особенности геологического строения карбонатных и тер-ригенных коллекторов девона, влияющих на эффективность СГО

По опыту бурения и эксплуатации СГО на карбонатные и терригенные отложения девона на месторождениях Татарстана, выделен комплекс геологических параметров, которые необходимо учитывать на забуривании УГС при существующей системе разработки (табл. 1.2) [57-58]: детальное представление о геологическом строении месторождения; наличие рентабельных остаточных запасов (50-60 тыс.т.); глинистость не более 5 %; эффективная нефтенасыщенная толщина пласта не менее 4,0 м; точные данные о положении водонефтяного контакта (ВНК); средняя обводненность участка не должна превышать 20-30%; оптимальная длина условно-горизонтальной части ствола (УГЧС) СГО должна определяться исходя из экономически рента бельной величины.

На основе этих параметров определяется положение горизонтальной скважины, ее направление, оптимальная допустимая длина и дебит, способствующие равномерной выработке запасов в дренируемой зоне.

Несмотря на полноту сбора всей имеющейся геолого-промысловой информации и качество выполнения всех подготовительных этапов в процессе эксплуатации месторождений с применением СГО возникают сложности, препятствующие широкому внедрению СГО на месторождениях Республики Татарстан, которые заключаются в: наличие в зоне дренирования перемежающихся с непроницаемыми перемычки нефте- и водонасыщенных прослоев; в сложности перехода с вертикального ствола на горизонтальный с малым радиусом искривления имеющимся инструментом проводки; трудности в регулировании профиля притока и приемистости по УГС [67].

Также не всегда оправдывается ожидание проектных дебитов, в отдельных случаях происходит быстрое обводнение продукции. Причинами недостаточной эффективности СГО, возможно, в отдельных случаях являются особые условия вскрытия продуктивного пласта УГС, влияние диаметра скважины на ее дебит, неоднородность геологического строения пласта -коллектора, отставание организации поддержания пластового давления и др. факторы.

В 2012 году впервые в ПАО «Татнефть» предпринята попытка применения СГО на отложения пласта Д0. В силу особенностей своего строения (плитчатость и чешуйчатость, наличие углистого материала или нераскри-сталлизованной гелевидной массы по плоскостям наслоения, которые распадаются на мелкие плиточки даже от незначительного механического воздействия, а при соприкосновении с водой рассланцовываются и осыпаются), бурение на пласт Д0 имеет свои специфические трудности.

В настоящее время проблема прохождения кыновских аргиллитов решена и по опыту бурения более 100 СГО при наличии соответствующей техники и технологии вскрытия терригенных отложений кыновско-пашийского возраста бурение осуществимо на любой из пластов Д0 и группы пластов Д1.

Отрицательным фактором, влияющим на применение СГО в карбонатном девоне (данково-лебедянский горизонт) с максимальным охватом всего разреза, является незакономерное распределение нефтенасыщенности, когда водонасыщенные пласты могут залегать выше нефтенасыщенных.

Учитывая небольшие толщины пластов-коллекторов в карбонатном девоне и наличие перемежающихся через плотные перемычки нефтенасыщен-19 ных и водонасыщенных прослоев, применение СГО на этот объект также в большей степени зависит от технического оснащения парка бурения. Несмотря на то, что залежи имеют преимущественно пластовое строение с краевыми водами, скважины, пробуренные в нефтяной зоне, либо работают длительное время с небольшим процентом обводнения, либо обводняются достаточно быстро (залежь № 665 Ромашкинского месторождения) (рис. 1.7).

Вероятно, это происходит за счет наличия вертикальной или субвертикальной трещиноватости и, в этой связи, существует необходимость проведения детализационных исследований по выявлению зон интенсивной тре-щиноватости и определению её направленности. Существование такой гидродинамической связи в сложно построенном резервуаре предполагает введение для этих залежей термина «слоисто - массивная залежь».

Нестабильность дебитов как вертикальных, так и горизонтальных скважин, эксплуатирующих эти карбонатные отложения девона, связана с низкими значениями ФЕС матрицы нефтевмещающих пород и неравномер ным развитием трещиноватости и кавернозности как по разрезу, так и по площади залежей.

Ввиду недоизученности отложений карбонатного девона применение горизонтальной технологии становится проблематичным, в связи с этим, с целью реанимации добычи нефти уже существующего фонда скважин, интенсификации добычи на месторождениях Татарстана проводят бурение боковых стволов с горизонтальным окончанием [57].

Основную долю добычи нефти по ПАО «Татнефть» обеспечивают крупные достаточно истощенные месторождения с выработанностью запасов нефти более 80 % и обводненностью на уровне 90 %. В структуре текущих запасов нефти доля трудноизвлекаемых запасов составляет около 80 %. Из этого следует что, перспектива всего нефтедобывающего комплекса связана с дальнейшей эффективной разработкой трудноизвлекаемых запасов. Однако рост обводненности добываемой жидкости, снижение уровня добычи нефти и увеличение ее себестоимости особенно для коллекторов с ухудшенной структурой запасов нефти усложняют процесс регулирования разработкой.

В настоящее время наиболее эффективным способом вовлечения в разработку пластов с трудноизвлекаемыми и труднодоступными запасами нефти является применение скважин с горизонтальным окончанием [6].

В связи с этим, с целью увеличения эффективности нефтеизвлечения и возможности регулирования процесса разработки на действующих месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами проводят бурение СГО (ГС, МЗС, БГС, БС).

Обоснование расчетной модели для определения производительности скважин с горизонтальным окончанием

Для исследования влияния параметров пластовой системы на производительность СГО весь фонд горизонтальных скважин был разбит на несколько групп по интервалам эффективной длины условно горизонтальной части ствола (УГЧС) СГО и объектам эксплуатации (табл. 2.1).

Средняя эффективная длина условно горизонтальной части СГО, пробуренных на отложения терригенного девона кыновско-пашийского объекта, составляет 81 м. Средняя пористость по участкам заложения СГО варьируется в пределах от 13% до 23,6% и составляет - 17,1 %, средняя глинистость -5 д.ед., нефтенасыщенность – 69%, средняя абсолютная проницаемость изменяется в пределах от 3,410-3 мкм2 до 522,410-3 мкм2 и в среднем -227,410-3 мкм2, начальный и текущий дебиты нефти по СГО составляют соответственно 13,7 т/сут и 8,6 т/сут при текущей обводненности 34,2%.

Средняя эффективная длина условно горизонтальной части СГО, пробуренных на карбонатные отложения данково-лебедянского объекта, составляет 157 м. Средняя пористость по участкам заложения СГО варьируется в пределах от 4,6% до 7,16% и составляет 5,76%, средняя глинистость – 0,97 д.ед., нефтенасыщенность – 68,63%, начальный и текущий дебиты нефти по СГО составляют соответственно 4,89 т/сут и 4,67 т/сут при текущей обводненности 57,99%. Средняя эффективная длина условно горизонтальной части СГО, пробуренных на карбонатные отложения заволжского объекта, составляет 30,8 м.

Средняя проницаемость,10-3 мкм2 - - 231,8 203,9 Средняя пористость по участкам заложения СГО варьируется в пределах от 5,4% до 12,3% и составляет 9,3%, средняя глинистость – 1,4 д.ед., неф-тенасыщенность – 64,5%, средняя абсолютная проницаемость - 10,710-3 мкм2, начальный и текущий дебиты нефти по СГО составляют соответственно 3,8 т/сут и 0,8 т/сут при текущей обводненности 9%.

Средняя эффективная длина условно горизонтальной части СГО, пробуренных на терригенные отложения воробъевского горизонта, составляет 143,5 м. Средняя пористость по участкам заложения СГО составляет 18,8%, средняя глинистость – 2 д.ед., нефтенасыщенность –76,3%, средняя абсолютная проницаемость - 356,610-3 мкм2, начальный и текущий дебиты нефти по СГО составляют соответственно 31 т/сут и 6,4 т/сут при текущей обводненности 35,9%.

Как показывает практика, определить потенциальный дебит нефти СГО с помощью исследований, применяемых на промысловых объектах, достаточно сложно. Характер притока флюида в условно горизонтальных участках стволов (УГУС) неоднороден и более всего зависит от фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) отдельных участков неоднородного объекта эксплуатации и способов его вскрытия.

По лабораторным исследованиям керна пористость пород колеблется от 5,3 % до 20,8%, а проницаемость от 10 до 53810-3 мкм2.

Колебания значений пористости и проницаемости зависят от структурных особенностей пород. В прослоях, где локально наблюдается плотная упаковка зерен, их плохая сортировка, большое содержание глинистого материала, фильтрационно-емкостные свойства пород снижаются.

Наиболее выраженную зависимость начального дебита нефти от эффективной длины УГЧС СГО в пределах отложений терригенного девона можно наблюдать по скважинам с общей длиной ствола СГО до 200 м с коэффициентом корреляции R2 равным 0,59 (рис. 2.1). Рисунок 2.1 - Зависимость среднего начального дебита нефти от отношения эффективной длины УГЧС СГО к общей длине УГЧС СГО по отложениям терригенного девона пашийского горизонта

По 72 СГО кыновско-пашийского объекта терригенно-го девона, наблюдается слабо выраженная зависимость начального дебита нефти от коэффициента нефте-насыщенности.

Важным геолого-промысловым параметром, характеризующим эффективность применения СГО и оказывающим влияние на ее продуктивность, является эффективная длина УГЧС СГО. По отложениям терригенного девона кыновского и пашийского горизонта средняя эффективная длина УГЧС СГО составляет 56 и 80 м соответственно.

Для СГО терригенных отложений девона месторождений РТ с общей длиной стволов до 200 м получена линейная зависимость начального дебита нефти от эффективной длины ствола.

В отложениях карбонатного девона выявлена нелинейная зависимость увеличения начального дебита нефти от эффективной длины условно горизонтальной части ствола до 150 м и при дальнейшем ее увеличении зависимость выполаживается (рис. 2.2).

Как показала практика, при вскрытии хорошо проницаемых пластов по участкам заложениях СГО потери давления по всей длине СГО могут привести к снижению дебитов нефти и эффективности СГО в целом. Также увеличение длины горизонтального ствола СГО может привести к непрерывному снижению депрессии в направлении забоя горизонтальной скважины, что также повлияет на эффективность применения СГО.

По результатам анализа бурения и эксплуатации более 100 СГО в терри-генных и карбонатных отложениях девона выделены СГО, пробуренные на отложения пашийского горизонта Зеленогорской площади НГДУ «Азнакаевск-нефть» и кыновского горизонта НГДУ «Джалильнефть», по которым преобладают явные линейные и степенные зависимости начальных дебитов нефти от фильтрационно-емкостных свойств пластов (рис. 2.3а-з).

Из рис. 2.3а-в можно заметить, что начальный дебит СГО пашийского горизонта Зеленогорской площади растёт по линейной зависимости от изменения пористости и проницаемости и снижается по степенной зависимости от содержания глинистой составляющей.

Зоны бурения этих СГО относятся к краевым площадям, расположенным на севере и северо-восточном склонах и имеют различное представительство пластов группы Д1 верхнего девона, что подтверждается работой [72]. Площади НГДУ «Азнакаевскнефть» отличаются представительностью верхней пачки пластов а,б,в и имеют большое количество участков слияния нескольких пластов верхней пачки и частично нижней пачки группы пластов Д1, когда эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 10 м и более метров. Это влияет на различие фильтрационных характеристик.

Результаты анализа бурения и эксплуатации СГО, пробуренных на тер-ригенные отложения кыновского горизонта Алькеевской и Сармановской площади НГДУ «Джалильнефть», показывают наличие степенной зависимости начального дебита нефти от пористости, логарифмической – от проницаемости и снижения начального дебита по степенной зависимости от увеличения глинистой составляющей (рис. 2.3 г-е).

Технологии разработки неоднородных залежей нефти с использованием СГО

К настоящему времени было предложено значительное количество работ по определению производительности горизонтальных скважин при различных режимах фильтрации в пластах [1,45, 61-66].

Для обоснования производительности СГО используются несколько видов моделей притока: аналитические, гидродинамические.

На начальном этапе, когда планируется проектирование СГО с целью предварительной оценки эффективности запланированных мероприятий достаточно воспользоваться приближенными аналитическими методиками оценки дебита нефти СГО.

Аналитические модели позволяют выявить влияние зависимых факторов на дебит СГО, таких как зона дренирования пласта, депрессия давления на пласт, несовершенство по степени вскрытия пласта вдоль УГС, толщина пласта, коллекторские характеристики пластовой системы.

Первым шагом на пути прогнозирования дебита является определение характера притока жидкостей из пласта.

Самое раннее исследование на приток жидкости к наклонным и СГО было предложено в работе Меркулова В.П. [35-37]. В своей работе автор привел формулу для расчета дебита нефти с круговым контуром питания: Q = 2f A (2-1) a + b) L\ph „ .EIL +XJ \ELJ I J L L с где 3 - расстояние от оси ГС до кровли пласта, м; a=0.5L+2fih; b = 2L/Ji+(fih)2; c=0,5L; co=0.5h-S; Л = M1 _9,тсо2 +1,284 + 4,45; к - прони Ph цаемость пласта, мкм2; h- толщина пласта, м; RK - радиус контура питания, м; гс - радиус скважины, м; L -длина горизонтальной части ствола, м; АР = Pk - Рс; РК, Рс - давление на границе кругового контура питания и на стенке скважины, атм;

В работах [9, 49, 60] были изложены научные подходы по исследованию притока жидкости к наклонным и СГО и сделаны следующие выводы: - дебит нефти наклонно-направленной скважины изменяется незначительно при повышении угла наклона СГО до 45-50 ; - при больших радиусах контура питания значения дебитов СГО и ВС не отличаются; увеличение толщины пласта при малых углах наклона скважины незначительно влияет на повышение дебита наклонно-направленных и СГО.

В своей работе авторы также справедливо отметили, что некоторые подходы были по определению производительности СГО были проведены в работах [45, 65, 66]. При этом результаты расчетных формул имеют заниженные значения и зависят от длины УГС и толщины пласта. Ю.П. Борисов представил формулу расчета дебита эллиптической скважины с круговым контуром питания [10]: 2лКИ АР g = ", 4 , (2 2) и In— + — In L L 2яг В этой формуле влияние анизотропии учитывается через толщину пла ста: h = h — , (2.3) v где: Kh, К v -коэффициенты горизонтальной и вертикальной проницаемости, мкм2. В своей работе Григулецкий В.Г. [19-20, 46-47] предложил обобщение 1к h формулы Ю.П. Борисова на случай анизотропного пласта, обозначив (5 = h и представив формулу в следующем виде: 2nKh АР Чг (2.4) L L J3h Модель стационарных потоков, разработанная Joshi S.D. на основе предыдущего аналитического решения Ю.П. Борисова, была одной из первых аналитических моделей притока в СГО, которая широко используется в настоящее время.

Алиев З.С., Шеремет В.В. предложили приближенную формулу по оценке потенциального дебита СГО, полностью вскрывшей полосообразный пласт (рис. 2.4) [1]:

Joshi S.D. привел уравнение притока жидкости к СГО, объединив решения для фильтрационного сопротивления в вертикальной и горизонтальной плоскостях с учетом анизотропии по вертикали и горизонтали [79-81]. При стационарном режиме двухмерный поток в плоскости x-y к стоку длиной L будет иметь эллиптические изобары. При этом предполагается, что зона дренирования имеет эллиптическую форму, и

Способ разработки отложений терригенного девона с применением СГО с нисходящим забоем к подошве пласта

Скважина с горизонтальным окончанием (СГО) по своей физической сущности позволяет увеличить площадь вскрытия продуктивного пласта, а также имеет значительные потенциальные возможности обводнения продукции в процессе эксплуатации, особенно в карбонатных пластах [26,27,28]. Условно горизонтальный ствол (УГС) в процессе проводки пересекает на своем пути множество трещин и трещинных зон. Некоторые из них могут простираться на большие расстояния и соединять нефтеносные и водоносные пласты. Поэтому обводнение продукции в СГО может происходить пластовыми водами, без воздействия на пласт. В компании ПАО «Татнефть», в среднем, обводнение СГО происходит в течение 3-5 лет и ведет к значительному снижению текущего дебита нефти СГО [12,51, 59].

До настоящего времени отсутствовали эффективные точечные методы водоизоляции в СГО, позволяющие изолировать обводненный отрезок или отрезки условно-горизонтального ствола (УГС). Обычные существующие технологии по изоляции зон водопроявлений в вертикальных (ВС) и наклонно-направленных скважинах (ННС) имеют свои недостатки и неэффективны. В них применяются традиционные (простые) изоляционные материалы типа цемента, которые при разбуривании цементной пробки могут растечься в УГС и затвердеть в виде клина (уипстока), что может привести к возникновению осложнений в процессе ремонта и возникнет опасность «потери» УГС.

С целью изоляции обводненных участков УГС СГО в последние годы в Республике Татарстан широко начали применяться нефтеводонабухающие пакеры. Набухающий пакер представляет собой обсадную трубу с расположенным на ней набухающим эластомером специализированного состава, который разбухает за счет поглощения жидкости в скважине, перекрывая за-трубное пространство в любых открытых или обсаженных стволах.

С целью повышения эффективности процесса вытеснения нефти водой в карбонатных отложениях предлагается технология увеличения охвата пласта вытесняющим агентом за счет последовательной отработки всего УГС, снижения обводненности продукции СГО и последовательного отсечения участков ствола СГО [28, 68]. Проведены исследования процесса вытеснения по данной технологии геолого-технологическим моделированием разработки (рис. 3.1).

Нефтяная залежь с карбонатным коллектором разбуривается вертикальными скважинами (№№1,2,4,5) и СГО (№3Г) по треугольной сетке скважин с расстоянием 300300м. Для поддержания пластового давления на уровне начального бурится вертикальная нагнетательная скважина (№6н). УГС СГО №3Г проводится по середине залежи в 10 м от ВНК (рис. 3.1). При этом на равных интервалах по УГС планируется размещение изолирующих элементов или пакеров.

В дальнейшем эффективность применения пакера будет оцениваться по дополнительной добыче нефти в целом по залежи, а также по добыче отдельно взятых скважин, в том числе и по СГО №3.

В геолого-технологической модели УГС СГО №3Г было разделено на 4 участка по пять расчетных ячеек в каждом (рис. 3.16). В процессе прогнозирования расчетных технологических показателей разработке залежи нефти обводненность продукции будет контролироваться по каждому участку Рассмотрено четыре варианта прогнозных расчетов: - 1 вариант предусматривает разработку залежи нефти до достижения конечной обводненности продукции в целом по залежи, равной 98%; - 2 вариант - закрытие перфорированного интервала (первого участка) УГС СГО в момент достижения обводненности продукции СГО №3Г 98%; - 3 вариант – закрытие перфорированного интервала (второго участка) УГС СГО в момент достижения обводненности продукции СГО №3Г 98%; - 4 вариант - закрытие перфорированного интервала (третьего участка) УГС СГО в момент достижения обводненности продукции СГО №3Г 98%. По результатам расчетов первого варианта видно, что обводненность продукции УГС СГО №3Г первого участка достигает 98% в июне 2018 г., второго участка – в сентябре 2020 г. и третьего – в октябре 2025 г. (рис. 3.2).

Из анализа результатов расчетов в целом по залежи можно заметить, что, отключая последовательно участки УГС по мере достижения их обводненности 98%, можно добиться как прироста накопленной добычи нефти, так и снижения накопленной добычи жидкости или обводненности. Так, например, закрытие 1 участка УГС СГО позволит увеличить добычу нефти на 7,5 тыс.т (1,5%) и снизить добычу жидкости на 784,2 тыс.т (-8,8%), 2 участка – на 11,0 тыс.т (2,3%) и на 1340,5 тыс.т (-15,1%), 3 участка – 12,1 тыс.т (2,5%) и на 1709,1 тыс.т (- 19,3%), соответственно.

Результаты прогнозных расчетов по четырем вариантам приведены на рис. 3.3 в виде динамики накопленной добычи нефти, жидкости и КИН.

На рисунке 3.4а-в представлены графики зависимости накопленной добычи нефти, жидкости и обводненности продукции в целом по залежи от количества работающих участков СГО. Рисунок 3.3 – Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и КИН по вариантам с последовательным отключением участков УГС

Из рис. 3.4а видно, что с уменьшением работающих участков СГО (с каждым отключением одного из участков УГС СГО) происходит увеличение накопленной добычи нефти по логарифмической зависимости с достаточно высоким коэффициентом детерминации R2=0,9772. Как было сказано выше, с каждым новым отключением одного из участков УГС СГО также происходит снижение накопленной добычи жидкости по логарифмической зависимости с высоким коэффициентом детерминации R2=0,9986 (рис. 3.4б).

Из рис. 3.4в можно заметить, что каждое отключение следующего участка УГС СГО приводит еще и к снижению обводненности в целом по залежи по линейной зависимости с высоким коэффициентом детерминации R2=0,9989. Причем, если отключение 1 участка УГС СГО приводит к снижению обводненности на 0,14%, то при отключении с трех участков (13) снижение составит 0,4%.

На рисунке 3.5а-г представлены графики динамики относительного прироста годовой добычи нефти в целом по залежи, по ВС №1Р, ВС №2Р и по СГО №3Г за счет последовательного отключения работающих интервалов СГО. Из графика динамики относительного прироста годовой добычи нефти в целом по залежи (рис. 3.5а) видно, что наибольший относительный прирост годовой добычи нефти (3,6%) приходится на варианты с отключением 1-2 и 1-3 участков УГС СГО.

Причем стоит заметить, что максимальное значение относительного годового прироста добычи нефти в целом по залежи по варианту с отключением 1 участка УГС СГО составляет всего 2,4%.