Анализ эффективности эксплуатации скважин с боковыми стволами

Определение первоначальных извлекаемых запасов  произведем объемным методом подсчета. Пользуясь картой эффективных нефтенасыщенных  толщин отдельно по продуктивным пачкам пласта (рисунки 8, 9), выделим границы  участка, условно приняв их положение  на расстоянии в половину расстояния между скважинами данного и соседних участков. Размеры выбранного участка 1125×850 м.

Площадь участка составляет 745313 м².

Продуктивные  пачки пласта DI на данном участке выдержаны по площади, первоначально залежь является чисто нефтяной, скважины перфорированы по всей толщине продуктивного пласта, количество и качество геолого-геофизического материала позволяет считать запасы участка по категории А.

Подсчет запасов объемным методом производится по следующей формуле

                                   Q=F·h·m·β·η·ρ·θ, т                                                (1)       

где Q – извлекаемые запасы нефти, т;

      F – площадь нефтеносности, м²;

      h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

      m – средний коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород, доли единицы;

      β – средний коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;

      η – коэффициент нефтеотдачи, доли единицы;

      ρ – плотность нефти на поверхности, т/м³;

      θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти

Расчет объема нефтенасыщенной части  пласта произведем методом графического интегрирования (рисунки 10, 11, 12)

При использовании  этого метода вначале определяется площадь сечения нефтенасыщенной  части пласта в направлениях наиболее тесного расположения скважин или  озопахит. Площадь сечения определяется по нескольким поперечным профилям. Профиль  пласта пласта вычерчивается в масштабе, его площадь вычисляется как  сумма площадей составляющих его  фигур. Кроме поперечных профилей вычерчивается  один продольный профиль, соединяющий  середины поперечных профилей.

 

                     4             - изопахиты

              - скважины

          1-1…5-5 – сечения участка

Рисунок 8 – Карта нефтенасыщенных толщин основной пачки 

Рисунок 9 – Карта нефтенасыщенных  толщин верхней пачки 

 

          а – сечение 1-1; б – сечение  2-2

Рисунок 10 - Определение площадей нефтенасыщенной  части пласта методом графического интегрирования

 

 

              а – сечение 3-3; б – сечение 4-4

Рисунок 11 - Определение площадей нефтенасыщенной  части пласта методом графического интегрирования

 

 

Рисунок  12 - Определение объема нефтенасыщенной  части пласта

Объем нефтенасыщенных  песчаников основной пачки пласта DI на выбранном участке

V= 3772589 м³

Согласно  карты эффективных нефтенасыщенных  толщин верхней продуктивной пачки (рисунок 9) средняя нефтенасыщенная  толщина пачки «а» на выбранном  участке составляет 1 м.

Объем нефтенасыщенных  песчаников верхней пачки

V=745313 м³

Средний коэффициент открытой пористости

для основной пачки

                      %,                 (2)

для верхней  пачки

                      %,               (3)                                             

где m_i – значения коэффициентов пористости по скважинам, %

Коэффициент нефтенасыщенности 

для основной пачки

                     ,              (4)                             

для верхней  пачки

                     ,             (5)                           

где β_i – коэффициенты нефтенасыщенности по скважинам, доли единицы

Величины  расчетных коэффициентов нефтеотдачи  по блоку IX, в котором расположены  скважины выбранного участка, составляют

для основной пачки - 0,65;

для верхней  пачки – 0,47

Усадка  нефти 

                             %,                          (6)                                   

где b – объемный коэффициент нефти

Пересчетный коэффициент 

                                ,                               (7)        

Начальные извлекаемые запасы по участку определяются по формуле (1)

запасы  основной пачки

    Q_о = 3772589·0,175·0,81·0,65·0,847·0,86 = 253196,5 т

запасы  верхней пачки

Q_в = 745313·0,156·0,76·0,47·0,847·0,86 = 30252,2 т

суммарные запасы

                 Q = Q_о + Q_в = 253196,5 + 30252,2 = 283448,7 т,                  (8)

Удельные начальные извлекаемые  запасы, приходящиеся на одну скважину выбранного участка

                             т,                          (9)

Удельные запасы верхней пачки

                             т,                            (10)                                            

Остаточные  запасы нефти определим по значениям  накопленных отборов скважин  выбранного участка, используя карту  накопленных отборов по пласту DI на 01.01.2004 года (рисунок 13)

Суммарная накопленная добыча нефти по участку  составляет 177739,8 тонн.

Остаточные запасы по участку

           Q_oст = Q – Q_нак,= 283448,7 - 177739,8=  105708,9 т,           (11)                                                   

где Q_oст – остаточные запасы, т;

      Q – начальные извлекаемые запасы, т;

      Q_нак – накопленная добыча нефти, т

Коэффициент извлечения нефти по участку

                                 ,                               (12) 

Проанализируем  выработку верхней пачки пласта.                                                      

В таблице 21 представлены результаты исследований добывающих скважин №  № 2407, 1555 дистанционным дебитомером.

 

Рисунок 13 – Карта накопленных  отборов по участку пласта DI

Как видно из таблицы 21, приток из самых  верхних зон прикровельной части  пласта DI отсутствует. Это качественно подтверждает сосредоточение остаточной нефти в прикровельной части пласта. Поэтому можно предположить, что выработки запасов верхней пачки пласта в зонах дренирования скважин № 2407 и № 1555 не происходило.

Согласно работы /5/ запасы верхней  продуктивной пачки пласта DI относятся к трудноизвлекаемым (вязкость нефти в пластовых условиях меньше 50 мПа·с, проницаемость более 0,2 мкм², нефтенасыщенная толщина 1 м)  

Таблица 21

Результаты исследований скважин  на приток

Скважина	Дата исследования	Дебит жидкости, м3/сут	Обводненность, %	Интервал, м				Толщина прикровельной части пласта, м
				Продуктивного пласта	Перфорации	Работающий	Максимального притока	Без притока	С ограниченным притоком
2407	81 г	23	88	1672,7 – 1678,8	1672,9 – 1678,1	1673,7 – 1677,8	1674,2 – 1674,8	1	-
1555	82 г	9	91	1674,1 – 1681,0	1674,3 – 1679,0	1675,0 – 1678,1	1677,1 – 1677,9	0,9	-

  

По результатам геофизических  исследований скважин №№ 1556, 163 можно  утверждать, что запасы нефти верхних  пачек продуктивных пластов вырабатывались, но недостаточно. Об этом свидетельствует  то, что в этих скважинах коллектор  охарактеризован как нефтеводонасыщенный  и величина остаточной нефтенасыщенности  значительна 0,63 в скважине № 1556 и 0,62 в скважине № 163 (по данным обработки  каротажных диаграмм по скважинам).

Коэффициент извлечения нефти  верхней пачки по данным геофизических  исследований скважин № 1556 и № 163

                         ,                                (13)

где  η_в – коэффициент извлечения нефти верхней пачки, доли единицы;

       β_н – средняя начальная нефтенасыщенность, доли единицы;

       β_о – средняя остаточная нефтенасыщенность, доли единицы

Коэффициент нефтеотдачи η_в^г характеризует выработку запасов в зонах дренирования скважин № 1556 и № 163. Если воспользоваться значениями удельных начальных запасов верхней пачки по участку, то остаточные запасы верхней пачки составят

           30252,2 – 15126,2·0,194 = 27317,7 т,       (14)                 

где Q₁ – удельные запасы нефти верхней пачки, приходящиеся на скважины № 1556 и №163, т

Коэффициент нефтеотдачи верхней  пачки

                                 ,                (15)                  

Остаточные запасы основной пачки

                         т,           (16)                     

Коэффициент извлечения нефти  основной пачки

                       ,                     (17)                                                                                                

К причинами неполной выработки  верхней продуктивной пачки пласта DI можно отнести:

- худшие по сравнению с основной  пачкой фильтрационно-емкостные  характеристики, в связи с чем  запасы нефти в верхней пачке  можно отнести к трудноизвлекаемым;

- предусмотренное проектом 1987 года  повышение давления нагнетания  до 20 МПа для интенсификации разработки  пластов верхней пачки не было  реализовано;

- реализованная сетка разбуривания  пласта DI с целью совместной эксплуатации всех продуктивных пачек пласта не была оптимальной по плотности для верхней пачки.

Учитывая результаты исследований скважин выбранного участка, определения  остаточных запасов по продуктивным пачкам пласта DI с целью доизвлечения остаточных запасов основной пачки и вовлечения в разработку пластов верхней продуктивной пачки бурение бокового ствола из скважины № 1554 целесообразно. Эффект достигается за счет уплотнения сетки скважин эксплуатирующих пласт DI на выбранном участке.

Текущая плотность сетки скважин  на выбранном участке составляет

                           м²/скв,                     (18)

где F – площадь участка, м²;

      n – количество скважин

Плотность сетки скважин после  строительства бокового ствола

                           м²/скв,                       (19)                                  

3.5.2 Обоснование проектного дебита  скважины

Принятые  допущения при обосновании проектного дебита:

- значение  нефтенасыщенности верхней пачки  в зоне расположения забоя  проектного бокового ствола определяется, исходя из выработки этой пачки  скважинами № 1556 и № 163, при  этом коэффициент извлечения  составляет 0,097;

- выработки  верхней пачки в зонах дренирования  скважин № 1555 и № 2407 не происходило;

Остаточная  нефтенасыщенность верхней пачки 

                          ,                 (20)                       

где β_о^в – остаточная нефтенасыщенность верхней пачки, доли единицы;

      β_н^в – начальная нефтенасыщенность верхней пачки, доли единицы

Остаточная  нефтенасыщенность основной пачки

                         ,                     (21)                         

где β_о^о - остаточная нефтенасыщенность основной пачки, доли единицы;

      β_н^о - начальная нефтенасыщенность основной пачки, доли единицы

Водонасыщенность  пласта при условии, что газ находится  в растворенном в нефти состоянии

верхней пачки

                                  β_в^в = 1 – β_о^в = 1 – 0,68 = 0,32,                              (22)             

основной  пачки

                                 β_в^о = 1 – β_о^о = 1 – 0,25 = 0,75                                (23)      

Используя кривые относительных фазовых проницаемостей (рисунок 14), определяем фазовые проницаемости  для воды и нефти в зоне проектного забоя.

Согласно  кривым относительные проницаемости  составляют

- для  верхней пачки: по воде к_в^/ = 2 %, по нефти к_н^/ = 18 %;

- для  основной пачки: по воде к_в^/  = 29 %, по нефти к_н^/ = 1 %.

Фазовые проницаемости по продуктивным пачкам

- верхняя  пачка