Анализ эффективности эксплуатации скважин с боковыми стволами

Александровская площадь - блоки XIV, XV, XVI, XVII, XVIII

1, 2 – начальное положение контуров  нефтеносности; 3, 4 – границы блоков  и участков; 5 – установленные  и предлагаемые перетоки и  направления фильтрации жидкости; 6 – номера блоков и участков

Рисунок 1 - Схема блоков и участков залежей горизонта DI

 

Поэтому оценка выработки запасов  по накопленному отбору нефти из блоков будет давать завышенные значения для  центральных блоков и заниженные для части периферийных.

В пределах некоторых центральных  блоков глинораздел между пластами DI и DII размыт полностью или частично, и в этих зонах отмечены перетоки нефти из пласта DII в пласт DI, что также усугубляет определение выработки запасов нефти по блокам. 

Если в начальной и основной стадиях разработки была возможность  судить о выработке запасов нефти  по данным бурения новых скважин, то на заключительной стадии такая  возможность практически отсутствует, так как на этой стадии уже нет  массового бурения скважин, и  количественные оценки выработки запасов  блоков по материалам отдельных скважин  не представляются возможными. Это  также невозможно сделать и потому, что невозможно точно восстановить объемы перетоков нефти из периферийных блоков к центральным.

В таблице 6 представлено распределение  по блокам начальных геологических  запасов нефти и некоторые  технологические показатели их разработки.

Таблица 6

Основные технологические показатели разработки пласта DI по блокам по состоянию на 01.01.2000 года

Блок	Начальные запасы нефти, тыс. т	Накопленная добыча, тыс. т		Суммарный водонефтяной фактор, т/т	Текущий КИН, доли ед.
		нефти	воды
I	14091	9007,8	24615,9	2,7	0,639
II	34595	25633,7	71828,1	2,8	0,741
III	34315	16860,4	66845,2	4	0,491
IV	30561	22152,2	58679,1	2,6	0,725
V	17109	3977,8	7283,3	1,8	0,233

Продолжение таблицы 6

VI	34128	26589	110455,7	4,1	0,779
VII	25638	20064,1	70767,7	3,5	0,783
VIII	21031	11678,1	35003,7	3	0,555
IX	40135	30456,3	100681,5	3,3	0,759
X	13364	2087,1	21365	10,2	0,156
XI	19932	5017,2	18585,7	3,7	0,252
XII	21252	7638,1	29694	3,9	0,359
XIII	10711	5269,1	22644,6	4,3	0,492
XIV	20859	11100,8	30714,2	2,8	0,532
XV	31469	20027,6	43371,3	2,2	0,636
XVI	14714	5464,1	29488,4	5,4	0,386
XVII	2538	1462,4	6680,4	4,6	0,576
XVIII	11255	4298,2	42105,2	9,8	0,382
Всего:	397697	228783,9	790809	3,5	0,576

 

Текущий КИН, определенный по суммарной  добыче нефти, изменяется по блокам от 0,156 (блок X) до 0,783 (блок VII) при среднем  значении 0,576.

Наибольшие значения текущего КИН  наблюдаются по блокам центральной  части залежи: в среднем - 0,693.

Для центральных блоков Александровской  площади (блоки XIV и XV) текущий КИН  составляет в среднем 0,595. По периферийным блокам значение текущего КИН значительно  ниже, составляя в среднем для  всех блоков 0,319.

Разница текущего КИН для центральных  и периферийных блоков обусловлена  преобладающим направлением фильтрационных потоков от периферии залежи  к ее центру, особенно в начальный  период, в результате чего часть  запасов нефти из периферийных блоков отобрана скважинами, расположенными в центральной части залежи.

Аномально высокие значения текущего КИН для II, IV, VI, VII и IX, равные  0,725 – 0,783, обусловлены перетоками нефти  из DII так как в пределах и на границах этих блоков находятся зоны полного или частичного размыва глинораздела между пластами DI и DII. 

Из сказанного явствует, что о  реальной выработке запасов нефти, имея ввиду межпластовые и внутрипластовые  перетоки, можно говорить с некоторой  долей условности.

Текущий КИН по центру Туймазинской площади, равный 0,636, слишком высок  из-за перетоков с DII. Более реальная величина текущего КИН в целом  для центра Туймазинской площади  суммарно для пластов DI и DII, которая  равна 0,598, при среднем значении этого  показателя в целом для пластов DI + DII  равном 0,556.

Также реальна величина текущего КИН  по центру Александровской площади (блоки XIV,XV и XVI), равная 0,546.

В целом по сумме пластов DI и DII текущий  КИН равный 0,556 является довольно высокой  величиной. Результаты бурения скважин  на поздней стадии разработки девонских  залежей свидетельствует о том, что остаточные запасы нефти сосредоточены  в прикровельной части продуктивных пластов.

Для оценки выработки запасов нефти  по разрезу пласта в принципе могут  быть использованы профили приемистости нагнетательных скважин и профили  притока добывающих скважин. Однако из-за малочисленности и нерегулярности этих исследований они могут дать только качественную оценку характера  выработки пласта для определенного  периода разработки. Также для  оценки выработки запасов используются данные геофизических исследований скважин.

В результате исследований добывающих скважин дистанционным дебитомером  было установлено, что приток из самых  верхних зон прикровельной части  пластов, как правило, отсутствует. Неработающие интервалы имеют толщину  от 0,2 до 3,6 м. Это также качественно подтверждает сосредоточение остаточной нефти в прикровельной части продуктивных пластов.

Если основные пачки пластов  в новых скважинах характеризуются  в основном как нефте- и водонасыщенные, и в значительной доле как полностью  промытые, то по верхним пачкам значительная доля скважин вскрывается как  нефтенасыщенная, что также указывает  на сосредоточение остаточной нефти  в верхних разрезах продуктивных пластов.

По результатам геофизических  исследований скважин можно также  утверждать, что запасы нефти верхних  пачек продуктивных пластов вырабатывались. Об этом свидетельствует то обстоятельство, что во многих новых скважинах  коллектор охарактеризован как  водонефтенасыщенный, или нефтеводонасыщенный, или даже как промытый.

В таблице 7 представлены расчеты института БашНИПИнефти по определению степени выработки  пластов горизонта DI.

Таблица 7

Выработка пластов горизонта  DI

Пласт	Балансовые запасы, тыс. м3		Текущий КИН, %	Накопленная добыча, тыс. м3
	Начальные	На 01.01.2000
DIа	43019	25236	41,3	30303
DIб	70219	33704	52,0	44030
DIср	418030	162106	61,2	239994
DIниж	14815	10397	29,8	2572

Бурение новых уплотняющих скважин на слабо выработанные участки неэффективно, так как промышленно освоенные методы добычи нефти не обеспечивают рентабельный дебит скважин. Такая тупиковая ситуация к концу разработки крупных месторождений, как Туймазинское  говорит о нерешенности проблемы доизвлечения остаточных трудно извлекаемых запасов нефти. Начиная с 1990-х годов, на Туймазинском месторождении началось массовое отключение нерентабельных высокообводненных скважин, а также малодебитных скважин, эксплуатирующих низкопродуктивные пласты.

На месторождениях с высокой  эффективностью заводнения, таких как  Туймазинское, категория остаточных запасов наиболее трудноизвлекаемая, так как нефть рассредоточена и рассеяна бессистемно по пласту. Высокая водонасыщенность и огромные объемы заводненного пласта затрудняют  вступление в контакт с нефтью любому рабочему агенту. В этих  условиях принципиально  новые   методы,   как   физико-химические, микробиологические, волновые сопровождаются сложнейшими  физико-химическими и другими  процессами, большим риском получения  неоптимальных результатов испытания, неопределенностью в процессе реализации.

В  нефтедобывающей   отрасли   проектные   решения   разработки месторождений и исследования в области увеличения нефтеотдачи  пластов направлены на извлечение экономически рентабельной части запасов нефти. В сложных горно-геологических  условиях остаточные запасы освоенными методами разрабатываются неэффективно.

Поэтому в последнее время на Туймазинском месторождении начато бурение боковых  стволов скважин, что позволяет  путем уплотнения сетки скважин  вовлечь в разработку застойные  зоны и другие участки, неохваченные воздействием: в слабопроницаемых прикровельных  частях пластов, в продуктивных пачках пластов с худшими фильтрационно-емкостными характеристиками, линзах, слабопроницаемых прослоях.

2.2 Текущее  состояние разработки 

В настоящее  время ООО НГДУ «Туймазанефть» разрабатывает 12 месторождений, девять из которых  с поддержанием пластового давления. Уровень добычи за 2003 год по Туймазинскому  месторождению и по НГДУ представлен  в таблице 8.

Таблица 8

Показатели  разработки месторождений НГДУ на 01.01.2004 года

Показатель	Туймазинское месторождение	НГДУ
Добыча нефти, тыс. т	543,9	914,1
Остаточные извлекаемые запасы, % от суммарных остаточных извлекаемых  запасов НГДУ	67,5	-
Темп отбора от остаточных извлекаемых  запасов, %	2,01	2,28
Коэффициент извлечения нефти	0,48	0,449
Действующий фонд скважин: - нефтяных - нагнетательных	884 155	1341 242
Обводненность, %	90,11	86,08

 

Добыча  нефти в 2003 году составила 914,1 тыс. тонн. Начальные балансовые запасы по всем месторождениям НГДУ составляют 758096 тыс. тонн, начальные извлекаемые запасы 377994 тыс. тонн.

По состоянию  на 01.01.2004 года из месторождений добыто 337,966 млн. тонн или 89,4 % от извлекаемых  запасов нефти.

Остаточные  извлекаемые запасы по НГДУ составляют на 01.01.2004 года 40,028 млн. тонн.

С начала разработки по Туймазинскому месторождению  добыто 324,569 млн. тонн нефти или 92,3 % от извлекаемых запасов, в том  числе по девонским пластам 290,178 млн. тонн.