Влияние строительства боковых стволов на степень выработки запасов нефти по пласту БС10 Западно-Сургутского месторождения

 

 

5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

 

 

Перспективы добычи нефти на Западно-Сургутском месторождении в основном связаны с широким применением вторичных методов увеличения нефтеотдачи (закачка химреагентов, ГРП, КХДВ, оптимизация режимов работы скважин и т.д.), с выводом из бездействия скважин, которые не работают по техническим причинам, а так же с вовлечением в разработку запасов ранее не охваченных ею по причине экономической неэффективности (пласты с малыми эффективными нефтенасыщенными толщинами, пропластки с ухудшенными коллекторскими свойствами разработка и эксплуатация которых ранее считалась нерентабельной).

В данном проекте рассматривается один из наиболее прогрессивных методов повышения нефтеотдачи – бурение боковых стволов из старых скважин.

Бурение боковых стволов дешевле стоимости строительства новых скважин. Кроме увеличения производительности скважин, бурение боковых стволов с горизонтальным входом в пласт позволяет отбирать углеводороды из коллекторов малой толщины ранее не охваченных разработкой. А небольшие локальные залежи нефти могут быть вскрыты скважинами с большими отходами от вертикали, в том числе и многоствольными. Кроме того, при наличии газовой шапки или подстилающей воды (или того и другого вместе) горизонтальные скважины дают значительный прирост извлекаемых запасов. Бурением бокового ствола можно ликвидировать аварии связанные с полетами насосного оборудования в тех скважинах, где ловильные работы не дали положительных результатов (ранее такие скважины шли на ликвидацию по техническим причинам).

 

 

 

Самым крупным объектом разработки Западно-Сургутского месторождения является пласт БС10, сложность геологического строения которого и обуславливает применение данной технологии для интенсификации системы разработки.

Целью зарезки и бурения наклонно направленных и горизонтальных боковых стволов скважин (БС) является интенсификация системы разработки месторождений, увеличение коэффициента извлечения нефти из продуктивных пластов и фондоотдачи капиталовложений.

Повышение эффективности разработки участков залежи с боковыми стволами в основном определяется тремя факторами: увеличением линейной скорости фильтрации за счет дополнительного отбора жидкости и приближения забоя добывающих скважин к зоне нагнетания воды; изменением фильтрационных потоков, ведущих к подключению к разработке застойных зон пласта; дополнительной упруго-пластической деформацией коллекторов в новых депрессионных зонах, приводящей к изменению соотношения «вода-нефть» в поровом пространстве коллекторов. Все эти три фактора ведут к уменьшению остаточной нефтенасыщенности пласта и их вклад в дополнительную добычу нефти определяется особенностями геологического строения участка воздействия и состоянием его разработки.

С 31.07.99 г. на Западно-Сургутском месторождении ведутся работы по бурению вторых стволов из старых скважин силами ФУПНПиКРС, а с 1.02.2001 г. создано управление по зарезке боковых стволов УЗБС, освоение этих скважин ведется собственными бригадами ЦКРС НГДУ «СН».

Производство работ по бурению БС выполняется по индивидуальному плану работ на зарезку и бурение бокового ствола с горизонтальным участком из обводненной или бездействующей эксплуатационной скважины, в основу которого должны быть заложены технико-технологические решения утвержденного Регламента.

Бурение боковых стволов осуществляется в соответствии с технологическими решениями проектных документов на разработку месторождения и с учетом текущего состояния структуры остаточных запасов нефти.

В настоящее время разработка месторождений с использованием боковых стволов (БС) и боковых горизонтальных стволов (БГС), воздействие с помощью которых можно отнести к гидродинамическим методам увеличения нефтеотдачи (МУН), является одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и полноты ее извлечения из недр. Особую актуальность это приобретает для месторождений со сложным геологическим строением продуктивных залежей и на поздней стадии их разработки к которым и относится Западно-Сургутское месторождение. Следует отметить, что большинство нефтяных месторождений отрасли разрабатываются, в основном, с использованием традиционных методов вытеснения нефти, а именно, путем применения различных вариантов заводнения. В неоднородных коллекторах оставлено немало невыработанных пропластков, целиков и других зон, заблокированных по различным причинам. Значимость создания систем разработки нефтяных месторождений с использованием БГС (ГС) еще больше возрастает с вовлечением в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, которых в структуре запасов становится все больше.

На Западно-Сургутском месторождении первые скважины с боковыми стволами испытаны в 1999 г. Из-за отсутствия надежного скважинного оборудования для раздельной эксплуатации бурение боковых стволов проводится в аварийных или высокообводненных скважинах с проводкой одного ствола и ликвидацией забоя старой скважины. Более 70% скважин имеют обводненность выше 60%, дебит нефти 65% скважин составляет до 8 т/сут. В процессе работ отрабатывались технологии по проводке вертикальных или слабонаклонных, пологих до 60° и  горизонтальных боковых стволов по пласту. Отход забоя бокового ствола от основного изменяется от нескольких десятков до 550 м, а длина его горизонтальной части от 48 до 508м.

 

 

5.1 Методы увеличения нефтеотдачи пластов и их классификация

 

 

Многолетние поиски ученых, работающих в области разработки нефтяных месторождений, выявили огромное количество запатентованных и защищенных авторскими свидетельствами способов воздействия на пласты с целью повышения их нефтеотдачи. Однако большая часть этих изобретений имеет ограниченную практическую полезность, а в некоторых случаях не имеет ограничений вообще, по крайней мере, в обозримом будущем. К причинам такого положения относятся:

• дефицит, высокая стоимость или несоизмеримая по сравнению с достигаемым эффектом ценность продуктов, предлагаемых в качестве рабочих агентов;
• экологическая опасность, риск вызвать необратимые негативные изменения как в пласте, так и в окружающей среде (закачка вредных отходов химических производств, некоторые виды микробиологического воздействия и др.);
• сложность практической реализации предлагаемых технологий в естественных условиях.

Таким образом, изобретаемые технологии перед тем, как перейти в категорию испытываемых и применяемых в промышленных масштабах, проходят проверку на выживаемость по следующим признакам:

• доступность рабочих агентов и технических средств, экономическая приемлемость средств реализации процесса; его эффективность;
• простота осуществления и гарантии экологической чистоты метода разработки при современном уровне развития технических средств.

Методы разработки нефтяных месторождений по исторически сложившимся представлениям принято делить на традиционные (естественные режимы, заводнение, искусственное поддержание пластового давления закачкой воды или газа) и методы увеличения нефтеотдачи пластов, которые в разное время и в различных источниках называли новыми методами разработки или третичными.

Ни одно из названий группы методов, не входящих в так называемые традиционные, не отражает абсолютно, без каких-либо поправок сущности всех методов. Так, тепловые виды воздействия на пласт с трудом можно назвать новыми, так как их практическое осуществление было начато еще в 30-е годы, как и традиционное заводнение. Нельзя их считать, строго говоря, и третичными, поскольку, как правило, тепловое воздействие осуществляется в пластах, разрабатываемых на естественных режимах. А в случаях, когда тепловой метод реализуют на объектах, нефть которых по причине сверхвысокой вязкости не может быть извлечена другими способами разработки, он является не методом увеличения нефтеотдачи, а единственно возможным способом извлечения нефти.

Нетрадиционные методы разработки нефтяных месторождений, называемые в дальнейшем методами увеличения нефтеотдачи пластов, делят в зависимости от того, каким образом достигаются эффекты, обеспечивающие улучшение условий вытеснения нефти, на четыре группы: 1) физико-химические; 2) газовые; 3) тепловые; 4) другие, основанные на использовании неординарных технических способах и сложных рабочих агентов.

К физико-химическим видам воздействия относят заводнение с применением мицеллярных, щелочных и полимерных растворов, растворов ПАВ, серной и соляной кислот, а также других химических реагентов. В настоящее время в этой группе методов особо можно выделить метод системной обработки призабойных зон. В зарубежной практике в группе физико-химических методов выделяют в основном три из названных вначале способов воздействия на пласты - полимерное, щелочное и мицеллярное заводнение.

Газовые методы включают использование диоксида углерода и углеводородных газов (как при смешивающихся, так и при несмешивающихся режимах вытеснения нефти), азота, и дымовых газов.

Среди тепловых или термических методов разработки различают закачку пара (непрерывную, в виде оторочек и для обработок призабойных зон) внутрипластовое горение, нагнетание горячей воды.

Другие методы пока не получили широкого распространения, однако интенсивно изучаются и исследуются в промысловых условиях на небольших опытных участках - это микробиологическое, волновое и электромагнитное воздействия, ядерные взрывы.

Известные методы увеличения нефтеотдачи основаны на следующих изменениях характеристик вытеснения и условий нахождения нефти в пласте (рисунок 5.1):

• снижение межфазного натяжения на границе «нефть- вытесняющий агент»;
• снижение отношения подвижностей вытесняемого и вытесняющего флюидов (за счет уменьшения вязкости нефти или подвижности вытесняющего агента);
• перераспределение находящихся в пласте нефти, воды и газа с целью консолидации запасов нефти.

Степень проявления этих эффектов, т.е. эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов, определяется прежде всего геолого-физическими условиями их применения. Современные представления о критериях применимости методов складывались преимущественно на основании экспериментально-теоретического изучения процессов воздействия на пласты. Обобщение исследований с целью уточнения критериев проводилось Э.М. Халимовым, А.А. Боксерманом, Н.Л. Раковским, В.С, Мелик-Пашаевым, С.А. Ждановым, а также другими отечественными и зарубежными авторами.

Следует отметить, что установленные критерии применимости могут служить лишь ориентиром при предварительном выборе методов увеличения нефтеотдачи. Наиболее полную и достоверную информацию о возможности эффективного применения того или иного процесса воздействия на пласт в конкретных геолого-физических условиях можно получить только после проведения представительных опытно-промышленных испытаний.

 

 

ПАВ — поверхностно-активные вещества; СТОПЗ — системная технология обработки призабойных зон скважин; МР — мицеллярно-полимерное заводнение; ЩР — щелочное заводнение; СК — закачка серной кислоты

Рисунок 5.1 Классификация методов увеличения, нефтеотдачи пластов по видам воздействия.

 

Одним из наиболее прогрессивных и эффективных методов повышения нефтеотдачи в последнее время является бурение боковых стволов из старых скважин.

Дополнительная добыча нефти за счет повышения нефтеотдачи методом ЗБС составляет 737 тыс. тонн. Фактически по пласту БС10 за счет повышения нефтеотдачи методом ЗБС дополнительно добыто 652,3 тыс. тонн нефти.

 

 

 

5.2 Выбор участков и зон залежей, эффективных для бурения боковых стволов

 

 

В настоящее время не существует общепринятого представления о характере распределения остаточной нефти в заводненных пластах, а также достоверных оценок по определениям его на фактическом материале (кернах, отобранных в обводненных зонах). Эта проблема чисто фундаментальная, и она пока не исследована в том объеме, как того заслуживает, хотя от этого зависит вся проблема увеличения нефтеотдачи пластов, пути и способы ее решения. Однако остаточные запасы нефти в недренируемых пластах и не охваченных водой пропластках хорошо изучены.

Можно считать, исходя из многообразия факторов, что реально образуются различные виды остаточной нефти как в пределах одного конкретного месторождения, так и для месторождений различного типа.

По данным экспертных оценок остаточные запасы нефти (100 %) по

видам количественно распределяются следующим образом:

1) нефть, остающаяся в слабопроницаемых  пропластках и участках, не охваченных водой, - 27 %;

2) нефть в застойных зонах  однородных пластов - 19 %;

3) нефть, остающаяся в линзах  и у непроницаемых экранов, не  вскрытых скважинами,- 24 %;

4) капиллярно-удержанная и пленочная  нефть - 30 %.

Часть остаточной нефти (пп. 1, 2, 3), которая не охвачена процессом заводнения вследствие высокой макронеоднородности разрабатываемых пластов и застойных зон, образуемых потоками жидкости в пластах, составляет 70 % всех остаточных запасов, представляя основной резерв для увеличения нефтеотдачи. Повысить нефтеотдачу пласта за счет этой части нефти можно в результате совершенствования существующих систем и технологий разработки и так называемых гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Повышение нефтеотдачи и эффективности разработки участков залежей с боковыми стволами в основном определяется четырьмя факторами: увеличением линейной скорости фильтрации за счет дополнительного отбора жидкости и приближения забоя добывающих скважин к зоне нагнетания воды; изменением фильтрационных потоков, ведущих к подключению к разработке застойных зон пласта; дополнительной упруго-пластической деформацией коллекторов в новых депрессионных зонах, приводящая к изменению соотношения «вода-нефть» в поровом пространстве коллекторов; вскрытием боковыми стволами не дренируемых или слабодренируемых зон пласта.

Первые три фактора ведут к уменьшению остаточной нефтенасыщенности пласта в уже выработанных зонах, а четвертый - к довыработке запасов нефти из недренируемых или слабодренируемых зон пластов. Вклад в дополнительную добычу нефти каждого фактора определяется особенностями геологического строения участков воздействия и состоянием их разработки. Поэтому эффективность эксплуатации боковых стволов в первую очередь определяется выбором участков и зон залежей с повышенными остаточными запасами нефти и выявлением структуры распределения этих запасов в объеме залежи.