Анализ эффективности эксплуатации скважин с боковыми стволами

Как видно продуктивные объекты  Туймазинского месторождения характеризуются  большой выработанностью запасов  нефти.

 

 

Таблица 9

Суммарный отбор  от запасов по объектам Туймазинского  месторождения

Объект	Суммарный отбор от балансовых запасов, %	Суммарный отбор от извлекаемых запасов, %
DІ	58,2	95,7
DІІ	49,2	94,1
Девонские отложения	55,9	95,2
С1bb	29,7	81,15
С1t	7,5	49,7
Прочие	3,3	11,2
Туймазинское месторождение	52,3	92,3

 

Попутно с нефтью с начала разработки добыто воды по Туймазинскому месторождению 1174890,9 тыс. тонн (1061086,5 тыс. м³), по НГДУ добыто воды 1199343,0 тыс. т. (1082041,5 тыс. м³).

По основным объектам Туймазинского месторождения  водонефтяной фактор с начала разработки: DІ - 3,5 т/т; DІІ - 3,5 т/т; по девонским отложениям - 3,5 т/т; C₁^bb - 4,5 т/т   С₁^t - 1,7 т/т.

Разработка  продуктивных объектов Туймазинского  месторождения ООО НГДУ «Туймазанефть» характеризуется снижением годовой  добычи нефти (таблица 10) и попутной воды и темпов отбора остаточных запасов (таблица 11).

Таблица 10

Снижение  годовой добычи нефти по НГДУ «Туймазанефть»

Объект разработки	2002 год		2003 год
	Добыча нефти тыс. т	% падения к предыдущему году	Добыча нефти тыс. т	% падения к предыдущему году
Туймазинское - девон - карбон - прочие	565,0 307,8 252,4 4,8	+0,1 +3,7 +3,6 +54,2	543,9 281,2 256,9 5,8	-3,7 -8,64 +1,78 +20,8
НГДУ	918,8	+1,4	914,1	-0,5

 

Таблица 11

Темпы отбора от остаточных запасов по основным объектам Туймазинского месторождения, %

Объект	Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов
	2002 год	2003 год
DІ	2,09	2,07
DІІ	1,43	1,2
Девонские отложения	2,06	1,45
С1bb	2,23	2,28
С1t	2,53	2,71
Прочие	0,28	12,6
Туймазинское месторождение	2,05	2,01

 

Отборы  жидкости по Туймазинскому месторождению  по сравнению с 2002 годом уменьшились  на 663,371 тыс. тонн, по карбону Александровской  площади уменьшились на 63,968 тыс. тонн, по карбону Туймазинской площади  увеличились на 27,956 тыс. тонн, по прочим горизонтам увеличились на 2,630 тыс. тонн и по девонским пластам уменьшились  на 569,730 тыс. тонн.

В целом по НГДУ "Туймазанефть" отбор жидкости уменьшился на 632,176 тыс. тонн.

С поддержанием пластового давления работают девять месторождений. Годовая  закачка по всем месторождениям составила 6410,210 тыс. м³, в том числе по Туймазинскому месторождению – 5398,446 тыс. м³. Общая закачка уменьшилась по сравнению с 2002 годом на 378,210 тыс.м³.

Обеспечение отбора жидкости закачкой по девонским  пластам составило 100,3%, по карбону  Александровской площади – 136,1 %, по карбону Туймазинской площади  – 116,3 %, по НГДУ обеспечение отбора закачкой воды составило 103,6 %. Уменьшение пластового давления в зоне отбора по девонским пластам составило 0,04 МПа, по карбону Александровской увеличилось на 0,11 МПа, по карбону Туймазинской площади уменьшилось на 0,21 МПа.

Продуктивные  объекты разработки Туймазинского  месторождения в настоящее время  находятся на заключительных стадиях, характеризующихся значительной выработкой запасов нефти, высокой обводненностью (90,1 %), снижением годовой добычи нефти  и воды, выводом скважин из эксплуатации.

На объектах за историю их разработки были внедрены все технологические рекомендации и решения. Текущие значения коэффициентов  нефтеотдачи приближаются к проектным. В этих условиях традиционные способы  поддержания уровня добычи нефти  или его наращивания за счет совершенствования  системы разработки себя исчерпали. Однако на месторождении имеются  значительные запасы остаточной извлекаемой  нефти. Вопросы извлечения этой нефти  требуют своей проработки и решения. Одним из методов эффективного извлечения остаточных запасов на Туймазинском месторождении является метод зарезки  и бурения боковых стволов  скважин.

Разработка  Туймазинского месторождения на завершающей стадии ведется с  ежегодным отключением и выводом  добывающих и нагнетательных скважин  из эксплуатации. Вывод скважин из эксплуатации связан с выработкой запасов  нефти в зоне дренирования скважин, обводнением продукции, в результате чего добыча нефти становится нерентабельной, по техническим причинам. В тоже время ввод новых скважин из эксплуатационного  бурения незначителен.

На Туймазинском месторождении значителен фонд наблюдательных, пьезометрических, ожидающих ликвидации, нерентабельных скважин. Эти скважины при подтверждении наличия остаточных запасов на участке их расположения потенциально могут быть использованы для извлечения остаточных запасов нефти методом бурения боковых стволов, что позволит сократить затраты на бурение, освоение и обустройство скважин и использовать сложившуюся инфраструктуру месторождения.

2.3 Анализ  эффективности методов повышения  нефтеотдачи пластов

За последние  годы по ООО НГДУ «Туймазанефть» применялись  различные методы увеличения нефтеотдачи. Причем, применение их зависит от многих факторов: геологического строения месторождения  на поздней стадии эксплуатации, свойств  коллектора и т.д. Рассмотрим наиболее современные и распространенные методы увеличения нефтеотдачи. Все  виды воздействия на призабойную  зону скважин в ООО НГДУ «Туймазанефть» по технологии прведения можно объединить в следующие группы

-химические  методы: закачка осадкогелеобразующей  композиции «КОГОР», закачка нефтенола,  цеолита, соляно-кислотные обработки  и обработки кислотой замедленного  действия, обработка призабойной  зоны   пласта поверхностно- активными  веществами, ингибиторами коррозии;

- тепловые  методы: обработка призабойной зоны  пласта горячей нефтью, а также  очистка труб и призабойной  зоны магнитным активатором тепла  и генератором тепла; 

- механические  методы: вибровоздействие на пласт  вибратором СВ, вибратором-пульсатором,  клапаном для создания глубокой  депрессии, а также очистка  насосно-компрессорных труб от  парафина штанговыми скребками,  центраторами- фрезами; 

- комбинированные  методы: обработка призабойной зоны  нагнетательных скважин термохимическими  зарядами, термоимплозионная обработка  ПЗП; 

- гидродинамические  методы увеличения нефтеотдачи:  нестационарное (циклическое) заводнение  и изменение направления фильтрационных  потоков, создание обратного конуса, зарезка боковых стволов. 

Также наиболее современным и эффективным методами повышения нефтеотдачи являются вибросейсмическое воздействие, осуществляемое на определенные локальные участки  нефтяной залежи, что приводит к  перераспределению полей напряжения в продуктивных пластах. Это ведет  к их частичной реструктуризации и образованию новых фильтрационных каналов. В результате вибросейсмического воздействия уменьшается вязкость флюида, ускоряются миграционные процессы углеводородов, приводя к высвобождению  гораздо большего количества нефти, повышая конечную нефтеотдачу пласта.

В ООО  НГДУ «Туймазанефть» в последние  годы стали испытывать новый метод  извлечения прикровельной нефти. Он заключается в следующем. Вначале  в скважине перфорируют интервал пласта ниже нефтенасыщенной части  на несколько метров. После этого  в скважину спускают электроцентробежный  насос высокой производительности и осуществляют пуск скважины. За время  работы скважины с перфорацией только нижней водонасыщенной части пласта нефть «засасывается» из верхней  нефтенасыщенной части пласта в  зону перфорации, увеличивая таким  образом величину нефтенасыщенной  толщины призабойной зоны пласта. При  последующей перфорации верхней  нефтенасыщенной части  пласта скважина вступает в работу в условиях, когда  в призабойной зоне пласта уже  создан «обратный нефтяной конус», снижена относительная проницаемость  для воды, что способствует работе скважины более длительное время  с меньшей обводненностью.

Таким образом, выбор метода увеличения нефтеотдачи, как видим, зависит от многих факторов, таких как, например, обводненность  добываемой жидкости, геологических  условий, коллекторских свойств  продуктивных пластов.

Выполнение  плана работ по внедрению новых  методов увеличения нефтеотдачи  по НГДУ приведено в таблице 12.

 

Таблица 12

Внедрение новых  методов увеличения нефтеотдачи  пластов по ООО НГДУ «Туймазанефть»

Технология	2003 год
	План		Факт
	Количество скважин	Эффект, тыс. тонн	Количество скважин	Эффект, тыс. тонн
1 Микробиологические методы
1.1 Закачка активного ила	20	15	17	8,516
1.2 Закачка био-ПАВ	-	-	-	0,756
итого				9,281
2 Физико-химические методы
2.1 Закачка композиции КОГОР	6	3	6	4,576
2.2 Закачка нефелин+цеолит	10	2	-	4,216
2.3 Дилатационно-волновое воздействие	-	7	-	13,282
2.4 Вмбросейсмическое воздействие	7	12	6	10,391
2.5 ЗГРП	-	-	7	0,472
2.6 Закачка гивпана	10	3	2	0,232
2.7 КСТ	10	1	1	0,755
2.8 Внедрение УС-108	5	5	3	0,073
итого				33,998
3 Гидродинамические методы
3.1 Зарезка боковых стволов	28	126,6	19	116,741
3.2 Создание обратного конуса	7	3	1	19,116
3.3 Возвратные работы	24	6	18	6,525
3.4 Нестационарное циклическое заводнение	-	35	105	36,968
итого				179,350
Всего	127	218,6	185	222,629

 

Анализ  эффективности применения методов  повышения нефтеотдачи пластов, применяемых на Туймазинском месторождении, показывает, что наиболее технологически эффективными являются гидродинамические  методы. Среди них выделяется метод  зарезки боковых стволов, на которые  приходится 13 % годовой добычи нефти  по ООО НГДУ «Туймазанефть».

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 ОСОБЕННОСТИ  ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С БОКОВЫМИ  СТВОЛАМИ В ООО НГДУ «ТУЙМАЗАНЕФТЬ»

3.1 Опыт  применения и перспективы бурения  боковых стволов на месторождениях  ООО НГДУ «Туймазанефть»

В ООО  НГДУ «Туймазанефть» задача сохранения текущих значений рентабельной добычи нефти в условиях, когда текущие  коэффициенты нефтеотдачи приближаются к проектным, а обводненность  продукции превышает 90 %, становится остро актуальной.

Частично  эта задача решается за счет применения методов увеличения нефтеотдачи. Так  на Туймазинском месторождении в  различное время применялись  такие методы, как гидроразрыв  пласта, закачка цеолита, комплексных  осадкогелеобразующих композиций, кислотные  обработки, гидродинамические методы повышения нефтеотдачи и другие. В последнее время нашел применение метод зарезки боковых стволов.

Бурение боковых стволов в условиях НГДУ «Туймазанефть» можно разделить  на три этапа.

Первый  этап – бурение боковых стволов  на карбонаты кизеловского горизонта. Основной задачей бурения боковых  стволов на этот горизонт являлось увеличение дебитов жидкости, путем  совершенного вскрытия пласта. Увеличение степени совершенства вскрытия предполагалось осуществить спуском хвостовика до кровли карбонатов, вскрытием продуктивного  коллектора на чистой воде с добавлением  ПАВ и последующей кислотной  обработкой для создания каверн в  открытом стволе с целью увеличения поверхности призабойной зоны пласта.

На кизеловский  горизонт пробурено 26 боковых стволов. Средний дебит жидкости составил 2,5 м³/сут, нефти – 1,4 т/сут, обводненность продукции – 38 %. Накопленная добыча нефти по скважинам с БС кизеловского горизонта на 01.01.2004 года составила 70539 тонн. Все БС этого горизонта эксплуатируются с открытым забоем.

По скважинам, пробуренным по старой технологии, дебиты составляли: жидкости – 2,5 м³/сут, нефти – 1,4 т/сут, обводненность – 38 %.

Как видно, дебиты жидкости и нефти возросли вдвое. Однако малые значения дебитов  не позволяют в дальнейшем практиковать бурение боковых стволов на кизеловский  горизонт. Это обусловлено низкими  значениями пористости, проницаемости  и малой нефтенасыщенностью толщи  всего скелета пласта.