Анализ эффективности эксплуатации скважин с боковыми стволами

 

 

Продолжение таблицы 14

Карбон  (С1t+ С1bb)
1996	2	0,708	1,025	59,1	2,3	6,0
1997	6	3,838	2,880	42,3	2,4	4,2
1998	15	13,159	5,041	15,7	2,6	3,6
1999	1	15,881	7,251	22,5	2,0	3,0
2000	1	14,186	10,318	42,6	1,7	2,9
2001	2	13,441	11,686	47,1	1,5	3,0
2002	2	22,966	15,673	41,3	2,0	3,3
2003	1	19,044	17,669	48,2	1,9	3,6

 

Показатели  работы боковых стволов характеризуются  резким падением начальных дебитов  по нефти (среднесуточных дебитов за первый год эксплуатации) и стабилизацией  на уровне:

- по девону  – 2,8 – 3,7 т/сут;

- по карбону  – 1,5 – 2,0 т/сут;

и постепенным  падением дебитов по жидкости.

Суммарная добыча нефти по продуктивным пластам  каменноугольных отложений Туймазинского  месторождения из 30 пробуренных  боковых стволов на 01.01.2004 года с  начала эксплуатации составляет 103,223 тыс. тонн. Суммарная добыча нефти с  начала эксплуатации по пластам девона из 91 скважины с БС составляет 360,695 тыс. тонн.

Основные  показатели работы боковых стволов  показывают в целом эффективность  технологии. Однако имеются объекты  и скважины с низкими показателями. Рассмотрим последние подробнее.

На рисунках 3 и 4 приведены гистограммы распределения  БС Туймазинского месторождения  по дебиту нефти на текущую дату и по среднему дебиту за первый год  работы.

По гистограмме  рисунка 3 видно, что доля скважин  с БС девонских пластов с дебитом (на текущую дату) до 1 т/сут нефти  составляет 34,2 %, с дебитом до 1,5 т/сут  - 48,1 %. Данный показатель характеризует  низкую эффективность части БС с  дебитом, граничащим с экономически предельным. По гистограмме, характеризующей  распределение БС девонских отложений  по начальным дебитам (рисунок 3), соответствующие  доли малодебитных скважин меньше – 13,9 % и 31,6 %. Выше также и средний  дебит нефти за начальный период: 5,7 вместо 2,6 т/сут. Следовательно, текущее  распределение дебитов отражает процесс выработки участков залежей  с БС: по мере выработки участков, эксплуатирующихся боковыми стволами, текущие дебиты скважин по нефти  снижаются. Это подтверждается также  данными по накопленной добыче нефти  по боковым стволам, приведенными в  таблице и на гистограмме распределения.

По гистограмме, характеризующей дебиты скважин  с БС каменноугольных отложений, видно, что доля скважин с дебитом  по нефти до 1,0 т/сут на текущую  дату составляет 34,5 %, а с дебитом, граничащим с экономически предельным (до 1,5 т/сут), - 44,8 %. Доля соответствующих  скважин по начальным дебитам  составляет 10,3 % и 34,5 %. Средний дебиты за начальный период работы и на текущую дату (соответственно 2,2 и 2,1 т/сут) практически не отличаются.

Из этого  следует, что практически половина фонда скважин с БС на Туймазинском месторождении имеют дебиты нефти, равные или ниже предельно допустимого  по экономическому критерию и относятся  к группе низкоэффективных или неэффективных  скважин. Таким образом, основная причина  низкой эффективности БС – малая  продуктивность скважин.

Основная  причина низкой продуктивности призабойной  зоны пласта – несовершенство технологии вскрытия продуктивного пласта и  заканчивания скважин.

 

 

Таблица 15

Распределения накопленной добычи нефти по БС, числившихся в действующем фонде  на 01.01.2004 года

Интервал накопленной добычи  нефти, тыс. т	Карбон	Девон
	Количество БС	Количество БС
0-0,5	0	6
0,5-1,0	2	9
1,0-1,5	5	9
1,5-2,0	3	9
2,0-3,0	7	8
3,0-5,0	8	18
5,0-10,0	3	9
10,0-20,0	0	4
Более 20,0	1	2

 

Согласно  таблицы 16 для достижения окупаемости  затрат на бурение боковых стволов  на Туймазинском месторождении необходимо отобрать 5,0 – 6,0 тыс. тонн нефти на один боковой ствол. Согласно таблицы 15 и  гистограммы распределения БС по накопленной добыче (рисунок 5) таких  скважин по девонским отложениям – 15 (20,2 % от фонда БС, пробуренного на девон); по карбону – 4 (14,3 % от фонда  БС каменноугольных продуктивных отложений).

Таблица 16

Предельно допустимые технологические показатели зарезки  боковых стволов в ООО НГДУ «Туймазанефть»

Показатель	Значение
Начальный дебит, т/сут	3,93
Начальная обводненность, %	76,0
Накопленная добыча нефти, тонн	5874
Предельный дебит, т/сут	1,53
Срок окупаемости, годы	5

 

 

Средние значения накопленной добычи нефти  по фонду БС девона составляет – 2,549 тыс. тонн, по карбону – 2,426 тыс. тонн, так как скважины последних лет  отработали незначительное время. Следует  отметить, что 8 скважин карбона и 18 скважин девона имеют накопленную  добычу нефти в пределах 3-5 тыс. тонн, т.е. приближаются к предельным значениям.

На рисунке 6 показана гистограмма распределения  БС по дебитам жидкости по состоянию  на 01.01.2004 года. По ней видно, что почти  половина фонда БС Туймазинского  месторождения является малодебитной по жидкости. Это также является показателем низкой эффективности  БС.

Так как  ввод основной части БС на девонские  отложения пришелся на 1999-2002 года, то эти скважины еще не отработали предельного  срока окупаемости, установленного для Туймазинского месторождения (таблица 23). В настоящее время  основную добычу нефти из БС обеспечивают скважины, пробуренные в 1999-2000 годах, когда весь фонд БС ООО НГДУ «Туймазанефть» был пробурен на пласты DI и DII Туймазинского месторождения (таблица 24). Скважины, пробуренные в 1999 году имеют дебиты по нефти в среднем от 5 до 9 т/сут.

Среди скважин, не достигших значений накопленной  добычи нефти, соизмеримых с предельными  значениями, 31 скважина имеет дебит  по нефти от 2 до 10 т/сут, выше 8 т/сут  имеют дебиты 7 скважин.

В целом  метод показал свою эффективность, так как эффект от скважин с  достаточно хорошими технологическими показателями перекрывает потери в  добыче нефти из малоэффективного и  неэффективного фонда БС.

Сокращение  числа неэффективных БС возможно при дальнейшем совершенствовании  методик обоснования бурения  боковых стволов и прогнозирования  показателей их работы, а также  в результате оптимизации работы действующих скважин. 

 

 

 

Следует отметить ряд высокоэффективных  скважин с боковыми стволами.

Скважина  № 711 после бурения бокового ствола на пласт DIV в 1999 году вошла в эксплуатацию с дебитом по жидкости 108,7 м³/сут, нефти – 79,8 т/сут и обводненностью 18,1 %. До проведения зарезки скважина не работала (эксплуатационный объект – DIV) ввиду сложной аварии на забое скважины. На текущий момент дебит скважины по нефти составляет 9,8 т/сут при обводненности 89,7 %. Накопленная добыча нефти по скважине – 51428 тонн. Предельные значения накопленной добычи нефти были достигнуты уже в течении первого года эксплуатации (9899 тонн).

Дальнейшее  бурение и эксплуатация боковых  стволов пласта DIV также показали высокую технологическую эффективность мероприятия. Скважина № 1116 была введена в эксплуатацию из наблюдательного фонда в 2000 году с начальным дебитом по нефти 43,2 т/ сут и обводненностью 15,5 %. За первый год эксплуатации было добыто по скважине 11854 тонны нефти. Всего по скважине добыто после проведения зарезки 42412 тонн нефти. Текущий дебит скважины по нефти составляет 18,2 т/сут при обводненности 52,7 %.

Таблица 17

Показатели  работы БС Туймазинского месторождения  по годам их ввода в эксплуатацию (по состоянию на 01.01.2004 года)

Год ввода в эксплуатацию	Количество введенных БС	Накопленная добыча, тыс. т		Отработано дней	Среднесуточный дебит по нефти, т/сут
		нефти	воды		За первый год работы	Текущий
1996	2	5,836	10,256	4635,9	2,0	1,0
1997	6	50,256	33,620	13640,5	3,2	3,0
1998	21	77,968	346,092	37504,8	2,8	1,6
1999	18	129,231	742,267	26716,7	2,9	2,6
2000	22	107,905	556,019	20831,2	3,2	3,5

 

Продолжение таблицы 17

2001	18	57,340	94,538	18416,7	3,5	2,6
2002	15	35,873	80,973	11512,9	3,7	2,7
2003	19	14,261	32,606	3896,2	3,7	-
Итого	121	463,918	1896,371	174659,4	3,1	2,4

 

Большой интерес представляют скважины, пробуренные  на тот же продуктивный пласт, который  эксплуатировался до бурения бокового ствола Данные по эксплуатации этих скважин  представлены в таблице 18. Практически  все скважины отключали с обводненностью 98-99 %, при этом ВНФ изменялся от 0,5 до 19,2 т/т. Так по скважине № 1305 Туймазинского  месторождения при ВНФ равном 10,56 т/т и величине отхода от старого  ствола в 41 м, средний дебит по нефти после бурения БС составил 2,6 т/сут.

Таблица 18

Показатели  работы скважин, эксплуатирующих тот  же пласт до и после бурения  боковых стволов

Скважина (пласт)	Отход, м	Показатели до бурения БС			Показатели после бурения БС
		Дебит в момент вывода из эксплуатации, т/сут		Обводненность, %	Средний дебит, т/сут		Обводненность, %
		жидкости	нефти		жидкости	нефти
160 (DII)	198	25,0	2,0	92,0	10,3	4,7	54,3
306 (DII)	146	70,0	1,7	97,2	84,8	6,7	92,1
308 (DII)	180	466,9	3,6	97,3	157,7	3,2	97,9
336 (DI)	115	79,9	4,3	83,7	55,4	5,2	90,6
1294 (DII)	195	3,0	0,1	98,1	11,8	4,6	61,0
1317 (DI)	132	94,4	1,0	98,7	6,5	1,3	80,0
1427 (DI)	14	1,7	1,1	20,0	3,8	0,6	84,2
1434 (DII)	45	24,9	0,1	99,7	10,8	4,4	59,2
1675 (DII)	276	214,6	2,7	98,5	115	8,9	92,2