Анализ эффективности эксплуатации скважин с боковыми стволами

Продолжение таблицы 18

1282 (DI)	234	11,5	0,2	98,5	7,0	1,3	81,4
1605 (DII)	106	105,5	1,8	98,3	136,5	1,4	98,9
1519 (DII)	84	76,5	2,7	96,4	7,4	4,3	41,9
1245 (DI)	167	346,6	4,2	98,8	2,5	1,9	24,0
1305 (DI)	41	102,6	1,5	98,6	45,5	2,6	94,2
1989 (DI)	212	136,0	2,3	98,4	6,2	3,7	40,3
1495 (DIV)	-	22,7	0,9	96,7	125,9	5,5	95,6

 

Анализ  работы боковых стволов, пробуренных  на отложения карбона, показывает их низкую эффективность. Основной фонд БС на эти продуктивные пласты был пробурен в 1996-1998 годах. На сегодняшний момент только 4 скважины достигли уровня накопленной  добычи нефти выше предельно допустимых значений с точки зрения оправданности  затрат на проведение мероприятия. Это  объясняется худшими по сравнению  с пластами девона фильтрационно-емкостными характеристиками продуктивных объектов, низкими значениями начальных и  текущих дебитов по нефти и  жидкости, несовершенством техники  и технологии строительства боковых  стволов на начальных стадиях  внедрения метода. Работы по боковой  зарезке на карбонаты кизеловского горизонта турнейского яруса  показали, что вскрытие нефтенасыщенной  части открытым забоем без применения глинистого раствора и без цементирования увеличивало продуктивность скважин, но дебиты по нефти не всегда поднимались  до рентабельной величины. Применение многократных кислотных обработок  с целью создания в открытом стволе каверн увеличивает приток кратковременно (до двух месяцев), т.е. низкий дебит  скважин связан не только с конструкцией забоя, но и с низкой проницаемостью всей матрицы карбонатных пород  нефтенасыщенных пород.

Также к  основным причинам низкой эффективности  бурения боковых стволов можно  отнести:

- геологические  (неподтверждение разреза, неоднородность, расчлененность и прерывистость  пластов);

- технологические  (выработанность запасов, совместная  перфорация пластов в БС, низкие  пластовые давления в залежах);

- технические  (несовершенные параметры конструкции  БС, нерациональные режимы работы  скважин).

Анализ  эффективности работы боковых стволов  скважин Туймазинского месторождения  показывает:

- низкую  эффективность добычи нефти в  малодебитном фонде БС, который  составляет около 50 % от общего  количества пробуренных на месторождении  боковых стволов;

- основная  причина неэффективности работы  БС - низкая продуктивность скважин;

- работа  БС девонских продуктивных отложений  характеризуются более лучшими  показателями по сравнению с  БС карбонатных отложений карбона;

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. 

3.5 Проектирование  бурения и последующей эксплуатации  бокового ствола скважины №  1554 Туймазинского месторождения

3.5.1 Геолого-физическое  обоснование точки заложения  забоя бокового ствола

Строительство боковых стволов на заводненных  объектах с целью повышения нефтеотдачи  является одной из наиболее сложных  задач, требующей наличия информации о распределении по пласту остаточных запасов нефти.

Остаточная  нефть в заводненных пластах  сосредеточена:

- в слабопроницаемых  пропластках и в застойных  зонах, не охваченных заводнением  – 27%;

- в застойных  зонах неоднородных пластов –  19%;

- в линзах, вскрытых недостаточным числом  скважин – 16%;

- в виде  пленочной нефти – 30%;

- вблизи  зон смещения коллекторов (непроницаемые  экраны) – 8%.

Учитывая  это, бурение боковых стволов  принципиально возможно во всех перечисленных  случаях, кроме бурения их в заводненных  зонах с остаточной пленочной  нефтью.

Задача  определения остаточных запасов  нефти по пласту решается на основе анализа карт первоначальных нефтенасыщенных  толщин, суммарных и текущих отборов  нефти и воды, карт изобар. В результате анализа геолого-промысловой информации, построения структурныех карт по кровле и подошве пласта, карт первоначальных эффективных нефтегазонасыщенных  толщин, геологических профилей и  схем сопоставления, определения положения  водонефтяного контакта, средних  значений основных параметров физико-химических свойств пластовой и поверхностной  нефти, пористости и проницаемости, нефтенасыщенности, коэффициента расчлененности в зоне дренажа проектируемого бокового ствола подсчитывают начальные геологические  и извлекаемые запасы нефти  и  по разнице между запасами и накопленной  добычей нефти находят остаточные запасы нефти.

До окончательного принятия решения о строительстве  боковых стволов наряду с анализом геологического строения объекта рассматривается  состояние его разработки, а именно:

- анализируется  использование пробуренного фонда  скважин, фонда скважин с БС, пробуренных ранее, его добывные  возможности, плотность сетки скважин. Для строительства БС предпочтительнее редкая (12 га/скв и более) плотность разбуривания залежи (объекта);

- на  основе анализа добычи нефти,  темпов отбора, достигнутой нефтеотдачи  делается вывод о степени выработанности  объекта и стадии его разработки;

- путем  анализа закачки воды, соотношения  между закачкой воды и отбором  жидкости устанавливается энергетическое  состояние объекта.

Наряду  с анализом геолого-промысловых  данных пласта необходимо создание геологической  и фильтрационной моделей пласта на основе специальных компьютерных программ. Для решения задачи поиска остаточных запасов в застойных  зонах залежей Туймазинского  месторождения была применена интегрированная  система СИГМА, предназначенная  для накопления и обработки геолого-физической, технологической и промысловой  информации с целью построения объемной геологической и гидродинамической  моделей залежи и контроля за разработкой  месторождения. Некоторые прикладные задачи, решаемые данным пакетом: построение планшетов и схем корреляций, построение различных отчетов, построение карт, проведение площадного анализа и  подсчета запасов

Общий алгоритм определения застойных (невыработанных зон) на нефтяных месторождениях, находящихся  на поздней стадии разработки и прогноза места и направления проводки БС показан на рисунке 7.

Для повышения  результативности бурения боковых  стволов необходимо совершенствование  техники и технологии бурения  и повышения достоверности геологического обоснования местоположения забоя, его направления и отхода от забоя  пробуренной скважины, геологическое  и фильтрационное моделирование  пласта и тщательный экономический  прогноз.

Успешность  бурения боковых стволов зависит  в первую очередь от

обоснованности  выбора точки расположения забоя  бокового ствола.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 7 - Алгоритм определения застойных  зон

С целью  доизвлечения остаточных запасов нефти, сосредоточенных в верхней продуктивной пачке пласта DI (пачка «а»+«б»), характеризующейся низкими значениями фильтрационно-емкостных характеристик и недостаточной выработанностью запасов, была предложена скважина № 1554 Туймазинской площади, находящаяся в пьезометрическом фонде. Забой бокового ствола скважины предполагается расположить на участке скважин №№ 2407, 1555, 1556, 163 (таблица 20). Геолого-физические параметры и свойства насыщающих флюидов пласта DI в зоне предполагаемого забоя бокового ствола представлены в таблице 19. До отключения эксплуатационными объектами скважины № 1554 являлись продуктивные пласты DI+ DII терригенных отложений девона.

Таблица 19

Результаты  исследований скважин выбранного участка

Показатель	Скважина
	2407	163	1555	1556
Глубина залегания кровли продуктивного  пласта, м	1672,7	1674,0	1674,1	1676,3
Начальная отметка ВНК, м	1681,8
Водонефтяной раздел, м	-	1677,6	-	1678,5
Нефтенасыщенная толщина, м: - основной пачки - верхней пачки	6,2 1,0	5,6 1,0	5,6 1,2	3,2 1,4
Коэффициент проницаемости, мкм2: - основной пачки - верхней пачки	0,483 0,289	0,486 0,284	0,481 0,281	0,487 0,287
Коэффициент пористости, доли единицы: - основной пачки - верхней пачки	0,19 0,16	0,18 0,14	0,16 0,16	0,17 0,165
Коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы: - основной пачки - верхней пачки	0,78 0,70	0,81 0,75	0,82 0,79	0,84 0,80
Пластовое давление, МПа	16,1	16,1	16,3	16,2
Давление насыщения нефти газом, МПа	8,6	8,7	8,5	8,6
Коэффициент продуктивности, т/сут·МПа	3,2	3,5	4,1	6,2
Вязкость нефти в пластовых  условиях, мПа·с	2,26

Продолжение таблицы 19

Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	1,12
Плотность нефти в поверхностных  условиях, кг/м3	847
Газонасыщенность, м3/м3	62
Объемный коэффициент нефти	1,165

 

Таблица 20

Показатели работы скважин выбранного участка

Скважина	Начальные параметры				Текущие параметры			Накопленная добыча на 01.01.2004 года, тыс. т
	Дебит, т/сут		Обводненность, %	Пластовое давление, МПа	Дебит, т/сут		Обводненность, %
	нефти	жидкости			нефти	жидкости		нефти	воды
2407	105,7	120	12,2	17,5	1,4	8,1	82,7	73,639	868,048
163	5,1	34	84,9	17,1	1,5	8,9	83,1	33,698	31,257
1555	6,4	11,3	43,4	17,3	Ожидание ликвидации		-	44,824	321,394
1556	6,0	13,7	56,2	17,2	1,9	16,8	88,6	25,578	76,734

 

Строительство боковго ствола в скважине № 1554 с  целью повышения нефтеотдачи  является сложной задачей, требующей  наличия информации о распределении  по пласту остаточных запасов нефти.

Для определения  остаточных запасов в предполагаемой зоне дренирования проектного бокового ствола необходимо определить первоначальные извлекаемые запасы на выбранном  участке скважин.