Влияние строительства боковых стволов на степень выработки запасов нефти по пласту БС10 Западно-Сургутского месторождения

Выбор участков и зон залежей, эффективных для бурения боковых стволов должен проводиться с использованием постоянно действующих геолого-технологических моделей разрабатываемых залежей. Однако, в настоящее время по Западно-Сургутскому месторождению позволяющая учитывать влияние на разработку перечисленных выше факторов постоянно действующие модель не создана. В связи с этим, в ближайшие 2-3 года выбор участков и зон залежей, эффективных для бурения боковых стволов, будет в основном проводиться обычным аналитическим способом с использованием всего геологического материала и результатов разработки залежей и исследований скважин по следующей схеме:

• выявление фонда аварийных, высокообводненных и низкодебитных скважин, реабилитация которых возможна только с бурением бокового ствола;
• оценка характера выработки запасов на участках, прилегающих к выделенным скважинам-кандидатам;
• обоснование выбора точки вскрытия пласта и направления проводки горизонтальной или пологой частей бокового ствола;
• обоснование оптимальных интервалов вторичного вскрытия пласта и требований по величине максимальной допускаемой депрессии;
• обоснование перспектив применения методов воздействия на пласт, включая ГРП;
• оценка влияния ввода бокового ствола на показатели эксплуатации участка;
• технико-экономическая оценка бурения и эксплуатации бокового ствола.

Оценка характера выработки запасов нефти методами ГИС, на участках предполагаемого бурения боковых стволов, основывается на имеющейся геофизической информации и анализе результатов исследований добывающих, нагнетательных и контрольных скважин. По результатам анализа выявляются механизм выработки запасов нефти, распределение текущей нефтенасыщенности по пропласткам в пределах участка залежи (при возможности с определением коэффициента текущей нефтенасыщенности); устанавливается текущее положение водонефтяного и газонефтяного контактов, а также уточняются характеристики скважины - кандидата: наличие заколонных перетоков, техническое состояние эксплуатационных колонн, и т. д.

Во всех скважинах с повторным вскрытием боковым стволом ранее дренируемого ею пласта необходимо провести дополнительные исследования, если они ранее не проводились, по определению профиля притока, установлению источника обводнения и технического состояния эксплуатационной колонны (термометрией, термокондуктивной расходометрией, плотнометрией, резистивиметрией, стационарным нейтронным методом при остановке скважины с задавкой солевого раствора CAT).

При наличии в районе предполагаемого бурения второго ствола транзитных скважин НГДУ организует проведение дополнительных исследований по определению текущей нефтенасыщенности в неперфорированной колонне в интервале пласта методом СО или АКШ.

Рекомендации по проводке бокового ствола делаются на основании геологического строения пласта на участке залежи и по результатам оценки характера выработки запасов нефти. Предполагается три типа проводки бокового ствола по пласту: вертикально-наклонная, пологая (зенитный угол более 60°) и горизонтальная.

В первую очередь рассматривается возможность вертикально-наклонного бурения с зенитным углом проходки пласта менее 60°. Вертикально-наклонная проводка ствола экономически предпочтительнее в слабозаводненных, чистонефтяных монолитных зонах залежей с проницаемостью коллекторов более 30 мкм2.

В водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зонах наиболее эффективной является горизонтальная проходка по продуктивному пласту с длиной горизонтальной части при стандартной сетке скважин 100-200 м на расстоянии не менее 3-4 м от плоскостей ГНК и ВНК.

В чистонефтяных высокозаводненных зонах предпочтение также отдается горизонтальной проходке по слабовыработанному интервалу пласта. В комплекс исследований входят: стандартный каротаж АМ-0.5 и ПС, индукционный каротаж, боковой каротаж, кавернометрия, гамма-каротаж, компенсационный нейтронный каротаж, инклинометрия, резистометрия. По результатам геофизических и гидродинамических исследований делается заключение о необходимости поинтервального цементирования заколонного пространства. При толщине пласта менее 4 м более эффективным является пологая (более 60°) проходка с пересечением всей нефтенасыщенной толщины пласта.

В низкопродуктивных чистонефтяных зонах залежей предпочтение отдается пологой проходке по пласту с учетом в последующем проведения направленного ГРП, с отходом от забоя основного ствола на 150-300 м при стандартной плотности сетки скважин, при возможности с сохранением основного ствола. При условии не проведения в последующем направленного ГРП и низкой выработкой запасов более эффективным является горизонтальная проходка по пласту с длиной горизонтальной части до 300 м. Для сохранения фильтрационных свойств коллекторов в ПЗП рекомендуется первичное вскрытие проводить на депрессии или равновесии, а интервал пласта не цементировать, а обсаживать щелевым фильтром, т. к. цементирование заколонного пространства в интервале низкопроницаемого неоднородного пласта, как правило, ведет к снижению продуктивности скважины в 1.5-5 раз.

Для сведения к минимуму влияния интерференции точка вскрытия пласта при стандартной плотности сетки скважин должна быть по радиусу не ближе чем в 50 м от основного ствола. При этом забой бокового ствола должен находиться на расстоянии не менее 200 м от забоя окружающих добывающих скважин. В низкопродуктивных пластах допускается приближение забоя бокового ствола к забою нагнетательной скважины на расстояние до 250 м, а в пластах с повышенной продуктивностью до 350 м. Направление проводки горизонтальной или пологой частей бокового ствола между окружающими добывающими скважинами и должно предусматривать в последующем бурение боковых стволов из других скважин. Азимутальное направление и тип профиля горизонтального участка определяются зональной и послойной выработкой запасов нефти, учитывающей продуктивность скважин и текущий КИН в их зонах дренирования.

На Западно-Сургутском месторождении зарезку боковых стволов планируется проводить в три этапа. На первом этапе бурение боковых стволов проводится в аварийных скважинах с целью возврата их в эксплуатацию и в скважинах высокообводненных за счет заколонных перетоков и образования конусов обводнения, где другие методы снижения обводненности продукции не дали результатов. На втором этапе, который уже начался, планируется зарезка боковых стволов в слабо выработанные зоны пластов с целью довыработки запасов и интенсификации добычи нефти. Третий этап бурения боковых стволов предусматривается в скважинах низкопродуктивных зон пластов с сохранением первоначального ствола. Этот этап бурения боковых стволов будет начат после отработки технологии одновременной регулируемой эксплуатации нескольких стволов в одной скважине.

Рассматривается в зависимости от строения пласта и состояния разработки залежи три вида проводки бокового ствола по продуктивному пласту. В аварийных скважинах слабозаводненных залежей в чисто нефтяной зоне предполагается, что оптимальной проводкой бокового ствола по пласту является вертикальная или пологая до 60°. В водогазовых зонах и высокозаводненных залежах наиболее эффективной будет являться горизонтальная проводка ствола по пласту протяженностью его горизонтальной части до 50-150 м.

Бурение боковых стволов из эксплуатационных колонн позволит не только реанимировать старые скважины и даже целые залежи, но и формировать наиболее рациональные схемы разработки. При этом использование технологии горизонтального бурения позволяет перевести вертикальные или обычные наклонные скважины в разряд горизонтальных или даже разветвленно-горизонтальных.

Из-за технологических особенностей бурения боковых стволов, а в основном, пока из-за отсутствия надежного скважинного оборудования для раздельной эксплуатации нескольких стволов бурится только один ствол с ликвидацией забоя старой скважины. В связи с этим бурение боковых стволов проведено только в аварийных или высокообводненных скважинах, а также в слабо выработанные зоны пластов.

Анализ режимов работы участков скважин показывает, что ввод в работу боковых стволов повышает дебиты нефти и снижает обводненность продукции что в конечном итоге увеличивает конечное нефтеизвлечение пластов.

 

 

 

5.3 Преимущества технологии строительства  боковых стволов над технологией  строительства новых скважин

 

В настоящее время бурение боковых стволов привлекает повышенное внимание в связи с потенциальным увеличением отдачи из загрязненных или истощенных пластов и возможностью вскрыть новые пласты с меньшими затратами.

Начиная с середины 50-х годов, нефтяные компании возвращались к старым скважинам и бурили боковые стволы, чтобы обойти зоны загрязнения коллектора или механические препятствия в скважине, экономя таким образом средства в сравнении с бурением новых скважин.

Бурение боковых стволов из существующих скважин дешевле, чем строительство новых скважин. Кроме того, траектория бокового ствола проходит в близи старой скважины, где продуктивная зона уже охарактеризована керновыми и каротажными данными, а также результатами испытания и эксплуатации пластов.

Следующим преимуществом боковых стволов является улучшение условий вскрытия многопластовых месторождений. Если отдельные пласты имеют достаточную мощность для размещения в них горизонтальных стволов, то очень эффективной стратегией является бурение нескольких расположенных друг за другом боковых стволов в эти пласты из одной скважины. Меняя протяженность вскрытия каждого пласта обратно пропорционально интенсивности притока, можно поддерживать равномерную удельную отдачу  пластов (суммарная добыча из пласта, отнесенная к падению пластового давления).

На основании вышеизложенного можно сказать, что бурение боковых стволов позволяет сделать следующее:

1. Использовать буровые растворы, максимально сохраняющие коллекторские свойства пласта, так как основная часть ствола скважины уже обсажена эксплуатационной колонной, и вышележащие пласты не оказывают никакого влияния на состояние в новом открытом стволе (при бурении боковых стволов используется биополимерный солевой раствор с малым содержанием твердой фазы).
2. Легче осуществить привязку ствола скважины к геологическому разрезу, так как новый ствол проходит недалеко от старого ствола, в котором уже проведен комплекс ГИС.

3.  Технология заканчивания позволяет с наименьшими репрессиями на пласт провести цементирование хвостовика.

 

 

5.4 Методика прогнозирования ожидаемых показателей работы скважин с боковыми стволами

 

 

При оценке показателей эксплуатации участков с боковыми стволами обосновываются как показатели работы бокового ствола, так и показатели эксплуатации участка. При этом также делается обоснование оптимальной депрессии на пласт не только для боковых стволов в водонефтяных, газонефтяных и водогазо-нефтяных зонах, но и для высокозаводненных участков залежей, так как они представляют собой недонасыщенные нефтью водонефтяные зоны.

Приближенная оценка ожидаемого режима работы скважины с боковым стволом и изменения режимов работы окружающих скважин может быть выполнена по методике В.Д. Лысенко. Суточная добыча жидкости из участка скважин, включающего скважину с боковым стволом и скважины ближайшего ее окружения, до и после ввода в эксплуатацию бокового ствола, выражается соотношениями

 

 

  (5.1)

где:     Q0, Q1 -   суточная добыча жидкости по участку, состоящему

                 из m добывающих скважин, т/сут;

m -   число добывающих скважин рассматриваемого участка;

m0   -   среднее число добывающих скважин на одну нагнетательную;

m1   -   число работающих скважин рассматриваемого участка;

Рн, Рэс  - средние забойные давления в нагнетательных и добывающих

скважинах, МПа;

Кнс, Кэс - коэффициент приемистости одной нагнетательной скважины и

                  коэффициент продуктивности добывающей  скважины,

                  соответственно, в исследуемом районе  пласта, т/(сут • МПа);

Кэ, К'э   -  средний коэффициент продуктивности добывающих скважин

                до и после ввода в эксплуатацию  бокового ствола, т/(сут •МПа);

Кб             -   коэффициенти продуктивности бокового ствола, т/(сут • МПа).

Средние значения забойного давления и продуктивности эксплуатационных скважин рассчитываются по формуле:

      (5.2)

где ki, Рэi - значения продуктивности и забойного давления i-ой скважины.

Для оценочных расчетов можно принять значения продуктивностей и забойных давлений в добывающих скважинах одинаковыми, тогда, полагая равными продуктивности до и после ввода бокового ствола, прирост суточной добычи рассматриваемого участка выражается соотношением:

        (5.3)

где:

m1=m     -   если скважина до ввода бокового ствола работала;

m1=m-1  -   если скважина простаивала.

Дебит добывающей скважины с боковым стволом qv и ее окружения равен:

     (5.4)

 

Зависимость коэффициента α от типа бокового ствола выглядит следующим образом

вертикальный

α=1;

наклонный

где:        

Rпр -  радиус контура питания, м;

rс  -   радиус скважины, м;

L -   длина ствола, м;

Н  -   толщина пласта, м;

 

горизонтальный

где: 

К*, Kz - горизонтальная и вертикальная проницаемости, мкм2;

b - расстояние от середины пласта до оси горизонтальной скважины, м.

Отношение вертикальной проницаемости к горизонтальной рассчитывается по формуле:

   (5.5)

где:

αпс -   коэффициент собственной поляризации

          нефтенасыщенных пород;

hr -   средняя толщина глинистых прослоев в

        нефтенасыщенном  интервале пласта, м;

n  -  число глинистых прослоев в нефтенасыщенной части пласта.

Оценка добывных возможностей скважин с боковыми стволами, вскрывающими пласт в зоне с активными подошвенными водами или в подгазовых зонах, требует учета не только возможности увеличения коэффициента продуктивности за счет применения пологих или горизонтальных стволов, но и изменения предельной депрессии на пласт.