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

а

б

а -зависимость процента отбора НИЗ от обводненности по пласту БС10 Западно-Сургутского месторождения без эксплуатации БС

б - зависимость процента отбора НИЗ от обводненности по пласту БС10 Западно-Сургутского месторождения с эксплуатацией БС

Рисунок 5.6

 

Анализируя поведение графика, можно обнаружить, что в точке, в которой обводненность равна 72,5% происходит резкое изменение направления графика в сторону уменьшения обводненности. Данный факт можно объяснить вводом в эксплуатацию 13 скважин с боковыми стволами  в 2004г.

Далее также наблюдается тенденция к уменьшению обводненности добываемой продукции. Этому способствуют 24 скважины в которых в 2003 году были зарезаны боковые стволы.  Изменение обводненности оказывает прямое влияние на отбор от начальных извлекаемых запасов. В нашем случае процесс уменьшения обводненности  приводит к увеличению процента отбора от НИЗ. Если провести дальнейший прогноз поведения кривой обводненности посредством линии тренда до 98% обводнения, то можно сделать предположение о том, что при разработке месторождения без зарезки боковых стволов отбор от НИЗ составил бы 90% (рис.5.8а, что соответствует прогнозируемому КИН равным 34,6% при проектном – 40,4%.. С учетом эксплуатации скважин с боковыми стволами ожидается отбор от НИЗ величиной 114% (рисунок 5.6(б). Таким образом в результате 31-го, начиная с 2002г., пробуренных боковых стволов по пласту БС10, прогнозируется 24%-ый прирост отбора, в т.ч. довыработка 10% НИЗ до проекта и увеличение на 14% НИЗ от проектных по сравнению с вариантом разработки Западно-Сургутского месторождения без боковых стволов.

Зная начальные извлекаемые запасы по ВГФ-96,576 млн.т можно определить прирост запасов с учетом прогнозируемого увеличения отбора. При 90% отборе добыча нефти составит 86,918 млн.т, а при 114%-110,097 млн.т.

Таким образом прирост запасов составит 13,521 млн.т.

Зная значение начальных геологических запасов, можно определить коэффициент нефтеотдачи. То есть можно исходя из выше определенных значений выяснить как повлияют прогнозируемые величины на изменение коэффициента нефтеотдачи. 

 Геологические запасы составляют 251,563 млн.т.

 При 90% отборе от НИЗ коэффициент  нефтеотдачи составит 34,6% (при разработке  месторождения без бурения БС), а при 114%-43,8% (при проектном КИН 40,4%). То есть коэффициент нефтеотдачи при разработке с боковыми стволами повыситься на 9,2% от прогнозируемого при разработке месторождения без бурения БС или на 3,4% от проектного КИН. Сравнительные показатели КИН по базовому варианту разработки и варианту разработки с применением эксплуатации скважин с боковыми стволами приведены на рисунке 5.7.

 

 

Рисунок 5.7 Сравнительные показатели КИН.

 

 

5.7 Анализ эффективности эксплуатации боковых стволов

 

 

На 01.01.2006 г. на Западно-Сургутском месторождении в эксплуатации находилось 79 боковых стволов, пробуренных в аварийных, высокообводненных и низкодебитных скважинах с ликвидацией основного ствола. В процессе их бурения отрабатывались технологии различного вида проходки бокового ствола по пласту (вертикальная или слабонаклонная, пологая и горизонтальная). При этом эксплуатируется 9 боковых стволов с наклонно-направленной, 2 с пологой и 68 с горизонтальной проходкой по пласту.

Оценка эффективности эксплуатации бокового ствола проводилась как по самой скважине с боковым стволом, так и по окружающим оценочным скважинам. В результате зарезки боковых стволов по данным скважинам практически повсеместно наблюдается повышение дебитов по нефти и снижение обводненности продукции.

На дату пуска в эксплуатацию 79 боковых стволов дополнительная добыча нефти по ним составил 1106,441 тыс.т при средней обводненности продукции 49,7%, что ниже среднегодовой по месторождению на 33,9%. При этом средний дебит по нефти боковых стволов в связи с совершенствованием выбора точки входа бокового ствола в пласт и вида его проходки (по пласту БС10) увеличился с 2,0-3.4 т/сут. в 2001 гг. до 38,9 т/сут. в 2005 г. соответственно в диапазоне его изменения от 0.5 до 85,6 т/сут. при обводненности продукции 2-96% (рис 5.9, 5.10) . При этом средний входной дебит по нефти вертикально-направленных боковых стволов составляет 6,5 т/сут., пологих –14,0 т/сут., а горизонтальных 38,9 т/сут при среднем дебите по месторождению в 8,2 т/сут. Параметры работы скважин с боковыми стволами представлены в таблице 5.8.

 

 

 

Таблица 5.8

Параметры работы скважин с боковыми стволами по состоянию на 01.01.2006
Месторождение	Пласт	год		Кол-во скважин		Кол-во запусков		Дебит жидкости		Дебит нефти		Средний дебит жидкости		Средний дебит нефти		Средний % воды		Средний Ндин		Доп. Добыча
Западно-Сургутское	БС-1	2001		1		1		88		4,7		88,0		4,7		94,0		520		13552
		2002		1		1		77		3,4		77,0		3,4		95,0		721		4225
		2003		2		2		437		31,9		218,5		16,0		91,5		328		56501
		2004		3		3		538		65,9		179,3		22,0		84,7		629		39793
		2005		2		2		529		87,3		264,5		43,6		45,5		697		22514
	БС-1 Всего		9		9		1669		193,1		165,5		17,9		82,1		578,8		136585
	БС-11	2003		1		1		36		29,8		36,0		29,8		6,0		1548		15229
		2004		3		3		140		47,7		46,7		15,9		48,3		1062		33338
		2005		2		2		85		4,6		42,5		2,3		67,5		1091		3795
	БС-11 Всего		6		6		261		82,2		41,7		16,0		40,6		1233,7		52362
	БС-1+2	2004		1		1		44		24,8		44,0		24,8		36,0		680		12759
	БС-1+2 Всего		1		1		44		24,8		44,0		24,8		36,0		680		12759
	БС-2+3	2004		1		1		75		13,2		75,0		13,2		80,0		680		6732
		2005		3		3		679		90,0		226,3		30,0		88,7		371		27039
	БС-2+3 Всего		4		4		754		103,2		188,5		25,8		86,5		448		33771
	БС-4	2004		1		1		118		7,3		118,0		7,3		93,0		380		6367
	БС-4 Всего		1		1		118		7,3		118,0		7,3		93,0		380		6367
	ЮС-1	2004		1		1		58		44,5		58,0		44,5		13,0		790		31785
	ЮС-1 Всего		1		1		58		44,5		58,0		44,5		13,0		790		31785
	ЮС-2	2005		2		2		17		14,1		17,0		14,1		6,0		1657		8818
		2006		3		3		133		108,7		44,3		36,2		6,3		1109		25655
	ЮС-2 Всего		5		5		150		122,8		30,7		25,2		6,2		1383,2		34473
	БС-10	2001		2		2		23		1,4		11,5		0,7		91,5		797		8212
		2002		2		2		62		27,7		31,0		13,9		39,0		1165		49417
		2003		4		4		203		72,9		50,8		18,2		40,3		1127		98871
		2004		13		13		599		335,2		46,1		25,8		35,2		1167		237560
		2005		24		24		1702		932,7		70,9		38,9		32,5		987		258200
	БС-10 Всего		45		45		2589		1370,0		42,0		19,5		47,7		1048,5		652260
	БС-10+11	2003		2		2		98		83,8		49,0		41,9		3,0		1180		91247
		2004		3		3		170		38,1		56,7		12,7		69,3		1155		27328
		2005		2		2		157		75,2		78,5		37,6		54,5		1095		27504
	БС-10+11 Всего		7		7		425		197,2		61,4		30,7		42,3		1143,4		146079
З-Сургутское Всего			79		79		6068		2145,2		83,3		23,5		49,7		854,0		1106441

 

Такой прирост суммарного дебита по нефти позволил за весь оцениваемый период (на 01.01.2006 г.) дополнительно добыть из боковых стволов 1106,441 тыс. тонн нефти или 14,005 тыс. тонн на один боковой ствол. При этом до 2002 г. дополнительная добыча нефти составила 53,642 тыс. тонн, в 2001 г. –261,848 тыс. тонн, в 2004г. – 404,480 тыс.тонн, а в 2005г. – 364,707 тыс.тонн. Показатели добычи нефти скважин с боковыми стволами по пластам представлены в таблице 5.9.

 

 

Рис. 5.8 График распределения дебита нефти за весь период эксплуатации боковых стволов

 

 

 

 

 

Таблица 5.9
Показатели добычи скважин с боковыми стволами по пластам на 1.01.2006
Месторождение	Пласт	2001			2002			2003			2004			2005			ВСЕГО
		Кол-во скважин	Дебит нефти, т/сут.	Доп. Добыча, тонн	Кол-во скважин	Дебит нефти, т/сут.	Доп. Добыча, тонн	Кол-во скважин	Дебит нефти, т/сут.	Доп. Добыча, тонн	Кол-во скважин	Дебит нефти, т/сут.	Доп. Добыча, тонн	Кол-во скважин	Дебит нефти, т/сут.	Доп. Добыча, тонн	Кол-во скважин	Дебит нефти, т/сут.	Доп. Добыча, тонн
Западно-Сургутское	БС-1	1	4,7	13552	1	3,4	4225	2	31,9	56501	3	65,9	39793	2	87,3	22514	9	193,1	136 585
	БС-2+3	0	0,0	0	0	0,0	0	0	0,0	0	1	13,2	6732	3	90,0	27039	4	103,2	33 771
	БС-4	0	0,0	0	0	0,0	0	0	0,0	0	1	7,3	6367	0	0,0	0	1	7,3	6 367
	БС-11	0	0,0	0	0	0,0	0	1	29,8	15229	3	47,7	33338	2	4,6	3795	6	82,2	52 362
	ЮС-1	0	0,0	0	0	0,0	0	0	0,0	0	1	44,5	31785	0	0,0	0	1	44,5	31 785
	ЮС-2	0	0,0	0	0	0,0	0	0	0,0	0	2	14,1	8818	3	108,7	25655	5	122,8	34 473
	БС-1+2	0	0,0	0	0	0,0	0	0	0,0	0	1	24,8	12759	0	0,0	0	1	24,8	12 759
	БС-10	2	1,4	8212	2	27,7	49417	4	72,9	98871	13	335,2	237560	24	932,7	258200	45	1370,0	652 260
	БС-10+11	0	0,0	0	0	0,0	0	2	83,8	91247	3	38,1	27328	2	75,2	27504	7	197,2	146 079
Западно-Сургутское Всего		3	6,1	21764	3	31,1	53642	9	218,5	261848	28	590,9	404480	36	1298,6	364707	79	2145,2	1106441

 

 

 

 

 

Рисунок 5.9 График распределения обводненности продукции за весь период эксплуатации боковых стволов

 

Ввод в эксплуатацию боковых стволов в большинстве случаев не оказал отрицательного влияния на работу окружающих добывающих скважин, что обусловлено особенностью эксплуатации пласта БС10 (большинство боковых стволов пробурено именно на этот объект разработки) – неоднородность, наличие линз, «целиковых» участков и т.п.

Прогнозная до конца рентабельной эксплуатации дополнительная добыча нефти в целом по 79 боковым стволам оценена в 2052,44 тыс. тонн. При этом в среднем на один боковой ствол ожидается дополнительно добыть 20,8 тыс. тонн нефти. На один вертикально-направленный боковой ствол дополнительная добыча нефти оценена в 14.42 тыс. тонн, пологий - в 9.88 тыс. тонн и горизонтальный - в 38.1 тыс. тонн.

Ожидается, что при дальнейшем разбуривании разрабатываемых залежей боковыми стволами полученный средний показатель 14,005 тыс. тонн дополнительной добычи нефти на один ствол не только сохранится, но и даже несколько увеличится из-за более качественного выбора объектов разбуривания (строения и состояния разработки), а также использования более эффективных буровых растворов, создания и массового применения технологий воздействия на пласт через боковой ствол.

Дополнительная добыча нефти по пласту БС10 с боковыми стволами получена исключительно за счет повышения нефтеотдачи пласта. Также к повышению нефтеотдачи относится нефть добытая из боковых стволов уплотняющего фонда (например скважина 694), аварийных скважин (например скважина 1476), пуск которых в эксплуатацию без бурения бокового ствола был бы невозможен и нефть добытая из скважин с пробуренными боковыми стволами в зону малых эффективных толщин (например скважина 1148), где бурение обычных наклонных скважин не рентабельно. Параметры работы до и после зарезки боковых стволов в указанных скважинах приведены в разделе 5.5. Только небольшая доля добычи нефти из бокового ствола не отнесена к повышению нефтеотдачи пласта, которая могла бы быть добыта из старой скважины без проведения данного мероприятия.

Анализируя графики на рисунках 5.8 и 5.9 можно сделать вывод, что успешность по зарезкам боковых стволов на Западно-Сургутском месторождении высокая. Наибольшее число скважин после данных операций имеют дебиты по нефти близкие к среднему - 30 т/сут.с обводненностью добываемой продукции до 20%.

Бурение боковых стволов считается успешным, когда при их эксплуатации ожидается получение чистой прибыли предприятием за счет дополнительной добычи нефти. Успешность бурения боковых стволов в целом по НГДУ "Сургутнефть" оценена в 91.7%. - максимальная успешность бурения боковых стволов на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз".