Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. История развития и становления технологии бурения скважин с горизонтальным окончанием 13
1.1. Основные этапы становления технологии бурения скважин с горизонтальным окончанием в России 13
1.2. Анализ и обобщение опыта использования скважин с горизонтальным окончанием по нефтегазодобывающим регионам России 20
1.3. Анализ и обобщение опыта использования скважин с горизонтальным окончанием за рубежом 54
1.4. Краткий анализ эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием ОАО «Татнефть» 63
1.4.1. Анализ результатов строительства и освоения скважин с горизонтальным окончанием на объектах разработки ОАО «Татнефть» 63
1.4.2. Анализ результатов строительства и освоения БС и БГС на объектах разработки ОАО «Татнефть» 72
1.4.3. Анализ низкой продуктивности скважин с горизонтальным окончанием по промысловым данным 78
Выводы к главе 1 91
Глава 2. Геолого-физические критерии применения скважин с горизонтальным окончанием в Республике Татарстан 95
2.1. Геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений Республики Татарстан 95
2.1.1 Отложения башкирско-серпуховского яруса и нижнего карбона 99
2.1.2. Отложения верейского и каширского горизонтов 104
2.1.3. Отложения тульского и бобриковского горизонтов 105
2.1.4. Карбонатные отложения турнейского яруса 109
2.1.5. Карбонатные отложения бурегско-семилукского, евлано-ливенского, данково-лебедянского и заволжского горизонтов 111
2.1.6. Терригенные отложения верхнего девона пашийского и кыновского горизонтов 113
2.2. Геолого-физические критерии применения скважин с горизонтальным окончанием на месторождениях Татарстана 117
2.2.1. Геологические критерии выбора участка для заложения скважин с горизонтальным окончанием 117
2.2.2. Принципы обоснования заложения и проведения горизонтальных участков скважин с горизонтальным окончанием в Татарстане 128
2.2.3. Принципы и критерии размещения скважин с горизонтальным окончанием на новых месторождениях и объектах 129
2.2.4. Принципы и критерии размещения скважин с горизонтальным окончанием на старых месторождениях и объектах 130
2.3. Критерии обоснования направления, длины и траектории условно-горизонтального ствола скважин с горизонтальным окончанием в Татарстане 131
2.3.1. Обоснование направления и длины условно-горизонтального ствола скважин с горизонтальным окончанием 131
2.3.2. Обоснование траектории условно-горизонтального ствола в пределах объекта 133
Выводы к главе 2 138
Глава 3. Исследования влияния основных геологических и технологических параметров на эффективность применения скважин с горизонтальным окончанием 142
3.1. Оценка влияния горно-геологических условий вскрытия продуктивной толщи на эффективность эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием 142
3.2. Исследование влияния основных параметров системы продуктивный пласт - скважина с горизонтальным окончанием на эффективность применения горизонтальных технологий 152
3.2.1. Основные аналитические соотношения для определения дебита скважины с горизонтальным окончанием 152
3.2.2. Оценка влияния толщины пласта и размещения УГС на эффективность эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием 160
3.2.3. Оценка влияния анизотропии пласта на отношение коэффициентов продуктивностей скважин с горизонтальным окончанием и ВС 166
3.2.4. Оценка влияния радиуса УГС на ее производительность 166
3.3. Аналитический метод определения дебита РГС 167
3.4. Исследование процессов конусообразования при эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием 173
3.4.1. Аналитические методы определения предельного безводного дебита неф ВС и скважин с горизонтальным окончанием 173
3.4.2. Оценка влияния размещения УГС между кровлей и подошвой пласта на процесс конусообразования у скважины с горизонтальным окончанием 180
3.4.3. Исследования процесса конусообразования у скважины с горизонтальным окончанием (на примере Анзиркинского нефтяного месторождения) 183
3.5. Исследование влияния фильтрата бурового раствора на продуктивность скважин с горизонтальным окончанием 186
Выводы к главе 3 189
Глава 4. Использование методов математического моделирования для обоснования применения скважин с горизонтальным окончанием при разработке месторождений нефти 194
4.1. Принципы математического моделирования разработки нефтяных месторождений с применением скважин с горизонтальным окончанием 194
4.1.1. Двух- и трехмерная математическая модель двухфазной фильтрации для моделирования разработки нефтяных месторождений 195
4.2. Обоснование типа профиля и оптимального количества стволов у скважины с горизонтальным окончанием с использованием геолого-технологических 3D моделей 203
4.2.1. Обоснование типа профиля скважины с горизонтальным окончанием 203
4.2.2. Обоснование оптимального количества стволов у скважины с горизонтальным окончанием (на примере Сарапалинского нефтяного месторождения) 210
4.3. Обоснование системы ППД при разработке нефтяных месторождений с применением скважин с горизонтальным окончанием 222
4.4. Обоснование применения скважин с горизонтальным окончанием для разработки нефтяных месторождений при давлениях на забоях скважины ниже давления насыщения 234
4.5. Оценка влияния интерференции УГС СГО на эффективность их эксплуатации (на примере МЗС №6159 и №6160 Пионерского месторождения) 242
Выводы к главе 4 266
Глава 5. Научно-методические аспекты реализации технологии многозабойного заканчивания скважин в ОАО «Татнефть» 269
5.1. Основные этапы реализации технологии многозабойного заканчивания скважин 269
5.2. Практическая реализация технологии многозабойного заканчивания скважин 270
5.3. Анализ результатов эксплуатации многозабойных скважин в ОАО «Татнефть» 273
5.4. Основные методические подходы к определению экономической эффективности строительства и эксплуатации СГО 287
Выводы к главе 5 291
Глава 6. Перспективы применения технологии бурения высокотехнологичных и многофункциональных скважин 293
6.1. Многоступенчатая классификация МЗС по уровню сложности 293
6.2. Классификации скважин сложной конструкции по типу профиля 308
6.2.1. МЗС с горизонтальными и пологонаклонными стволами 310
6.2.2. Многоярусные МЗС 313
6.2.3. Радиально разветвленные МЗС 315
6.3. Оценка возможности разработки многопластовых и прерывистых залежей МЗС 317
6.4. Обоснование применения многофункциональных скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти (на примере участка Сабанчинского месторождения) с использованием геолого-технологической модели 323
6.5. Поиск альтернативных подходов к повышению эффективности и конечной нефтеотдачи месторождения с использованием многофункциональных скважин 345
Выводы к главе 6 355
Основные выводы и рекомендации 360
Список литературы 367
- Анализ и обобщение опыта использования скважин с горизонтальным окончанием по нефтегазодобывающим регионам России
- Основные аналитические соотношения для определения дебита скважины с горизонтальным окончанием
- Обоснование оптимального количества стволов у скважины с горизонтальным окончанием (на примере Сарапалинского нефтяного месторождения)
- Оценка возможности разработки многопластовых и прерывистых залежей МЗС
Введение к работе
Актуальность темы.
В настоящее время накопился огромный отечественный и зарубежный опыт применения горизонтальных технологий (ГТ) разработки месторождений углеводородов, который включает в себя бурение и эксплуатацию разветвленно-горизонтальных скважин (РГС), реанимацию неэффективного фонда скважин путем бурения дополнительных боковых стволов (БС) и стволов с горизонтальным окончанием (БГС) на залежах, содержащих различные продуктивные пласты: низкопроницаемые и неоднородные; с развитой системой трещино- ватости; малой толщины. ГТ применяются на месторождениях со степенью выработанности 75-80%, с тупиковыми, периферийными и застойными зонами, с линзовидными прослоями различной конфигурации, для разработки месторождений, находящихся под природоохранными зонами, водоемами, в местах, где ограничена возможность ведения буровых работ.
Скважины с горизонтальным окончанием (далее будем иметь ввиду ГС и РГС) имеют большую зону дренирования пластов, что способствует повышению дебитов скважин и увеличению нефтеотдачи залежи. При применении систем скважин с горизонтальным окончанием (СГО) вследствие увеличения степени охвата дренированием в разработку могут быть вовлечены месторождения с высокой геологической неоднородностью, расчлененностью, с наличием многочисленных зон замещения продуктивных пластов и зон выклинивания.
Таким образом, вскрытие продуктивных пластов СГО стало одной из ключевых промысловых технологий, появившихся за последнее десятилетие. Поэтому крайне важно при выборе той или иной конструкции СГО учитывать состояние продуктивного пласта, требования, которые предъявляются к разработке месторождения, полную стоимость предстоящих работ и степень общего риска.
На 1.01.2012 г. в ОАО «Татнефть» в эксплуатации находилось 503 горизонтальных скважин (ГС) и 86 разветвленно-горизонтальных скважин (РГС). Накопленная добыча нефти составляла 8,43 млн.т, в т.ч по ГС - 7,12 млн.т, по РГС - 1,30 млн.т, в т.ч. из карбонатных коллекторов 5,39 млн.т, из терригенных 3,03 млн.т. В среднем на одну пробуренную скважину добыто 14,3 тыс.т нефти, в т.ч. из карбонатных коллекторов - 12,3 тыс.т, из терригенных - 20,1 тыс.т. Средний дебит нефти карбонатных коллекторов составляет 4,7 т/сут и терригенных - 9,2 т/сут. Средняя величина обводненности находится на уровне: 40,3% и 55,2% соответственно, для карбонатных и терригенных коллекторов. В связи с этим, в ОАО «Татнефть» основным направлением работ в области бурения и эксплуатации СГО наравне с созданием технических средств, технологий вскрытия и освоения продуктивных пластов является разработка методических основ проектирования геолого-физических критериев применения и выбора направления, длины и траектории условно-горизонтального ствола (УГС) СГО.
Таким образом, совершенствование планирования, проектирования и надлежащего контроля над внедрением технологии разветвленно-горизонтального бурения является одной из важнейших и актуальных задач нефтяной отрасли.
Цель диссертационной работы заключается в создании научно-методических основ проектирования и совершенствования технологий и систем разработки месторождений нефти с применением СГО для их широкой промышленной реализации, а также в определении геолого-физических критериев применения СГО в условиях месторождений Татарстана.
Основные задачи исследований
-
Анализ и обобщение опыта строительства и свыше 35-ти летней эксплуатации 589 СГО на нефтяных месторождениях Республики Татарстан и выявление путей их дальнейшего совершенствования (на примере месторождений ОАО «Татнефть»).
-
Разработка методических основ проектирования геолого-физических критериев применения и выбора направления, длины и траектории условно-горизонтального ствола
СГО.
-
Установление зависимости эффективности применения ГТ от особенностей геологического строения продуктивного пласта - его расчлененности, анизотропии, характера трещиноватости, неоднородности, пористости, проницаемости, толщины.
-
Выделение категорий перспективности горизонтального бурения по эксплуатационным объектам разработки.
-
Обоснование типа профиля и оптимального количества стволов у СГО с использованием геолого-технологических моделей.
-
Оценка зависимости технологических показателей разработки месторождения с применением СГО от их конфигурации.
-
Выявление условий применения системы ППД и критериев по обоснованию эффективности системы заводнения при разработке нефтяных месторождений с применением ГТ на основе численного моделирования (на примере турнейской залежи Сиреневского нефтяного месторождения).
-
Оценка влияния конусообразования воды у СГО на эффективность ее эксплуатации.
-
Оценка влияния интерференции РГС на эффективность их эксплуатации на основании крупномасштабных математических экспериментов с использованием 3D геолого- математической модели участка месторождения (на примере РГС №6159 и 6160 Пионерского месторождения).
-
Создание научно-методических аспектов практической реализации технологии многозабойного заканчивания скважин в ОАО «Татнефть».
-
Обоснование применения многофункциональных скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти (на примере участка Сабанчинского месторождения) с использованием геолого-технологической модели.
Научная новизна выполненной работы:
-
-
На основе анализа истории эксплуатации 589 скважин с горизонтальным окончанием разработана методика по выбору объектов для применения технологии горизонтального бурения на месторождениях Республики Татарстан.
Установлены три категории объектов по перспективности применения технологии горизонтального бурения: 1 - массивные залежи турнейского и башкирского яруса с нефтена- сыщенной толщиной от 10 м и выше, пластовые залежи верейского и яснополянского объекта с нефтенасыщенной толщиной от 3 м и выше, 2 - объекты разработки многопластового типа башкирского яруса с высокорасчленными (расчлененностью более 2,1 и числом характерных прослоев более трех) карбонатными коллекторами толщиной до 2 м, с газоносным разрезом выше нефтяных залежей, 3 - объекты с водонефтяными зонами и подошвенными частями залежей, а так же высоко выработанные (более 90%) объекты карбонатных и терри- генных отложений.
-
-
Получены зависимости, связывающие конечный коэффициент нефтеизвлечения, дебит нефти и водонефтяной фактор с параметром интенсивности системы заводнения (соотношением добывающих и нагнетательных скважин) при разработке нефтяных месторождений с использованием скважин с горизонтальным окончанием при одинаковых геолого- физических характеристиках продуктивных пластов и условий разработки.
Разработан комплексный критерий по оценке эффективности системы заводнения, в который входят коэффициент нефтеизвлечения, водонефтяной фактор, суммарный дебит скважин и способность системы заводнения обеспечивать поддержание пластового давления на начальном уровне.
-
-
Выделены три группы скважин с горизонтальным окончанием: I - средние начальные дебиты скважин выше расчетных дебитов, полученных по аналитическим формулам для типичных геолого-физических характеристик продуктивных пластов месторождений Татарстана; II - средние начальные дебиты находятся в диапазоне расчетных; III - средние начальные дебиты скважин ниже расчетных дебитов. Выявлено, что в первую группу попадают 56,1% скважин, пробуренные на бобриковские отложения, 27,3% скважин второй группы относится к башкирскому ярусу, и 67,1% скважин турнейского яруса попадают в зону третьей группы скважин с горизонтальным окончанием. Значения начальных дебитов нефти скважин с горизонтальным окончанием имеют тенденцию к отклонению от расчетных дебитов в сторону уменьшения в зависимости от увеличения длины горизонтального участка ствола.
-
Для отложений бобриковского горизонта определена зависимость начального дебита нефти от работающей длины горизонтального ствола скважины с горизонтальным окончанием. Показано, что с увеличением работающей длины горизонтального ствола скважины с горизонтальным окончанием наблюдается тенденция к росту начального дебита нефти.
-
Созданы основные принципы проектирования горизонтального ствола для условий месторождений Республики Татарстан, характеризующиеся структурой остаточных запасов нефти с преобладающей долей трудноизвлекаемых в карбонатных и низкопроницаемых в терригенных коллекторах, водонефтяных и высокообводненных зонах, с нефтью повышенной вязкости. В частности, показано, что траекторию горизонтальных стволов в зоне ВНК необходимо проводить в карбонатных коллекторах не менее чем на 10 м выше гипсометрической отметки ВНК, в терригенных - не менее чем на 3 м. Получена зависимость дебита нефти и обводненности скважины с горизонтальным окончанием от расстояния горизонтального ствола до ВНК для терригенных и карбонатных отложений.
-
Впервые численно решена задача о совместном движении многофазной многокомпонентного флюида в пласте и в стволе скважины с горизонтальным окончанием. Показано, что при добыче нефти c вязкостью больше 90 мПахс при движении многофазного флюида по горизонтальному стволу скважины наблюдаются потери давления, соизмеримые с депрессией на пласт.
Практическая значимость полученных результатов:
-
-
-
Применительно к объектам разработки Республики Татарстан показано, что при выборе оптимальной конфигурации скважин с горизонтальным окончанием необходима оценка экономической жизнеспособности проекта, учитывающая факторы, которые могут оказать значительное влияние на финансовые результаты. Это - характеристики коллектора, способы и методы разработки, производственные возможности, наличие соответствующих технологий, а также опыт буровой компании и планирование.
-
По полученной зависимости начального дебита нефти от работающей длины горизонтального ствола скважины с горизонтальным окончанием к бурению на отложения бобриковского горизонта рекомендуются скважины с длиной горизонтального ствола более 200м.
-
Разработанные критерии по выбору объектов и принципы по применению горизонтального бурения использовались в НИР «Создание систем разработки нефтяных месторождений ГС с целью увеличения охвата пласта воздействием. Анализ влияния геолого- физических условий, технологических параметров и конструкции забоя на эффективность работы горизонтальных скважин» (договор № А.9.2-68/98, 2000 г.), «Сопоставительный анализ горно-геологических условий, техники, технологии и эффективности строительства ГС И БГС в Республиках Удмуртия и Татарстан» (договор № А.6.2.66/01, 2001 г.), «Повышение эффективности и конечной нефтеотдачи месторождений с трудноизвлекаемыми запасами при разработке системой многофункциональных «интеллектуальных» скважин» (2002 г.), «Анализ эффективности применения горизонтальных технологий (ГС, БГС) на нефтяных месторождениях ОАО Татнефть» (2003 г.), «Мониторинг применения горизонтальной технологии в ОАО «Татнефть» (договор № 05.2460.05, 2005 г.), «Мониторинг применения горизонтальной
технологии в ОАО Татнефть» (2010 г.).
-
-
-
Авторские разработки использованы при составлении РД 39-0147585-214-00 (МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО по проектированию, строительству, геофизическим и промысловым исследованиям, эксплуатации горизонтальных скважин и разработке нефтяных месторождений с применением горизонтальной технологии, 2000 г.), РД 153-39.0-421-05 (МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО по геолого-технологическому обоснованию бурения горизонтальных, многозабойных скважин и боковых горизонтальных стволов, 2005 г.), РД 153-39.0426-05 (МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО по расчету дополнительной добычи нефти от технологии «Бурение многозабойных скважин», 2005 г.), РД 153-39.0-597-08 (МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО по технологии разработки слабовырабатываемых запасов (тупиковые зоны, линзы, водонефтяные зоны, целики в заводненных зонах, микроструктуры в заводненных зонах) с горизонтальными и наклонными скважинами, скважинами с горизонтальными и вертикальными боковыми стволами, 2008 г.).
-
Под научным руководством автора защищена диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Андреевым Д.В. на тему «Повышение эффективности разработки карбонатных трещинно-поровых коллекторов нестационарным гидродинамическим воздействием».
-
Результаты исследований, выполненных автором, применяются исследовательскими службами ОАО «Татнефть».
Апробация работы.
Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на заседаниях технико-экономического Совета ОАО «Татнефть», а также на российских и международных конференциях, симпозиумах и форумах: межд. конф. «Разработка газоконденсатных месторождений» (г.Краснодар, 1990 г.), International Conference «Flow throughout porous media: fundamentals and reservoir engineering applications» (Moscow, 1992), межд. конф. «Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и битума» (г.Казань, 1994), совещании в АО «Татнефть» по проблемам повышения нефтеотдачи (г.Альметьевск, сентябрь 1995 г.), на семинаре-дискуссии «Концепция развития методов увеличения нефте- извлечения» (Бугульма, 27-28 мая 1996), науч.-техн. конф. «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г.Москва, 22-24.01.97), конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (15-20.06.1997, г.Туапсе, Рос- нефть-Термнефть), на Втором Международном Симпозиуме «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения» (Санкт-Петербург, 23-27.06.1997 г.), на науч.-практ. конф. VI Международной специализированной выставки «Нефть, газ - 1999» (Казань), на Юбилейной конф. «Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений» (Санкт-Петербург, 1999 г.), на семинаре-дискуссии «Горизонтальные скважины: бурение, эксплуатация, исследование» (р.п. Актюба, 2-3.12.1999 г.), на науч.-практ. конференции VII Межд. специализированной выставки «Нефть, газ - 2000» «Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений» (Казань, 58.09.2000 г.), на 3-й межд. науч.-практ. конф. «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (Анапа, 24-28.09.2001 г.), 11th Oil, Gas & Petrochemical Congress & Exhibition (Upstream Oil Industry) (29-31 October, Tehran, Iran), на науч.-практ. конф. «Актуальные задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения», посвященная 10-летию Академии наук Республики Татарстан (Казань, 2930 ноября 2001 г.), VII Межд. конф. «Стр-во горизонтальных скважин» (Ижевск, 23-24 октября 2002 г.), Межрег. геолог. научн.-техн. конф. «Эффективность геологоразведочных работ и результаты опытно-промышленных работ по использованию новых технологий поиска залежей углеводородов» (г. Лениногорск, 23-25 апреля 2003г.), A Forum to Discuss Field Work and Reservoir Management, through the use of Multilaterals, Intelligent Completions, and Expandables by
Russian and International Oil and Gas Companies (Radisson SAS Slavyanskaya Hotel. Moscow, Russia. June 24-26, 2003), IV Межд. науч.-практ. конф. «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (Анапа, 29.09-3.10.2003 г.), практ. конф. «Новые технико- технологические решения в области строительства наклонных и горизонтальных скважин» (Москва, «Renaissance Moscow Hotel", 16 июня 2004г.), Московском Форуме Информационных Технологий Компании Landmark Graphics (Москва, 20-23 сентября 2004г), XI Межд. конф. по разработке нефтяных и газовых месторождений горизонтальными скважинами (Ижевск, 2-3 ноября 2004 г.), OGJ Russia Petroleum Technology Forum "Downhole High-Tech Well Technologies" (Expocentr Moscow, Russia, 2005, 9-10 March), науч.-техн. конф. «О перспективах разработки карбонатных коллекторов и новые технологии увеличения коэффициента извлечения нефти» (Лениногорск, 26 апреля 2007г.), VII науч.-практ. конф. «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Геленджик, 25-27.09.2007г.), науч.-техн. конф. «Техника и технология разработки нефтяных месторождений» посвященной 60-летию начала промышленной разработки Ромашкинского месторождения (Лениногорск, 15.08.2008 г.), III науч.-практ. конф. «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Небуг, 16-18.09.2008г.), IX науч.-практ. конф. «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Небуг, 15-17.09.2009г.), Юбилейной конференции, посвященная 60-летию ОАО «Татнефть» (Альметьевск, 28.05.2010 г.), X науч.- практ. конф. «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Геленджик, 21-23.09.2010г.), 2-ой Межд. конф. ЭНЕРКОН. «Актуальные вопросы инновационного развития нефтегазовой отрасли» (Москва, 22-24 июня 2011 г.).
Публикации. По результатам проведенных исследований и представленных в данной работе опубликовано 67 научных работ, в том числе одна монография, шесть печатных работ в источниках, рекомендуемых ВАК Министерства образования и науки РФ, получено одно авторское свидетельство. Выпущено четыре руководящих документов отраслевого и регионального значения.
Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав, заключения и списка литературы. Работа содержит 388 страниц машинописного текста, 238 рисунков, 26 таблиц, 258 библиографических ссылок.
Анализ и обобщение опыта использования скважин с горизонтальным окончанием по нефтегазодобывающим регионам России
Месторождение Зыбза-Глубокий Яр расположено в пределах южного борта Западно-Кубанского прогиба на территории Краснодарского края. Его восточная периклиналь-ная часть названа Южно-Карским участком [27,77].
В разрезе миоценовых продуктивных отложений Южно-Карского участка прослеживаются три пачки крупнообломочных неравномерно-трещиноватых карбонатных пород, разобщенные глинистыми пропластками различной толщины или контактирующие между собой. Средняя глубина залегания продуктивного горизонта — 350 м. Он характеризуется резкими литологическими изменениями и непостоянством коллекторских свойств по разрезу и площади. Эффективная нефтенасыщенная толщина продуктивных отложений достигает 120м, средняя величина залежи — 34 м. Карбонатный коллектор характеризуется чрезвычайно высокой проницаемостью, достигающей десятков дарси (мкм2), и высокой начальной нефтенасыщенностью (до 100%). Нефть тяжелая (плотность 956 кг/м3), безпарафинистая, исключительно вязкая: при пластовой температуре 18 С вязкость ее составляет 9000 сантипуаз (мПахс), при 50 С — 440 мПахс.
Залежь нефти в карбонатных коллекторах миоцена Южно-Карского участка (рис. 1) хотя и была известна ранее, вступила в промышленную разработку лишь в 60-е годы.
Толчком для возобновления доразведки и начала разработки залежи послужили данные опробования скв. №60, вступившей в эксплуатацию после возврата с кумского горизонта в 1956 г. с фонтанным притоком нефти 30,7 т/сут.
В течение 1957-Т-1959 гг. несколько восточнее этой скважины было пробурено девять ВС, начальные дебиты нефти которых после проведения ряда кислотных обработок колебались в пределах 3-ГІ2 т/сут.
Для повышения технологической и экономической эффективности разработки залежи в 1960 г. были пробурены и введены в эксплуатацию три СГО - №№428, 431 и 433. Большой вклад в организацию этих работ, обучение буровых бригад внес сотрудник ВНИИБТ A.M. Григорян, также он непосредственно руководил технологией бурения этих скважин [27]. В первых двух скважинах разветвление в продуктивном горизонте было проведено пятью, в третьей шестью резко искривленными стволами, пробуренными в различных направлениях с учетом особенностей строения горизонта. Длина УГС составила 80- 140 м, отклонение их забоев относительно друг друга достигало 200 м (рис. 2).
Дополнительная добыча нефти не рассчитывалась, поскольку с 1974 г. на залежи осуществлялось паротепловое воздействие, и закачка пара могла оказать неравнозначное влияние на показатели эксплуатации рассматриваемых скважин. По-видимому, прогрев пара особенно благоприятно повлиял на приток нефти к МЗС. Расчеты показали, что в среднем дебит нефти скв.№849 в четыре раза превышал дебит скв. №847.
В течение всего периода разработки залежи в эксплуатации пребывало 32 скважины. Таким образом, МЗС, которые составили 12,5% всего действующего фонда, было добыто почти 28% всей нефти.
ОАО «Саратовнефтегаз». Ириновское месторождение. Основным объектом разработки Ириновского месторождения является нефтяная залежь заволжского горизонта. Тип залежи — пластовая сводовая, более 80% ее площади подстилается водой [40,117].
Продуктивные отложения заволжского горизонта сложены известняками мелкокристаллическими, крепкими низкопористыми неравномерно трещиноватыми участками глинистыми. Тип коллектора порово-трещинный. Эффективная толщина пласта составляет 16,24-39,8 м, общая - 55-f80 м.
Пористость коллекторов, определенная по данным анализов керна, изменяется в пределах 2,1-г11,6%, проницаемость - 0,0002- 0,036 мкм2, вязкость нефти в пластовых условиях составляет 22,8 мПахс.
Начальное пластовое давление составляет 6,19 МПа, пластовая температура 23 С. Режим залежи — растворенного газа.
На месторождении в течение 19454-1953 гг. были пробурены 32 скважины. Их эксплуатация показала низкую продуктивность залежи: дебиты нефти составили всего 0,3- 2,3 т/сут. В период пробной эксплуатации 1945-1953 гг. было отобрано всего 4 тыс. т нефти, или 125 т на одну скважину. В целях интенсификации притока на скважинах проводились солянокислотные обработки, после которых получали кратковременное увеличение дебитов нефти. С середины 1953 г. по 1986 г. ввиду малодебитности скважин месторождение находилось в консервации.
Для повышения эффективности разработки месторождения в ОАО «Саратовнефтегаз» было принято решение о строительстве ГС [117].
Согласно проведенным гидродинамическим расчетам для разработки залежи ВС потребовалось бы бурение 150 добывающих и 50 нагнетательных скважин.
Расчеты с применением разработки месторождения СГО показали, что наиболее оптимальный вариант размещения скважин - пятиточечная сетка с четырьмя СГО и одной вертикальной нагнетательной скважиной. При такой расстановке скважин и протяженности горизонтальных стволов 200 -250 м требуется пробурить до 90 СГО добывающих и 20- 25 ВС нагнетательных. Таким образом, объем эксплуатационного бурения сокращается почти в два раза.
За период 1988-1996 гг. на Ириновском месторождении было пробурено 26 СГО глубиной по стволу 812-гЮЮ м, с длиной УГС 65-ь396м.
Прежде чем приступить к бурению первой СГО (№ 47), был составлен проект, в котором предусматривалось бурение пилотного ствола с целью определения ВНК и интервала наибольшей нефтенасыщенности, а после установки цементного моста - бурение горизонтального ствола. Длина УГС скв. №47 составила 65 м.
При бурении СГО использовалось серийное отечественное оборудование: долота, винтовые забойные двигатели, отклонители. Контроль траектории ствола в процессе бурения проводился с помощью серийных кабельных инклинометров КИТ.
При бурении применялась следующая типовая конструкция СГО: кондуктор диаметром 324 мм, техническая колонна диаметром 245 мм и эксплуатационная колонна диаметром 139,7 мм.
Скважины строились по двум типам профилей:
1-ый - бурение вертикального участка до гл. 450м, бурение наклонно направленного участка с гл. 450 м и затем бурение условно горизонтального участка из-под башмака технической колонны;
2-ой - бурение вертикального участка в интервале O-j-585 м, бурение условно вертикального участка.
Второй тип профиля проще первого и легче выполним, так как выход на горизонтальную часть ствола осуществляется сразу из-под вертикального участка. Такой профиль принимался в том случае, когда толщина заволжских отложений, с учетом выполнения условия расстояния нижней точки УГС от ВНК, позволяла вписаться техническим возможностям оборудования в расчетный радиус.
При бурении последних СГО допустимая нижняя граница горизонтального ствола устанавливалась на расстоянии 20 м от ВНК, в ранее пробуренных скважинах удаление от ВНК составляло 10 м.
Стоимость первой СГО была в 3,3 раза выше стоимости окружающих ВС, но по мере освоения технологии и приобретения опыта бурения СГО она вплотную приблизилась к стоимости ВС. Так стоимость СГО №№182, 192, 184, 254 лишь в 1,1 раза выше.
На начало 1997 г. на Ириновском месторождении было введено в эксплуатацию 13 СГО. Начальные дебиты СГО составляли 16- 35 т/сут, в то время как дебиты ВС не превышали 1 т/сут, соотношение текущих дебитов СГО и ВС составляло 2ч-5.
Характерной особенностью работ по освоению СГО на Ириновском месторождении является то, что скважины, законченные бурением (скв. №№45, 46, 47, 50, 53, 55, 56, 57), при освоении дают слабые притоки нефти (0,1-г1,0т/сут). Это связано с интенсивной кольматацией микротрещин буровым раствором, в результате чего нарушается гидродинамическая связь пласта со скважиной. Восстановление этой связи и получение промышленных притоков нефти осуществлялось путем проведения солянокислотной обработки пласта [117].
Основные аналитические соотношения для определения дебита скважины с горизонтальным окончанием
На месторождениях ОАО Татнефть СГО и СГО проектируются как на объектах, разрабатываемых (и имеющих историю разработки) вертикальными скважинами (ВС), так и на новых, слабо разбуренных объектах.
При проектировании бурения СГО на начальной стадии разработки месторождения сравнительную оценку прогнозных показателей как СГО, так и ВС можно произвести по теоретическим формулам. Качество прогнозирования прямо зависит от соответствия исходных параметров расчетной модели реальным условиям пластовой системы.
Для горизонтальных скважин, проектирующихся на разрабатываемых ВС месторождениях, определение технологической эффективности проводится с учетом фактических показателей разработки месторождения.
Для слабо разбуренных месторождений технологическая эффективность определяется, исходя из отношений дебита СГО к дебиту ВС, рассчитанных по теоретическим формулам.
На основе теоретических формул оцениваются расчетные дебиты ВС, которые затем сравниваются с фактическими дебитами работающих вертикальных скважин. Для согласования расчетных дебитов с фактическими вводятся поправочные коэффициенты, которые комплексно учитывают неточности в определении параметров пластовой системы, входящих в теоретические формулы. Полученные таким образом поправочные коэффициенты используются затем в теоретических формулах оценки дебитов СГО.
Данный прием значительно уточняет прогнозирование потенциально возможных дебитов СГО и оценку ожидаемого технологического эффекта.
При оценке начального ожидаемого эффекта потенциально возможный дебит СГО является расчетной величиной, дебит ВС - фактической.
Для расчета потенциально возможного дебита ВС используют формулу Дюпюи, а для дебита СГО -формулы Борисова [25,26] или Joshi [185]. При выводе указанных соотношений авторами предполагалось следующее:
- фильтрация пластовой несжимаемой вязкой жидкости подчиняется линейному закону Дарси;
- функции, определяющие потенциальные давления и скорости движения жидкости в пласте, описываются линейными уравнениями Лапласа;
- нефтяная залежь представляет собой круговую область с естественным режимом питания;
- приток пластовой жидкости к скважине происходит при стационарном режиме фильтрации;
- продуктивный пласт (коллектор) представляет собой анизотропную трещиноватую горную породу;
- пластовая нефть характеризуется средними значениями вязкости и пластового объемного фактора.
Нужно учесть, что указанные допущения приближенные и нуждаются в уточнении, однако они широко используются в современной подземной гидромеханике и являются общепринятыми. Получаемые результаты можно легко распространить на случай, когда нефтяная залежь будет представлять собой прямоугольный контур питания. Согласно результатам, полученным В.Н.Щелкачевым [169], можно утверждать, что изменение радиуса кругового контура в области питания в 2-гЗ раза изменяет дебит скважины на 10-16%; степень эксцентричности ее расположения значительно влияет на дебит; относительное изменение дебитов единичных скважин, расположенных в центре круговой залежи и в центре прямоугольного контура питания, незначительны.
С использованием рассмотренных выше аналитических формул (3) - (7) по геолого-физическим характеристикам продуктивных объектов Республики Татарстан рассчитаны дебиты нефти. Расчетные дебиты нефти на графике выделены в виде диапазона рассеивания минимальных и максимальных значений, рассчитанных по той или иной аналитической формуле для различных длин УГУС СГО (рис. 73).
С целью сопоставления расчетных аналитических дебитов нефти с фактическими текущими дебитами все СГО были подразделены на группы с длиной УГУС от 0 до 100 м, от 100 до 200 м, от 200 до 300 м, от 300 до 400 м, от 400 до 500 м, от 500 до 600 м, от 600 до 700 м. (рис. 73 и табл. 15).
Результаты сопоставления показывают, что из 56 СГО с длиной УГУС до 100 м в диапазон рассеивания расчетных дебитов нефти от 0 до 10 т/сут попадают всего лишь 19 скважин, у которых дебит меняется от 1,3 до 9,4 т/сут (в среднем 4,2 т/сут). Из данного количества СГО две скважины - с башкирского объекта с дебитами от 2,2 до 6,7 т/сут (в среднем 4,5 т/сут), 13-е бобриковского объекта с дебитами от 1,3 до 9,4 т/сут (в среднем 4,1 т/сут), четыре - с турнейского объекта с дебитами от 3,6 до 6,7 т/сут (в среднем 5,5 т/сут).
Из 92 СГО с длиной УГУС от 100 до 200 м в диапазон рассеивания расчетных дебитов нефти от 4,8 до 14,5 т/сут попадают всего лишь 26 скважин, у которых дебит меняется от 4,8 до 11,8 т/сут (в среднем 8 т/сут). Из данного количества СГО три скважины - с башкирского объекта с дебитами от 5,3 до 10 т/сут (в среднем 7,2 т/сут), 10-е бобриковского объекта с дебитами от 4,8 до 13,4 т/сут (в среднем 9,2 т/сут), 13-е турнейского объекта с дебитами от 5,6 до 11,5 т/сут (в среднем 7,2 т/сут).
Из 119 СГО с длиной УГУС от 200 до 300 м в диапазон рассеивания расчетных дебитов нефти от 6,0 до 16,5 т/сут попадают всего лишь 19 скважин, у которых дебит меняется от 6,2 до 14,6 т/сут (в среднем 9,4 т/сут). Из данного количества СГО девять скважин - с башкирского объекта с дебитами от 6,2 до 16,1 т/сут (в среднем 9,5 т/сут), две - с бобри ковского объекта с дебитами от 8,3 до 12,8 т/сут (в среднем 10,5 т/сут), восемь - с тур нейского объекта с дебитами от 6,2 до 14,6 т/сут (в среднем 9,0 т/сут).
Из 115 СГО с длиной УГУС от 300 до 400 м в диапазон рассеивания расчетных деби тов нефти от 7,0 до 18,0 т/сут попадает всего лишь 21 скважина, у которых дебит меняется от 7,1 до 16,6 т/сут (в среднем 9,7 т/сут). Из данного количества СГО одна скважина - с башкирского объекта с дебитом 7,4 т/сут и 20 - с турнейского объекта с дебитами от 7,1 до 16,6 т/сут (в среднем 9,8 т/сут).
Из 33 СГО с длиной УГУС от 400 до 500 м в диапазон рассеивания расчетных деби тов нефти от 8,0 до 19,5 т/сут попадают всего лишь восемь скважин, у которых дебит меняется от 8,0 до 12,7 т/сут (в среднем 11,1 т/сут). Из данного количества СГО три скважины - с башкирского объекта с дебитами от 8,0 до 12,9 т/сут (в среднем 11,2 т/сут и пять - с турнейского объекта с дебитами от 8,1 до 12,8 т/сут (в среднем 11,0 т/сут).
Из трех СГО с длиной УГУС от 500 до 600 м в диапазон рассеивания расчетных дебитов нефти от 8,4 до 20,5 т/сут попадает всего одна скважина башкирского объекта с дебитом 9,5 т/сут.
Из двух СГО с длиной УГУС от 600 до 700 м в диапазон рассеивания расчетных дебитов нефти от 8,6 до 22,0 т/сут попадает всего одна скважина турнейского объекта с дебитом 8,6 т/сут.
По результатам сопоставления фактических дебитов нефти с расчетными можно сказать, что все аналитические формулы дают завышенные значения дебита нефти для длин УГУС в диапазоне от 100 до 700 м. Из рассмотренных 420 СГО всех продуктивных объектов, находящихся в эксплуатации в ОАО «Татнефть», только у 23% СГО дебиты нефти находятся в диапазоне рассеивания расчетных значений, у 68% - ниже и у 10% - выше.
По объектам эксплуатации 28% СГО бобриковского объекта, 26% турнейского объекта и 14% башкирского объекта находятся в диапазоне рассеивания расчетных значений. Дебиты основного количества СГО находятся ниже диапазона рассеивания, например, по башкирскому объекту 83% СГО, 37% - бобриковского объекта и 72% - турнейского объекта. Но есть и СГО, у которых фактические дебиты нефти выше диапазона рассеивания расчетных значений, например, по башкирскому объекту 3%, 35% - бобриковского объекта и 3% - турнейского объекта.
Обоснование оптимального количества стволов у скважины с горизонтальным окончанием (на примере Сарапалинского нефтяного месторождения)
При составлении технологической схемы Сарапалинского месторождения на продуктивных отложениях 7 блока был рассмотрен вариант использования СГО для максимальной интенсификации выработки запасов нефти.
На практике бурение СГО требует дополнительных начальных инвестиций в оборудование, но в конечном счете должно привести к снижению общих капитальных затрат и стоимости разработки залежи, равно как и текущих расходов, через уменьшение числа необходимых для максимальной выработки запасов нефти скважин. Данная технология позволит свести к минимуму размеры буровых площадок и связанные с ними неблагоприятные воздействия на окружающую среду. Проводка меньшего числа вертикальных скважин должна привести к тому, что намного реже придется преодолевать трудности, связанные с бурением верхней части разреза.
Залежь 7 блока расположена в восточной части Сарапалинского месторождения. Основным нефтесодержащим объектом 7 блока Сарапалинского месторождения являются карбонатные коллекторы турнейского яруса, глубина залегания кровли продуктивных отложений колеблется от минус 1041,0 м до минус 1110,0 м. Продуктивные коллекторы связаны с двумя продуктивными комплексами: кизелово-черепетским и упино-малевским горизонтами.
На залежи пробурены 72 скважины, из которых 66 ВС и шесть СГО. В карбонатной толще выделяется до 12 нефтенасыщенных прослоев, суммарная толщина которых изменяется от 5,2 до 26,4 м. Водонефтяной контакт по турнейским отложениям принят на отметке минус 940 м (рис. 117).
Коллекторские свойства и нефтенасыщенность продуктивных пластов 7 блока Сара-палинского нефтяного месторождения изучены и определены по данным лабораторных анализов керна, результатов интерпретации геофизических и гидродинамических методов исследования скважин (по методике ОАО «Татнефть»).
Продуктивные пласты Сарапалинского месторождения керном охарактеризованы крайне недостаточно, но при этом геофизическими исследованиями охвачен весь фонд скважин месторождения. Определения параметров коллекторов выполнены по всем объектам. Средние значения пористости коллекторов бобриковского горизонта по лабораторным данным и материалам ГИС близки между собой.
Для создания геологической модели месторождения было подробно изучено геологическое строение объекта, т.е. проведена детальная корреляция разреза скважин. В частности, схемы корреляции были построены практически через все скважины месторождения. На рис. 118 представлена схема детальной корреляции по линии скважин №№3016, 2988, 3075, 2987.
Известно, что одним из обязательных условий при построении геологической модели месторождения, находящегося на начальной стадии разработки, является привлечение данных сейсморазведки, проведенной на рассматриваемой площади. Использование данных сейсморазведки при построении геологической модели залежи дает возможность решать вопросы по доразведке месторождения в пределах лицензионных участков.
Сейсмические исследования на Сарапалинском месторождении проводились в 1983-89 гг. В результате проведенных сейсморазведочных работ был уточнен структурный план месторождения, а именно размеры, конфигурация и амплитуды выявленных на площади поднятий, что позволило уточнить контуры приуроченных к ним нефтяных залежей.
Учитывая степень разбуренности рассматриваемой площади месторождения и его размеры, в качестве наиболее оптимальных были выбраны следующие основные параметры интерполяции:
- шаги построения сетки по X и по Y - 50 м.;
- радиус оценки -1000 м.
С использованием программы MapView пакета StratWorks была построена сетка по кровле турнейских отложений, которая составила первоначальный геометрический каркас моделируемого объекта.
Расчет и построение структурных поверхностей по кровле и подошве пластов-коллекторов производился в Map View с помощью разработанной технологии построения согласованных сеточных значений, которая состоит из многочисленных операций с гридами толщин пластов-коллекторов и гридов мощностей от кровли турнеиского яруса до подошвы каждого пласта. Для выявления зон слияния (пересечения) строились карты зон слияния подошвы вышележащего пласта с кровлей нижележащего пласта. Правильность построения карт проверялись построением разрезов, которые строятся в различных направлениях. Далее, выверенные сеточные значения по кровле и подошве каждого пласта импортировались в Z-MAP-p/us, откуда непосредственно из мастер-файлов импортировались в StrataModel для построения трехмерной модели. Построение структурной модели было начато с импорта сеток, описания типа залегания пластов, способа их деления на пропластки (слои). Все эти данные использовались для создания модели слоев ячеек.
С помощью типа залегания описывалась характеристика стратиграфического и структурного строения. В пакете StrataModel предлагается несколько типов залегания: пропорциональное, регрессивное или трансгрессивное, нормальный и обратный сброс. Первой (опорной) поверхностью, исходя из литолого-стратиграфической колонки, выбрана подошва самого нижнего пласта-коллектора - упинского горизонта. Тип залегания данной структурной поверхности задавался как Independent, т. е. независимый.
Для Сарапалинского месторождения использовался пропорциональный тип залегания слоев. Что касается мощности пропластков, т.е. разрешения модели по вертикали, исчерпывающая детальность обычно достигается при значении 0,4 м. Для уменьшения объемов вычислений и из-за отсутствия данных в неколлекторах прослои между пластами-коллекторами задавались как один пропласток. Результаты построения трехмерных геологических моделей в виде распределения пористости по линии скважин №№ 3019, 2953, 2883, 3061, 3056, 3076, 2987 представлены на рис. 119.
Поскольку размерности геологической и гидродинамической моделей не совпадают, то в связи с этим для перевода геологической модели в гидродинамическую было использовано программное средство Geolink. Для получения эффективных характеристик объемных параметров (толщины, пористости) были использованы их средневзвешенные значения. Для осреднения проницаемости использовались среднегармонические значения.
С целью проведения разностороннего анализа сценария выработки запасов нефти 7 блока Сарапалинского месторождения была построена технологическая модель с ортогональной сеткой 80x60x25 и с шагом 70 м по ширине и 55 м по длине.
В процессе адаптации модели, проводимой в соответствии с предварительным детальным изучением объекта, проведена корректировка первоначального распределения свойств, в основном- перенастройка поля распределения проницаемости.
Наилучшие показатели получаются по варианту 3-3 с бурением 3-х стволов (расположение стволов показано на рис. 121). В этом варианте падение дебита меньше и обводненность продукции ниже, чем во всех других вариантах. В данном варианте падение происходит с 380 тыс.т до 180 тыс.т, а в остальных вариантах ниже - 150 тыс.т. Обводненность по данному варианту получается ниже, чем по всем другим вариантам (до 0,31 д.ед.).
По приведенному на рис. 128 распределению нефтенасыщенности по вариантам на 2030 год разработки можно увидеть, что по 3 варианту в 1, 2, 3 стволы РГС1 происходит прорыв воды. Этот факт подтверждает выводы, сделанные по рис. 127.
Технологические показатели разработки рассмотренных вариантов представлены на рис. 129 в виде графиков распределения накопленной добычи нефти и воды. Анализируя зависимость накопленной добычи нефти залежи по вариантам разработки, можно утверждать, что наилучшим является вариант 3-3, предусматривающий бурение 3 стволов с оптимальным размещением в пласте. По данному варианту к концу проектного срока будет отобрано 5460 тыс.т. нефти при попутной добыче 1201,7 тыс.т. воды, т.е. более 60% балансовых запасов нефти.
Технико-экономические показатели разработки приведены на рис. 129 в виде графиков распределения средней стоимости одного метра длины ствола и добычи нефти на один метр длины ствола.
По анализу результатов проведенных исследований получена зависимость накопленной добычи нефти от обводненности продукции СГО с различным количеством УГС (рис. 130).
Оценка возможности разработки многопластовых и прерывистых залежей МЗС
В основном разработка многопластовых залежей нефти в Республике Татарстан осуществляется традиционными вертикальными и наклонно направленными скважинами.
Как известно, существуют несколько способов разработки, в частности:
1. Разработка всех пластов по одной сетке скважин, при этом как добывающие, так и нагнетательные скважины перфорируются на все пласты.
2. Разработка всех пластов по одной сетке скважин, при этом добывающие скважины перфорируются на все пласты, а система нагнетания для каждого пласта разрабатывается отдельно.
3. Разработка всех пластов по одной сетке скважин, при этом нагнетательные скважины перфорируются на все пласты, а система добывающих применяется отдельно для каждого пласта.
4. Разработка каждого пласта отдельной системой скважин.
В Республике Татарстан, так же и по всей России, преобладает в основном первый способ из-за того, что при его применении значительно снижаются начальные капитальные вложения. Однако, данный способ разработки имеет определенные недостатки, в частности, сложность контроля за разработкой на таких месторождениях, в начале разработки возможны межпластовые внутрискважинные перетоки жидкости, связанные с недостаточной изученностью коллекторских характеристик каждого из прослоев. Эти недостатки не позволяют разрабатывать каждый из пластов в оптимальном режиме.
Наиболее эффективным с нашей точки зрения является четвертый способ разработки, но его применение в сложившихся экономических условиях на месторождениях с низкими коллекторскими свойствами требует более детального экономического обоснования. Поэтому при разработке таких месторождений целесообразно рассматривать возможность их эксплуатации МЗС. При их использовании можно разрабатывать многопластовые месторождения одной системой скважин с дополнительно пробуренными забоями на каждый пласт. Использование МЗС может значительно повысить темпы разработки нефтяных месторождений с низкими коллекторскими свойствами. При этом большая стоимость таких скважин компенсируется высокими начальными дебитами и существенным сокращением общего числа добывающих скважин. Вследствие этого, значительные инвестиции в разработку месторождений МЗС могут быть окуплены в более короткие сроки по сравнению с применением традиционных ВС.
При использовании МЗС возможен контроль за разработкой каждого пласта отдельно с помощью обратных клапанов на каждом дополнительном забое. Это исключает межпластовые перетоки при истощении одного из прослоев. В настоящее время существующие технологии позволяют контролировать отборы из каждого дополнительного ствола и при обводнении одного из них изолировать его и эксплуатировать другие дополнительные забои.
Большое разнообразие геолого-технических условий, различное состояние разработки месторождений, условия и способы эксплуатации требуют применения различных видов профиля, числа и протяженности стволов МЗС.
Основными виды МЗС следующие [71,223,237]:
- скважина - «куриная лапка» (рис. 207а);
- скважина с дополнительными забоями из вертикального ствола [рис. 2076);
- скважина «крыло чайки» (рис. 207в);
- скважина «штабельная» (рис. 207г);
- скважина - «вилка» (рис. 207д);
- скважина «рыбья кость» (рис. 207е);
- скважина «рыбья кость» в виде «чайки крыла» (рис. 207з);
- скважина «штабельная» в виде «рыбья кость» (рис. 207ж).
С использованием программного комплекса VIP фирмы Landmark проведены серии численных экспериментов сравнения технологических показателей работы МЗС различной конфигурации, а также варианты с закачкой через вертикальную часть ствола и через один из горизонтальных стволов МЗС.
Варианты отличаются между собой использованием системы ППД и различным размещением УГС относительно нагнетательной скважины. Описание вариантов приведено в табл. 21.
Анализ результатов проведенных гидродинамических расчетов показывает, что оптимальной, сточки зрения накопленной добычи нефти, являются конфигурации скважин с забоями, пробуренными на каждый пласт (варианты 5а и 7а: 12 стволов, см. рис. 208). При данных конфигурациях достигаются максимальная накопленная добыча, начальный дебит нефти и минимальная обводненность продукции (рис. 209а-в). Но, однако, применение таких МЗС может ограничиваться возможностями буровиков и стоимостью работ.
Бурение противоположных стволов на каждый пласт {рис. 208, вариант 6а) практически эквивалентно бурению скважины «пачечной конфигурации» с тремя дополнительными забоями в пределах той же зоны дренирования (см. рис. 208, вариант 1а), а с экономической точки зрения более приемлема «пачечная конфигурация». Поэтому такой вид скважин может быть применен как для добывающих, так и для нагнетательных скважин и является, по нашему мнению, наиболее оптимальным.
В пластах с низкими коллекторскими свойствами применение традиционных вертикальных скважин не дает такого ощутимого эффекта, как от МЗС (рис. 208, варианты 10-11). По рис. 209а-в видно, что по накопленной добыче и по начальному дебиту нефти варианты с использованием ВС существенно уступают вариантам с МЗС.
Огромный интерес представляют варианты (рис. 208, варианты 16, 1г, 1д, 26, 36, 46, 56, 66, 76, 86 и 96) с использованием системы ППД через вертикальную часть ствола МЗС.
Анализ результатов гидродинамического моделирования вариантов с использованием системы ППД показывает, что закачка воды по ряду вариантам позволяет значительно повысить накопленную добычу нефти, в среднем на 30%. Наибольший прирост накопленной добычи нефти достигается по вариантам 86 (39%), 46 (36%), 26 (35%) и 36 (34%), минимальный - по вариантам 66 (9%) и 76 (10%). При этом обводненность меняется следующим образом, в частности, наибольший прирост получается по вариантам 76 (63,4%), 66 (58,2%), а наименьший - по вариантам 36 (41,7%) и 26 (45%).
Сравнивая накопленную добычу нефти по некоторым вариантам (рис. 209а), в частности, по вариантам 46 и 56, можно увидеть, что до 2013 г. заметного эффекта от закачки не ощущается. По остальным вариантам эффект от закачки виден уже с 2015 года.
Вторая группа - это варианты 1г, 76 и 86, по которым прорыв воды происходит с 2013 года и при этом обводненность к концу разработки составит 0,8. Ну и третья группа -это варианты 26, 36, 46 и 56, по которым прорыв воды начинается с 2017 года и при этом обводненность к концу разработки достигает 0,65.
Исходя из динамики распределения дебита нефти, представленной на рис. 2096 видно, что наиболее высокие начальные дебиты получаются по вариантам 5а, 56, 7а и 76 (рис. 208).
В варианте 56, в отличие от остальных вариантов (5а, 7а и 76), начиная с 2018 по 2027 год прослеживается заметный скачок дебита нефти, равный 7,5 м3/сут. По средним дебитам нефти варианты распределились следующим образом: 1 - вариант 56, 2 - 46, 3 -36, 4 - 76, 5 - 86, 6 - 5а и 7 - 4а.
На рис. 210 представлена динамика накопленной добычи нефти в зависимости от количества стволов в МЗС, а на рис. 211 - динамика дебита нефти по рассмотренным вариантам. На рис. 212 показаны карты с линиями равных насыщенностей и равных пластовых давлений.
Похожие диссертации на Теория и практика разработки нефтяных месторождений скважинами с горизонтальным окончанием
-
-
-
-
-
-
-
