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

В этом случае величина α в соотношении (5.3) принимает вид:

 

 

        (5.6)

где: 

ΔР’ - предельно допустимая депрессия на пласт, исключающая

         прорыв  воды или газа из ниже- и  вышележащих

         горизонтов, МПа;

ΔРэ -   средняя депрессия на пласт по соседним скважинам

            участка, МПа.

Одним из основных показателей эффективности ввода боковых стволов является дополнительная добыча нефти за счет повышения нефтеотдачи на участке пласта. Повышение нефтеотдачи залежей с боковыми стволами в основном обусловлено тремя факторами:

- увеличением линейной скорости  фильтрации за счет дополнительного  отбора жидкости и приближения  забоя добывающих скважин к  зоне нагнетания воды;

- изменением фильтрационных потоков, ведущих к подключению к активной разработке застойных зон пласта;

- дополнительной упруго пластической  деформацией пород в новых  депрессионных зонах, приводящей  к изменению соотношения вода-нефть  в поровом пространстве  коллекторов.

Действие этих факторов ведет к уменьшению остаточной нефтенасыщенности пласта. Их вклад в дополнительную добычу нефти определяется особенностями геологического строения участка воздействия, состояниям его разработки и характером выработки запасов.

Оценка минимальной величины дополнительной добычи нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта производится по эмпирической формуле, полученной на основании анализа режимов эксплуатации боковых стволов, уплотняющего фонда скважин, различных лабораторных и промысловых исследований.

 (5.7)

где:

ΔQH -   дополнительная добыча нефти за счет повышения

             нефтеотдачи пласта, тонн;

Кп  -   пористость коллекторов, доли ед.;

hH -   вскрытая боковым стволом нефтенасыщенная толщина, м;

ρ   -   плотность сетки скважин, м2;

Кн  -   средняя нефтенасыщенность на участке, доли ед.;

Vлин -   линейная скорость фильтрации, м/сут.;

gж. ств.   -   дебит по жидкости бокового ствола, т/сут.;

gж. окр.   -   средний дебит по жидкости окружающих скважин, т/сут.;

Н  -   абсолютная глубина залегания пласта, м;

А, а, в  -   коэффициенты, численные значения которых приведены

                 в таблице 5.1

Обводненность продукции скважины с боковым стволом в начальный период ее эксплуатации рассчитывается по формуле:

      (5.8)

где: 

S' -   обводненность продукции скважины с боковым стволом;

S  -   средняя обводненность продукции скважин на участке, до

     бурения бокового  ствола;

          Qбал   -   средние балансовые запасы на одну скважину участка, т;

 

 

 

Таблица 5.1

Значения коэффициентов уравнения (5.7) для различных пластов месторождений Западной Сибири

Индекс пласта	А	а	в
АВ1-4	0,19	0,312	0,415
БВ1-22	0,23	0,299	0,271
ЮВ1	0,20	0,244	0,286

 

 

Таблица 5.2

Значения коэффициентов a1, b1, с1 в зависимости (5.7) для продуктивных пластов месторождений ОАО "Сургутнефтегаз"

Индекс пласта	Коэффициенты
	а1	в1	с1
АС,БС 1-4	0,048	0,760	2,780
БС10-12	0,134	1,075	2,560
БС16-22	0,067	0,658	1,680
ЮС1	0,004	0,205	0,788

 

 

5.5 Динамика показателей эксплуатации скважин до и после зарезки боковых стволов

 

На 01.01.2006 года на Западно-Сургутском месторождении пробурено с начала внедрения данной технологии 79 БС. Дополнительная добыча нефти по ним составила 1106,441 тыс.т. В качестве примера результаты эффективности проведения данного способа увеличения нефтеотдачи приведем только по нескольким характерным скважинам (см. ниже представленные таблицы 5.3 –5.6 и графики на рисунках 5.2 – 5.5).

Скважина 1476 (БС10) – в 1998 году ликвидирована по техническим причинам (аварийное оборудование на забое, ловильные работы безуспешны), в 2003 году проведено бурение БГС из старого ствола, эффект - DQн=32,1 т/с;

 

Таблица 5.3

Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности скважины № 1476

Годы	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005
Дебит по жидкости, м3/сут	3,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	68,0	70,0	68
Дебит по нефти,  т/сут	0,37	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	32,5	32,8	31,8
Обводненность, %	86,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	46,0	47,0	47,0
							после ЗБС

Рисунок 5.2 Дебиты нефти, жидкости и обводненности скважины № 1476

 

Скважина 1148 (БС10) – с 1999 года была в бездействующем фонде в ожидание физической ликвидации по техническим причинам (смещение колонны на глубине 1600м.), зона выработана, в 2005 году проведено бурение БГС из старого ствола в направлении зоны выклинивания пласта с нерентабельной для бурения обычных наклонных скважин эффективной мощностью (менее 3м), эффект - DQн=21,6 т/с;

 

 

 

 

Таблица 5.4

Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности  скважины № 1148
Годы	1997		1998		1999		2000			2001	2002			2003	2004	2005
Дебит жидкости, м3/сут	4,1		4,5		0,0		0,0			0,0	0,0			0,0	0,0	25
Дебит нефти, т/сут	0,07		0,04		0,0		0,0			0,0	0,0			0,0	0,0	21,7
Обводненность, %	98		99													2
													после ЗБС

 

Рисунок 5.3 Дебиты нефти, жидкости и обводненности скважины № 1148

 

Скважина 694 (БС10) - в этом районе был запланированы и пробурены в качестве уплотняющего фонда 3 скважины – 3350, 3357, 3356 (куст 189Б), но оценив удельные запасы на одну скважину было принято решение данные скважины углубить до ЮС2, а невыработанные запасы пропластка БС10 извлечь с помощью горизонтального бокового ствола из скважины 694, т.к. добыча нефти на этом участке вертикальными скважинами не рентабельна. После бурения БГС в 2003 году эффект - DQн=42,06 т/с. В 2005 году, после оценки эффективности работы скважины 694 было принято решение в вышеуказанный район пробурить еще один БГС из скважины 347 (БС10), эффект – DQн=20,4 т/сут.

 

 

Таблица 5.5

 

Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности  скважины № 347
Годы	1997		1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004			2005
Дебит жидкости, м3/сут	12		12	13,1	13,5	14	13,8	14,2	14,5			65
Дебит нефти, т/сут	1,38		1,38	1,27	1,43	1,24	1,22	1,13	0,90			21,3
Обводненность, %	87		87	89	88	90	90	91	93			63
											после ЗБС

 

Рисунок 5.4 Дебиты нефти, жидкости и обводненности скважины № 347

 

 

Таблица 5.6

Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности  скважины№  694
Годы		1997		1998	1999	2000	2001	2002		2003	2004	2005
Дебит жидкости, м3/сут		3,0		3,0	0,0	0,0	0,0	0,0		98,0	101	107
Дебит нефти, т/сут		0,34		0,29	0,0	0,0	0,0	0,0		42,4	42,0	22,7
Обводненность, %		87,0		89,0						51,0	53,0	76,0
									после ЗБС

Рисунок 5.5 Дебиты нефти, жидкости и обводненности скважины № 694

 

Проанализировав динамики дебитов нефти, жидкости и обводненность до и после зарезки бокового ствола можно сделать вывод о том, что по всем скважинам с боковыми стволами наблюдается одинаковая картина, а именно происходит увеличение дебитов нефти скважин и уменьшение обводненности в сравнении с предшествующими периодами. В среднем по данным скважинам средний прирост дебита нефти на дату их запуска составляет 29,3 т/сут на одну скважину. В процессе эксплуатации скважин со вторыми стволами в большинстве случаев резкого падения добычи нефти не отмечается за исключением естественного падения или по причине обводнения скважины по техническим причинам (некачественное цементирование).

Также необходимо отметить, что данная технология дает возможность реанимировать бездействующие скважины, без которой эксплуатация этих скважин была бы не возможна, что в конечном итоге увеличивает коэффициенты эксплуатации и использования скважин.

 

 

 

 

 

 

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

 

Представим показатели темпа отбора от НИЗ и среднегодовой обводненности по годам в таблице 5.7

 

Таблица 5.7

Зависимость процента отбора НИЗ от обводненности по пласту БС10 Западно-Сургутского месторождения

Год	Отбор от НИЗ, %	Обводненность, %
1997	56,3	60,8
1998	58,9	65,9
1999	60,7	65,8
2000	62,3	69,8
2001	63,8	70,8
2002	65,4	71,7
2003	67,1	72,5
2004	69,0	71,4
2005	71,2	68,4

 

Представим данную зависимость графически на рисунках 5.6(а, б)