2014-02-12
2469Выводы по ПР и ЗФП
Ремонт
День 2
ГЛАВА 7. МІКРОПОЛОСКОВІ АНТЕННІ ПРИСТРОЇ
Содержание
ОБЗОР СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ В ОБЛАСТИ проектирвоания СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
I Часть
ОСОБЕННОСТИ МЕТОДИЧЕСКОГО ПОДХОДА ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
(курс лекции)
Тюмень, 2011 год
введение. 3
1 АНАЛИЗ ЗАДАЧ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТОЛОВ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.. 4
1.1 Особенности проектирования конструкций и исследование скважин сложного профиля. 5
1.2 Корректировка системы разработки с применением горизонтальных скважин 19
1.3 Совершенствование разработки сложнопостроенных залежей многоствольными горизонтальными скважинами. 26
Выводы: 53
список использованных источников.. 56
введение
Большое влияние на величину извлечения углеводородного сырья оказывает расстановка скважин с учетом неоднородности продуктивных пластов и особенностей строения залежи. Применение новейших технологий строительства и исследования скважин обеспечивает реализацию проектов эксплуатационных скважин с большим отходом от вертикали и сложными траекториями в интервале продуктивного пласта. Однако даже после качественного вскрытия пласта горизонтальными скважинами показатели по выработке запасов нефти не всегда соответствуют проектным. В связи с этим все более актуальным становится вопрос обобщение опыта строительства и эксплуатации горизонтальных скважин для формирования концепции эффективной выработки запасов нефти залежей различного геологического строения с применением ГС.
1 АНАЛИЗ ЗАДАЧ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТОЛОВ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В нашей стране поиски технических решений, позволяющих строить скважину сложного профиля с несколькими дополнительными стволами в продуктивном пласте, начаты А.М. Григоряном совместно с В.А. Брагиным и К.А. Царевичем в 1949 г. [1]. Таким путем достигается многократное увеличение производительности скважин и одновременно увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН) из залежи. В 1951-1953 гг. на Карташевской площади треста Ишимбайнефть были пробурены разветвленные скважины. В некоторых из них число стволов достигало десяти, протяженность которых доходила до 350 м, а максимальное расстояние между крайними забоями – до 400м. Производительность этих скважин уже в 30-35 раз превысила среднюю производительность соседних однозабойных скважин.
Следующим этапом в развитии способа расширения зоны дренирования явилось вскрытие продуктивных пластов горизонтальными стволами (ГС). Впервые такая скважина была пробурена в 1953 г. (скв. 66/45) в тресте Ишимбайнефть с длиной горизонтального участка 170 м. Дальнейшее совершенствование и применение технических средств и технологических процессов осуществлялись во ВНИИнефти (1951-1953 гг.), затем во ВНИИБТ (ВНИИбурнефти) при бурении нескольких десятков многозабойных и горизонтальных скважин в различных геолого-эксплуатационных условиях (в Пермской и Куйбышевской областях, в Башкирской АССР, западной области УССР, в Краснодарском и Ставропольском краях и др.). Было доказано, что при обоснованном выборе объекта эксплуатации и грамотном освоении многозабойные скважины устойчиво эксплуатируются с высокими дебитами, обеспечивая повышение нефтеотдачи залежей.
Лучшие специалисты отрасли (В.И. Щуров, И.А. Чарный, А.М. Пирвердян, Ю.П. Борисов, В.П. Пилатовский, В.П. Табаков) проводили теоретические работы по определению характера притока нефти и увеличению дебита при эксплуатации многозабойных и горизонтальных скважин [2, 3, 4, 5]. К сожалению метод не получил развития на основании субъективного вывода о его нерентабельности. В начале 80-х годов интерес к разработке месторождений с применением горизонтальных скважин возобновился за рубежом. Результаты эксплуатации построенных ГС однозначно доказали экономическую оправданность их применения для повышения нефтеизвлечения.
1.1 Особенности проектирования конструкций и исследование скважин сложного профиля
При проектировании сложных профилей скважин следует учитывать фактическое геологическое строение нефтяных пластов: наличие общей и эффективной толщин и многослойное расположение прослоев неэффективной мощности; возможность практической реализации проектной траектории горизонтального участка, точность определения положения кровли и подошвы нефтяных пластов и водоносных слоев относительно его характерных точек [6]. Пространственное искривление проектных профилей обусловлено необходимостью соблюдения требований технологической схемы разработки и жестких требований по коридору допуска при бурении (±1 м по вертикали) горизонтального участка и попадания в заданный круг допуска. Поэтому участок пласта и горизонтальную скважину рекомендуется представлять в виде схемы изображенной на рисунке 1.1.
Точка проникновения в пласт может иметь иные параметры нежели расчетные координаты, особенно, если пласт имеет достаточную мощность. Обычно для большинства пластов характерно выделять маркерные зоны, в пределах которых рекомендуется осуществлять бурение скважин перед в вхождением в пласт или строится вертикальная пробная скважина (пилот) для уточнения технологических параметров бурения в данном интервале буримости, глубины залегания кровли и характеристик пласта.
|
Рисунок 1.1 - Целевые параметры горизонтального участка скважины. 1 – траектория скважины, 2 – целевое окно, 3 – азимут, 4 – наклон ствола, 5 – центр целевого окна
Общепринято, что сложной задачей является определение направления, обоснования типа профиля и длины горизонтального участка в зависимости от конкретных геолого-технических условий. Несмотря на достигнутые успехи, затруднена реализацияизвестных методик и технологий исследований входа ствола ГС в продуктивный пласт [7]. Чтобы сделать выбор по использованию горизонтальных скважин, необходимо определить профили притока, а также оценить риск, связанный с методами воздействия на пласт и призабойную зону пласта. Обоснование может быть дано только на основе всестороннего обследования ранее построенных скважин, включая и геофизические измерения. Как известно, интерпретация зарегистрированных сигналов каротажа в скважинах с горизонтальным стволом заключается в расчете параметров коллектора на основе показаний датчиков: эффективная толщина продуктивного пласта, эффективный коэффициент пористости и насыщенности углеводородами. Для вертикальных скважин указанных параметров достаточно, чтобы определить с достаточной точностью геологические запасы углеводородов. В скважинах с горизонтальным стволом такое определение невозможно, т. к. не представляется возможным оценить толщину продуктивных пород по разрезу пласта. Если ствол скважины не выходит за пределы продуктивного пласта и остается горизонтальным, то чаще всего в этом случае пористость и водонасыщенность постоянны [8]. Это особенно характерно для песчаных коллекторов, для карбонатных пластов пористость и проницаемость обычно постоянны, но в пределах малых расстояний (15-60 м), что может быть достаточным для оценки эффективности эксплуатации боковых стволов. Геофизические исследования для этого случая дают информацию для нового параметра - боковых фациальных изменений на длине, гораздо меньшей, чем расстояние между горизонтальными стволами.
Возможности оценки коллектора через скважину довольно ограниченны, т.к. исследуется только то, что поступает из пласта в скважину, т. е. флюиды, их распределение, количество и физическое состояние, а также давление и температура. Кроме того, наблюдения ограничиваются двумя условиями — скважина открыта или закрыта. На основании этих данных можно получать лишь довольно ограниченную информацию, например о проницаемости и ее распределении в непосредственной близости и на некотором удалении от ствола скважины.
Внимания заслуживают два обстоятельства. Во-первых, если в вертикальных скважинах изучается радиальный режим течения, то оказывается, что продуктивность в наибольшей мере зависит от проницаемости пород в прискважинной зоне (на расстоянии от 15 до 60 м), т. е. в интервале, меньшем размеров неоднородности пород вдоль плоскости напластования. Во-вторых, вертикальная скважина вносит очень малое возмущение в пределах дренируемой площади, а это означает, что через крайне небольшой промежуток времени после закрытия скважины пласт ведет себя так, как если бы скважины не было. С учетом сказанного можно сделать заключение, что результаты испытания скважины отражают ненарушенное динамическое поведение пласта и получаемые параметры пригодны для математического моделирования при прогнозировании поведения скважины.
Явление, которое в вертикальной скважине считается перетоком в направлении, перпендикулярном к плоскости напластования, и наблюдается между различными пластами, в скважине с горизонтальным стволом рассматривается как латеральный переток в пределах одного пласта. Горизонтальный ствол создает возмущение в горизонтальной плоскости того же порядка, что и размер площади дренирования [9]. Подобную ситуацию трудно себе представить, но она означает, что в начальный период испытания, например, скважина с горизонтальным стволом протяженностью 600 м в середине пласта толщиной 35м, насыщенного однофазной средой, будет вести себя точно так же, как вертикальная скважина в пласте толщиной 600 м с двумя параллельными изолирующими сбросами на расстоянии 17,5 м от скважины.
Из сказанного следует, что исследования методом восстановления пластового давления или пробных отборов в скважине с горизонтальным стволом должны осуществляться и интерпретироваться для конкретных условий. Вообще говоря, интерпретации поддаются течения двух основных типов. Во-первых, это радиальное течение между стволом скважины и кровлей и (или) подошвой пласта. В процессе исследований методом восстановления пластового давления определение начала течения этого типа может затрудняться эффектами притока в скважину после ее закрытия. Объем скважины в пределах продуктивного пласта пропорционален длине дренирующего ствола в вертикальной скважине, а объем остальной части ствола гораздо больше. Следовательно, важно уменьшить последний объем как можно значительнее путем использования эксплуатационных пакеров.
Периоду после окончания проявления указанного эффекта притока в скважину и до начала проявления концевого эффекта соответствует радиальное течение в вертикальной плоскости, ортогональной оси скважины. При интерпретации результатов исследования для течения этого типа можно оценить эффективную проницаемость пород в призабойной зоне и значение скин-эффекта.
Однако нет ответа на вопрос о возможности использования этих параметров для прогнозирования эффективности эксплуатации рассмотренного примера ГС. В условиях такой длины дренирующего ствола концепция однородного изотропного пласта реализована быть не может. Присутствие второй фазы создает условие для возникновения параллельного течения. Интерпретация поведения этой фазы позволит оценить проницаемость в плоскости напластования на значительном удалении от ствола скважины. Правда, в большинстве случаев для такой интерпретации необходимо, чтобы время восстановления давления превышало несколько суток. В действительности к фундаментальным данным, которые требуются, относится распределение притока вдоль продуктивного интервала. Таким образом, эффективная технология испытания скважин с горизонтальным стволом должна включать следующие операции:
- геофизические исследования для оценки эксплуатационных показателей сзадачей установления распределения притока вдоль дренирующего ствола;
- исследования методом восстановления пластового давления в условиях пониженного проявления эффекта притока в скважину после ее закрытия;
- имитационное моделирование с использованием численной трехмерной модели для осуществления сравнений со стабилизированным периодом добычи и распределением притока путем регулирования проницаемости в плоскости напластования, а также для согласования кривой восстановления давления по форме в период радиального течения в вертикальном направлении путем регулирования распределения проницаемости в плоскости, перпендикулярной к напластованию [10].
Большое влияние на величину извлечения углеводородного сырья оказывает расстановка скважин с учетом неоднородности продуктивных пластов и особенностей строения залежи. В этой связи необходимо научное обоснование технологического назначения и режима работы отдельных скважин, так как уже на стадии разбуривания месторождения единая (по проекту) система разработки представляет собой совокупность скважин, эксплуатация которых не соответствует проектным технико-экономическим показателям. Низкая эффективность проектного документа обуславливается переносом аналитических решений подземной гидрогазодинамики на сложную геологическую систему, например, при математическом моделировании горизонтальных скважин (ГС) на секторных гидродинамических моделях. Истинная форма зоны дренирования многофазного пластового флюида в неоднородном многослойном месторождении существенно отличается от принятых форм схематизации притока. В результате не обеспечивается согласованность геолого-технологических мероприятий, проводимых для повышения эффективности эксплуатации сетки скважин сложного профиля, имеющих свои локальные цели и условия управления.
Как известно, максимальная нефтегазоотдача обеспечивается целенаправленным управлением технологических параметров и контролем за характеристиками залежи, на которые нельзя воздействовать. Главным техническим средством эксплуатации месторождения является скважина, которая обеспечивает реализацию конкретного вида взаимодействия систем механизированной добычи с пластом. Важными управляемыми переменными являются координаты траектории и интервала ее ствола, в котором, например, производится повышение проницаемости прискважинной зоны. Весьма значимо влияние группы переменных, не подверженных воздействию с поверхности, но которые должны системно контролироваться: степень расчлененности, чередование прослоя неколлекторов и пород-коллекторов и изменение их фильтрационно-емкостных свойств, эффективная толщина коллекторов и положения водо- и газонефтяного контактов.
Применение новейших технологий строительства и исследования скважин обеспечивает реализацию проектов эксплуатационных скважин с большим отходом от вертикали и сложными траекториями в интервале продуктивного пласта с учетом указанных выше характеристик. Индивидуально-подбираемые для геологических условий месторождений составы буровых растворов обеспечивают качественное вскрытие залежи углеводородного сырья. Использование роторных управляемых систем позволяет значительно увеличить длину ориентированного горизонтального участка и область дренирования. Геологическое сопровождение горизонтального бурения в реальном времени обеспечивает обновление цифровой геологической модели месторождения на основе получаемой при углублении забоя информации. Современное программное обеспечение позволяет сопоставлять данные геофизических исследований (ГИС), поступающих во время бурения, с проектными данными. Причем по полноте информации о свойствах пласта этот комплекс ГИС сопоставим с каротажом в разведочных скважинах.
На рисунке 1.2 представлен реализованный с применением таких технологий проект многоствольной скважины с 5 стволами с длиной более 4000 метров каждый [11 12] на месторождении Тролл.
Имеются положительные результаты реализации проекта разработки месторождения Чайво проект «Сахалин 1» с применением скважин сложного профиля [13, 14]. Бурение производилось с береговой линии на расстоянии до месторождения 8 км, при этом длина ствола некоторых скважин составила около 11 км (рис. 1.3). Подтверждают широкие возможности технологий и технических средств направленного бурения фактическая реализация сложных профилей скважин, построенных и с морской платформы (рис. 1.4).
Рис. 1.2. Пространственный профиль многоствольной скважины, месторождение «Тролл»
Рис. 1.3. Траектории стволов скважин с большим отходом забоя от вертикали, пробуренных с берега до продуктивных пластов месторождения Чайво на удалении до 11 км от берега
Рис. 1.4. Структурная карта показывает общий план скважин, построенных как с береговой буровой установки «Ястреб», так и с морской платформы «Орлан».
Однако даже после качественного вскрытия пласта горизонтальными скважинами показатели по выработке запасов нефти не всегда соответствуют проектным. Так, например, фактический профиль ГС, вскрывшей газонефтяную залежь Вынгапуровского месторождения соответствует проектному (рис. 1.5.). Однако, после короткого времени эксплуатации произошло обводнение до 90% (рис. 1.6.). Установлено, что основной причиной является превышение допустимой депрессии, и вследствие подтягивание подошвенной воды [15].
Рис. 1.5. Совмещенный фактический и проектный профиль горизонтальной скважины № 210Г Вынгапуровского месторождения
Рис. 1.6. Динамика дебитов нефти и жидкости, скважина №210Г объекта ПК21 Вынгапуровского месторождения
Аналогичная проблема отмечается на Ярайнерском месторождении в компании ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», где длина горизонтальных скважин по пласту составляет 850 метров [15]. Дебит по нефти составил 1080 т/сут, однако в течение первого месяца эксплуатации произошло резкое обводнение продукции (рис. 1.7.).
Рис. 1.7. Динамика дебитов нефти и жидкости, добываемых скважиной №210Г объекта ПК20 Ярайнерского месторождения
Разработка газонефтяных залежей горизонтальными скважинами в коллекторах сложного геологического строения сопровождается серьезными сложностями, например, при выработке запасов нефти объекта Вч1-2 Верхнечонского месторождения. Характерной морфологической особенностью строения залежей в пластах верхнечонского и преображенского горизонтов является их тектоническое экранирование. Сейсмическими работами последних лет установлено, что Верхнечонское месторождение разбито серией малоамплитудных, практически субвертикальных разломов на 7 отдельных секторообразных блоков (рис. 1.8.). Засолонение коллекторов в продуктивных пластах является важнейшим фактором, определяющим локализацию углеводородов.
Рис. 1.8. Обзорная схема участка моделирования Верхнечонского горизонта
Проектным документом утвержден вариант разработки ГНЗ блоков 1,2,5,8 горизонтальными скважинами. После запуска в эксплуатацию проектные дебиты ГС соответствовали проектным, однако после года эксплуатации они снизились в два раза. В 2010 году были проведены геофизические исследования скважин, по результатам которых установлено, что приток по длине ГС имеет крайне неравномерный характер.
В 19 скважинах горизонтальный ствол оснащен зацементрованной обсадной колонной, а перфорация интервала до 421 м. выполнена по технологии ООО «ТНГ-Ижгеофизсервис» [16]. По результатам определения качества прострелов методом локатор муфт было установлена равномерная перфорация по все длине ствола. Очевидно, что основной причиной снижения эффективности эксплуатации ГС является сильная изменчивость ФЕС пласта по латерали и по разрезу залежи.
Отсутствие достоверной информации о преимущественном направлении техногенных трещин на месторождении увеличивает при эксплуатации ГС вероятность снижения коэффициента извлечения нефти (КИН) в связи с формированием каналов низкого фильтрационного сопротивления. В этой связи необходимо применение кросс-дипольного широкополосного акустического каротажа и электрического сканирования, применение которых позволило, например, на меторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» определить значение азимута развития трещиноватости 1500 и 3300 [17]. По указанной причине горизонтальные скважины не выполняют, поставленные локальные цели. Например, на Новогоднем месторождении ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» с целью ввода объекта БВ31 из консервации «Технологической схемой ОПР» 2006 г. было предусмотрено создание нескольких участков для апробации технологии вертикального заводнения. В 2007 году был сформирован первый опытный элемент, состоящий из двух горизонтальных скважин, добывающей и нагнетательной. Результаты промыслового эксперимента по организации вертикального заводнения оказались существенно хуже ожидаемых, в результате в рамках авторского надзора 2009 г. работам по формированию остальных элементов вертикального заводнения был присвоен статус зависимых мероприятий. В 2007-2009 гг. на объекте ЮВ11 было пробурено девять новых скважин, в т.ч. три с горизонтальным окончанием ствола. Их этих скважин относительно «удачной» можно признать лишь скважину №6463, в конце 2009 года она работала с дебитом 28 т/сут. И обводненностью 10%. Остальные скважины либо имели низкие дебиты по нефти с высокой обводненностью, либо вообще запустить их в добычу не представлялось возможным.
В работе [18] выполнен анализ влияния расположения боковых горизонтальных стволов, особенностей регионального геологического строения и распределения пластового давления на эффективность разработки Приразломного месторождения. Установлено, что процесс добычи нефти сопровождается проблемами, обусловленными нерешенными задачами как на этапах проектирования и прогнозирования эффективности, так и в последующем, при повышении нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти из слабодренируемых пропластков, вскрытых ГС.
Значение этапа проектирования и связанного с ним моделирования систем разработки с использованием ГС очень высоко. Невозможно ограничиться моделированием вариантов разработки с применением пакетов программ («Eclipse», «ТехСхема», «VIP», «Tempest-More» и др.), основанных на решении численных уравнений фильтрации. Необходимо обоснование проектных решений по размещению горизонтальных стволов и способов заканчивания в сложнопостроенных залежах путем математического, гидродинамического моделирования (рис. 1.9.) и экспериментальных исследований на основе принципов разработки залежей углеводородного сырья, предложенных А.П. Крыловым, С.Н. Закировым и В.Д. Лысенко, при освоении месторождений скважинами сложного профиля [19, 20].
На первой стадии путем комплексного анализа данных керновых геофизических, гидродинамических исследований скважин и пластов, результатов эксплуатации скважин в режиме истощения пластовой энергии создаются достоверные геологическая и гидродинамическая модели продуктивного пласта. Изучаются характерные особенности геологического строения и разработки месторождения. На второй стадии определяется расстановка эксплуатационных скважин сложного профиля и формируется система поддержания пластового давления (ППД).
Рис. 1.9. Блок-схема проектирования горизонтальных скважин
1.2 Корректировка системы разработки с применением горизонтальных скважин
С 2001 года в ОАО «Сургутнефтегаз» с помощью современных технологий проводится исследование скважин на фактическое расположение скважин в пространстве, и наибольшее количество исследований проведено на Родниковом месторождении более 40 % фонда скважин и выявлено, что более 80 % скважин (рис. 1.20. и рис. 1.21), в которых имеют координаты, не совпадающие с данными, которые применялись при геологическом и гидродинамическом моделированиях с целью составления проекта на разработку месторождения [21].
Рис. 1.20. Схема структурной поверхности кровли пласта БС12 Родникового месторождения по первичным данным
Рис. 1.21. Схема структурной поверхности кровли пласта БС12 Родникового месторождения по данным после исследований скважин
В этой связи был проведен текущий анализ разработки участка, эксплуатируемого скважинами пробуренные в южной части залежи, где плотность сетки составляет 16,0 га/скв. Здесь проведено исследование гироскопом на 30 % пробуренных скважин. Выявлена зона не вовлеченных в разработку запасов нефти, площадь которых в три раза превышает проектную площадь дренирования добывающей скважины. В эту зону был построен боковой горизонтальный ствол из законсервированной скважины, и за 5 месяцев добыто 3000 тонн нефти дополнительно. На данный момент дебит нефти по скважине с боковым стволом стабилизировался и составляет около 30 т/сут.
На другом участке разработки проведены исследования по 56 % пробуренным скважин. В результате выявлена зона не вовлеченных в разработку запасов нефти, превышающая проектную площадь дренирования добывающей скважины более чем в пять раз. В выявленную зону невыработанного участка был построен боковой горизонтальный ствол из законсервированной скважины. Установлено, что ствол эксплуатирует чисто нефтяной коллектор. В течение года из скважины добывали практически безводную нефть с дебитом в сорок раз превышающим средний дебит соседних скважин.
Также выявлены добывающие скважины, которые после исследований фактически оказались пробуренными в непосредственной близи от нагнетательных скважин. Соответственно, после перевода скважин под нагнетание, реагирующие добывающие скважины получили прорыв воды. С экономической точки зрения бурение данных скважин не оправдалось.
По результатам анализа эксплуатации месторождения (в течение 3 лет), выявлено, что проведение геолого-технических мероприятий: выравнивание профиля приемистости нагнетательных рядов; ликвидация прорыва воды с помощью капитального ремонта скважин; оптимизации скважин работающих с высокими уровнями; бурение боковых стволов без знания фактического расположения скважин, являются дорогостоящими и мало эффективными мероприятиями, фактически работа в «слепую».
Выявлено не соответствие абсолютных отметок кровли пласта по проекту с фактической глубиной залегания. Разница составляет до 46 метров, что значительно повлияло на изменение границ залежи и структуры запасов по месторождению и отметку ВНК.
Согласно новой структуре и ВНК были объединены основная залежь и запасы в районе скважины № 31Р. Скважинами, которые по результатам проведения исследований оказались за контуром нефтеносности залежи, принятым в последнем дополнении к технологической схеме, а фактическая добыча с них на 01.04.2005 составила боле 44000 тонн нефти.
Таким образом сетка разработки месторождения принятая в проектных документах не соответствует фактической. Фактические размеры залежи, не соответствуют размерам, утвержденным в ГКЗ. Приращение запасов позволит гораздо дольше запланированного эксплуатировать месторождение.
Рассмотрим пример Родникового месторождения, где объект ЮС21 разрабатывается с 2001 года. В настоящее время в разработке находится 3 участка ОПР.
1). Северный участок ОПР (район скв. №5П) (рис. 1.22. и рис. 1.23.)
‑ Площадная обращенная пятиточечная система разработки, плотность сетки 27 га/скв. Ввод скважин осуществлен преимущественно за счет бурения боковых стволов в скважинах, выбывших с БС121-3. Проектная длина ГУ добывающих горизонтальных боковых стволов скважин - 300 м, нагнетательных - 50-150 м.
2.) Южный участок ОПР (район скв. №217Р)
‑ Площадная обращенная семиточечная система наклонно-направленных скважин с ГРП, плотность сетки 13.9 га/скв.
3.) Восточный участок ОПР (район скв. №82П)
‑ Площадная обращенная пятиточечная система с плотностью сетки 12 га/скв. Во всех скважинах ГРП на стадии освоения.
В целом по объектуна 01.01.2008 г. коэффициент нефтеизвлечения равен 0,17 при обводненности добываемой продукции -29,3%. Накопленный ВНФ составил 0.352 т/т. Средний дебит нефти по объекту ЮС21 равен 16,9 т/сут, жидкости – 24,0 т/сут.
Рис. 1.22. Схема расположения скважин. Северный участок ОПР. Родниковое месторождение
За семь лет эксплуатации на объекте пребывало 47 добывающих скважин. В том числе 29 скважин, переведенных за счет бокового ствола с вышележащего объекта БС121-3, а также по одной скважине переведено с объектов ЮС1 и БС101.
Увеличение фонда нагнетательных скважин и, соответственно; закачки воды в пласт в 2006-2007 годах не отразилось на общей динамике дебита нефти добывающих скважин объекта (рис. 1.24.). Эксплуатация северного участка обеспечила 90.1% общей добычи нефти по объекту. Средняя обводненность по участку - 23.6%. Средний дебит нефти по участку - 24.5 т/сут, жидкости - 32.1 т/сут. Накопленный ВНФ - 0.25 т/т.
По результатам анализа можно отметить следующее:
‑ проектные пятиточечные элементы на Северном участке ОПР организованы путем перевода скважин с горизонта БС121-3 при существенной разнице во времени ввода как добывающих, так и нагнетательных скважин;
‑ разновременность ввода и расположение скважин в элементах нарушает закономерность процесса выработки запасов элементов классической пятиточечной системы. Поэтому сравнение эффективности выработки запасов носит ориентировочный характер.
‑ динамика обводнения в значительной мере определяется результатами работ по ГРП, объемами закачки, а также неоднородностью геологического строения пласта.
‑ Пятиточечная система разработки с добывающими горизонтальными скважинами в данных геологических условиях доказала свою состоятельность. В последующем рекомендуется корректировка системы переходом на избирательное заводнение по мере уточнения строения пласта.
Рис. 1.23. Динамика изменения пластового давления. Северный участок. Родниковое месторождение
Рис. 1.24. – Динамика дебитов жидкости, обводненности и пластового давления по скважинам элемента 1. Северный участок ОПР. Родниковое месторождение
1.3 Совершенствование разработки сложнопостроенных залежей многоствольными горизонтальными скважинами
Значительным резервом в повышении эффективности разработки является развитие технологий бурения и заканчивания многозабойных скважин, обеспечивающих качественное разобщение пластов при вскрытии их наклонным или горизонтальным стволом, обладающих и большим охватом объекта разработки, и кратным сокращением капиталовложений и эксплуатационных затрат, ростом нефтегазоотдачи, особенно в комплексе с использованием природных факторов: энергии газовых и водоносных пластов, естественной трещиноватости, а также пластовых вод в качестве нагнетательных и технологических жидкостей.
На рисунке 1.25 представлены основные схемы расположения многоствольных горизонтальных скважин в продуктивном пласте. Горизонтальные скважины, имеющие несколько ответвлений, бурятся в одном интервале и предназначаются для максимального увеличения добычи из неглубоко залегающих залежей с низким пластовым давлением или содержащих тяжелую нефть, а также из месторождений с пониженным давлением. Горизонтальные скважины, располагающиеся по вертикали, эффективны в слоистых коллекторах. В пластах с низкой проницаемостью и естественной трещиноватостью две расходящиеся в противоположные стороны горизонтальные скважины могут пересечь больше трещин, чем одна, особенно если известно направление напряжения [22].
Рис. 1.25. Основные схемы расположения многоствольных горизонтальных скважин в продуктивном пласте.
Рис. 1.26. Залежи тяжелой нефти. Рис. 1.27. Залежи с низкой проницаемостью или естественной трещиноватостью.
Горизонтальные скважины способствуют максимальному росту добычи и повышают коэффициент извлечения из пластов, содержащих тяжелую нефть, а также из маломощных, неглубоко залегающих или истощенных залежей путем увеличения площади дренирования скважины Рис. 1.26. В залежах с маломощной нефтяной частью горизонтальные скважины уменьшают вероятность преждевременного прорыва воды и газа к забою, т. е. образования водяного или газового конуса.
В залежах с низкой проницаемостью или естественной трещиноватостью рис. 1.27 проводка горизонтальных скважин повышает вероятность пересечения ими естественных трещин и заканчивания экономически эффективной скважины в пластах с естественно возникшими трещинами неизвестной ориентации. Если направление напряжений известно, то две горизонтальные скважины, пробуренные в противоположных направлениях от главного ствола, оптимизируют площадь контакта стенок скважин с продуктивным пластом.
В случае многослойных залежей (рис. 1.28.), несколько горизонтальных скважин, расположенных в вертикальной плоскости, образуют большую площадь контакта с продуктивными пластами, чем одна вертикальная скважина, и могут эксплуатировать одновременно несколько продуктивных интервалов. Изменяя наклон ствола и вертикальную глубину каждой дренирующей скважины, можно одновременно эксплуатировать несколько маломощных пластов.
Многоствольные горизонтальные скважины зачастую оказываются эффективнее одиночных при извлечении углеводородов (рис. 1.29.), которые либо находятся в четко обособленных частях залежи, либо образовались в результате частичной выработки запасов.
Многоствольные горизонтальные скважины являются экономически эффективным средством разработки периферийных месторождений и небольших залежей (рис. 1.30.), содержащих ограниченные запасы углеводородов [22].
Рис. 1.28. Тонкослоистые пласты и многослойные залежи.
Рис..1.29. Обособленные части залежи.
Рис. 1.30. Месторождения-спутники.
Самой известной зависимостью, описывающей установившийся приток в однородном пласте к многоствольной горизонтальной скважине, является уравнение Борисова Ю.П., Пилатовского В.П., Табакова В.П. [23] Авторами рассматривались прямые стволы одинаковой длины, расположенные на равном удалении друг от друга (рис. 1.31)
Рис. 1.31. Траектории стволов модельных скважин, используемых для расчета дебита по формуле БорисоваЮ.П., Пилатовского В.П., Табакова В.П.
Внедрение технологии разработки с применением многоствольных горизонтальных скважин имеет все большее распоостранение на месторождениях Западной Сибири. Рассмотрим результаты проектирования, строительства и эксплуатации МГС на месторождениях компании ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз».
В работе [24] рассмотрен проект и результаты пробной эксплуатации Чатылькынского месторождения, где запроектирована приконтурная приконтурная система поддержания пластового давления с размещением скважин равномерной треугольной сетке 750´750 м. Проектное соотношение добывающих и нагнетательных скважин – 0.7:1, фактическое соотношение добывающих и нагнетательных скважин 2.8:1. В декабре 2006 года для поддержания пластового давления на месторождении начата закачка воды в пласт Ю1а вводом под нагнетание скважин 11, 12. По состоянию на 1.01.08 г. фонд нагнетательных скважин составляет 4 шт. Все скважины – действующие, работают со средней приемистостью 664.8 м3/сут при устьевом давлении – 18.6 МПа. В 2007 году объем годовой закачки составил 845.6 тыс. м3 воды. Текущая компенсация отбора закачкой составляет 57.4%, накопленная – 49.4%. По состоянию на 1.01.08 г. на месторождении закачано 884.8 тыс. м3 воды (таблица 1.1).
Таблица 1.1 – Показатели закачки воды в пласт Ю1а
Начальное пластовое давление пласта Ю1а – 279 атм. В течение 2007 года наблюдается снижение пластового давления до 21.8 МПа, что ниже первоначального на 6.14 МПа. В зоне отбора текущее пластовое давление составляет 21.5 МПа, в зоне нагнетания – 25.11 МПа (таблица 3.12). Динамика пластового давления представлена на рисунке 1.32. На рисунке 1.33 приведена карта изобар пласта Ю1а.
Таблица 1.2 – Динамика пластового давления
Рис. 1.32. Динамика пластового давления пласта Ю1а
Рис. 1.33. Карта изобар пласта Ю1а
Как видно из таблицы 1.3, на Чатылькынском месторождении большая часть добывающего фонда пробурена с горизонтальным проложением ствола. По состоянию на 1.01.2008 г. на пласт Ю1а эксплуатируется 7 горизонтальных скважин (1Г, 2Г, 3Г, 4Г, 5Г, 6Г, 7), 5 из которых многоствольные (1Г, 2Г, 3Г, 4Г, 5Г).
Продуктивность многоствольных горизонтальных скважин на Чатылькынском месторождении значительно выше (почти в 3 раза) продуктивности наклонно-направленных скважин.
Таблица 1.3 ‑ Горизонтальные скважины Чатылькынского месторождения
| Тип скв. | № скв. | Вид скважины | длина ГС, м | Состояние по фонду |
| Добывающие | ГС | 1ст -384/2ст-750 | фонт. | |
| ГС | 1ст -342/2ст-744,8 | ЭЦН | ||
| ГС | 1ст -333,5/2ст-767 | фонт. | ||
| ГС | 1ст -355/2ст-673 | ЭЦН | ||
| ГС | 1ст -329/2ст-650 | ЭЦН | ||
| ГС | 1ст -600 м | фонт. | ||
| ГС | 1ст -567,5 | ЭЦН | ||
| верт. | ЭЦН | |||
| верт. | ЭЦН | |||
| верт. | ЭЦН | |||
| верт. | фонт. | |||
| Нагнетатель-ные | верт. | в нагнетании | ||
| верт. | в нагнетании | |||
| верт. | в нагнетании | |||
| верт. | в нагнетании |
Предложения для прокладки горизонтального ствола и расчет их входных дебитов, а также прогноз технологических показателей работы проектных скважин обоснован по 3D–гидродинамической модели пласта Ю1а. Некоторые свойства пласта и параметров заложенных горизонтальных скважин отображены в таблице 1.4.
Таблица 1.4 ‑ Параметры горизонтальных и многоствольных горизонтальных скважин
Данные по динамике дебитов нефти по каждой горизонтальной скважине представлены в табл. 1.5.
Таблица 1.5. ‑ Динамика среднемесячного дебита нефти, жидкости и обводненности по многотвольным горизонтальным скважинам Чатылькынского месторождения
Скважина № 1Г расположена в юго-западной части залежи пласта Ю1а в контуре нефтеносности, пробурена и введена в эксплуатацию в июле 2006 года с длиной горизонтального ствола: (1ст) – 384.3 м, в т.ч. по песчаникам 291 м; (2ст) – 750 м, в т.ч. по песчаникам 731 м, угол вскрытия пласта по первому стволу – 93.46о на глубине 3066.1 м (а.о. –2642,9 м), угол вскрытия пласта по второму стволу – 93,44оС на глубине 3146.8 м (а.о. –2645,5 м), среда вскрытия – раствор Фло-Про.
Схематический разрез, проектный и фактический профиль многоствольной горизонтальной скважины № 1Г представлены на рисунке 1.34.
Рис. 1.34. Проектный и фактический профиль многоствольной горизонтальной скважины № 1Г
Скважина введена с начальными параметрами: дебит нефти – 262.8 т/сут, дебит жидкости – 277.4 т/сут при обводненности добываемой продукции – 5.3 %, что ниже запланированных в 1.4 раза по дебиту нефти (Q н.пр.=362.7 т/сут) и в 1,6 раза по дебиту жидкости (Q ж.пр.= 445.0 т/сут). Продуктивная часть ствола обсажена фильтром в интервале глубин 2970.1–3724.7 м (а.о. –2630,1 до –2641,8 м), по результатам интерпретации ГИС нефтенасыщенная толщина составляет 14.5 м (зона ВНЗ). В данный момент скважина эксплуатируется фонтаном при P з=16.9 МПа, дебитом нефти 254.7 т/сут и обводненностью 0.2 %. Накопленная добыча нефти на 01.01.2008 г. составляет 167.1 тыс. т.
Динамика показателей работы скважины № 1Г представлена на рисунке 1.35.
Рис. 1.35. Динамика показателей работы многоствольной горизонтальной скважины № 1Г
Наоснованиипроектных решений «Технологической схемы опытно-промышленной разработки Северо-Янгтинского месторождения» утвержденных в ТО ЦКР в 2006 году начато эксплуатационное разбуривание основного объекта разработки залежи нефти пласта БС11.
Первой была пробурена скважина 1001Г. При проектировании скважины 1001Г горизонтальной секции ствола детально изучался геологический разрез, полученный по результату пилотного каротажа. Как видно из схематического профиля (Рис. 1.34) разрез коллектора представляет собой монолитный песчаник мощность в ЧНЗ – 16м. Вертикальная проницаемость по такому разрезу была оценена в 6 раз меньше горизонтальной, наличие плотных пород в разрезе представлены маломощными включениями и не могут выполнять экранирующий эффект. Отсутствие экранов в разрезе способные удержать прорывы воды из подошвы пласта говорит о том, что горизонтальный ствол необходимо бурить в верхней части продуктивного пласта. В совокупности представленные факторы определили положение горизонтального ствола в пространстве, далее проектный ствол моделировался в программном комплексе «Petrel» компании Schlumberger, а расчеты проводились в программном комплексе «Eclipse 100» той же фирмы. На постоянно-действующей геолого-технологичской модели решены были задачи по выбору длины горизонтального ствола, выполнены технологические расчеты по работе данной скважины (дебит нефти, жидкости, накопленная добыча за прогнозный период). Произведена была оценка влияния скважины на окружение, и падение пластового давления в зоне отборов. После необходимых расчетов началась стадия реализации проектных решений.
Скважина 1002Г была сдана в конце 2006года с параметрами: Q ж=884.54 т/сут, Q н=866.18 т/сут, воды – 2.1% (рис. 1.36–1.37). Динамический уровень составляет 300 м, в скважину спущена установка ЭЦН с датчиком давления, Р з= 22.6 МПа.
Рис. 1.36. Динамика показателей работы скважины 1002Г
Рис. 1.37. Динамика пластового и забойного давления в зоне отборов скважины 1002Г
Рис. 1.38. Проектный и фактический профиль горизонтальной скважины 1002Г
Рис. 1.39. Фрагмент гидродинамической модели с проектным профилем скважины 1002Г
В работе [25] рассмотрены результаты проектирования, строительства и эксплуатации боковых компании ОАО «Сургунефтегаз».
В 2004 году для строительства боковых горизонтальных стволов было определено 10 скважин-кандидатов на четырех месторождениях (Западно-Сургутское, Яун-Лорское, Федоровское, Быстринское). Для прогноза технико-экономической эффективности проведения операции по строительству боковых стволов с несколькими ответвлениями были построены гидродинамические модели для каждой скважины, результаты моделирования представлены ниже.
В работе на основе упрощенной 3-х мерной геологической модели проведены технико-экономические расчеты по двум вариантам разработки с бурением установкой «непрерывная труба» 2-х и 4-х ответвляющих боковых стволов.
Геологическая модель создавалась по упрощенной схеме с использованием информации только по моделируемой скважине. Размер расчетной области выбран в плане 1000х1000 метров (пилотный ствол в центре модели), размер элементарной ячейки 30х30 м, количество расчетных слоев по оси Z принято равным количеству пропластков, выделенных по ГИС. Численные значения коэффициентов пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности по слоям модели распределены равномерно и равны значениям, определенным по результатам интерпретации каротажной диаграммы этой скважины.
Для проведения расчетов в АСПР “Техсхема” были заданы граничные условия для расчетной области фильтрации, исходные данные по скважинам и свойства флюидов.
Условия на границах расчетной области во всех вариантах следующие:
1. На боковых границах области фильтрации, включающей моделируемый объект, было задано граничное условие, при котором давление на контуре питания участка фиксированное, равное начальному пластовому давлению. При этом поддержание пластового давления происходит за счет притока воды из-за контурной области.
2. На границе кровли и подошвы модельного пласта задавалось граничное условие, что плотность фиксированного потока, вытекающего через границы участка, равна нулю. Такой вариант граничного условия предполагает, что поверхности, ограничивающие область фильтрации (кровля и подошва пласта), непроницаемы.
В АСПР “Техсхема” детальное описание скважин осуществлялось по следующей схеме:
3. Общие параметры скважины – проектное назначение, источник ввода (бурение, возврат и т.д.), состояние предшествующее вводу (бездействие, добыча), сеточные (X, Y) координаты скважин, расположение ствола скважин в пласте схема траектории бокового ствола в плоскостях XY, XZ, длина ствола, приведенный радиус скважин, временной сдвиг ввода скважин, время освоения после бурения, проектный номер;
4. параметры режима (режимов) работы скважины – способ эксплуатации на режиме и тип скважинного оборудования (добыча на фонтане, на ШГН, на ЭЦН). Коэффициент эксплуатации, коэффициент использования, относительный коэффициент продуктивности, параметры и динамические характеристики поддерживаемого граничного условия (дебит по сумме фаз и временной шаг изменения граничного условия), интервалы перфорации.
Предложения для прокладки горизонтального ствола и расчет их входных дебитов, а также прогноз технологических показателей работы проектных скважин обоснован по 3D –гидродинамической модели пласта Ю1а
На скважине №3725 Федоровского месторождения был также осуществлен наиболее эффективный вариант (рисунок 1.40) с бурением двух ответвлений. Фактическое расположение боковых горизонтальных ответвлений в пласте не известно. Информацию по вскрытым пропласткам не удалось проанализировать в связи с не проведенными геофизическими исследованиями.
Рис. 1.40. Проектное расположение горизонтальных ответвлений (слева) и фактическое положение ответвлений (справа) скважины №3725 пласт ЮС1 Федоровского месторождения.
Рис. 1.41. Динамика дебитов нефти по вариантам, скважина №3725, пласт ЮС1 Федоровского месторождения
Анализ технологических показателей эксплуатации скважин с боковыми горизонтальными ответвлениями показывает, что входной дебит по нефти практически равен проектному, но через 6 месяцев эксплуатации наблюдается резкое падение дебита нефти и рост обводненности (рисунок 1.42).
Рисунок 1.42 - Динамика дебитов и обводненности по скважине №3725 Федоровского месторождения
Для технико-экономической оценки бурения на депрессии ответвлений из пробуренного бокового ствола в горизонтальной скважине №3477
пласта БС18-20 Быстринского месторождения рассмотрено 2 варианта, предусматривающих соответственно эксплуатацию с зарезкой двух (2 вариант) и четырех (1 вариант) ответвлений (рис. 1.43). Из представленного графика видно, что расчетный входной дебит нефти при строительстве 4 ответвлений равен дебиту при бурении двух. Но в действительности был пробурен один боковой горизонтальный ствол, длиной 306 метров, включая одно ответвление длиной 46 метров (рис. 1.43, синим цветом). Следует отметить, что фактический входной дебит практически в 2 раза выше проектного (рис. 1.44). В течение года эксплуатации наблюдается стабильное снижение дебита, затем произошел резкий скачек обводненности без существенного падения дебита, что говорит о подтягивании конуса воды в определенном интервале горизонтального ствола. При своевременном проведении исследований и капитальном ремонте может быть ликвидировано. В течение 16 лет эксплуатации до проведения операции по строительству горизонтальных стволов, накопленная добыча нефти составила 26,4 тыс.т. после проведения зарезки БС за 18 месяцев скважина выработала 23,5 тыс. т. нефти, что говорит о целесообразности проведения операции по бурению боковых стволов на пласт БС18-20 Быстринского месторождения.
Рисунок 1.43 - Проектное расположение горизонтальных ответвлений (слева) и фактическое положение ответвлений (справа) скважины №3477 пласт ЮС1 Быстринского месторждения.
Рисунок 1.44 - Динамика дебитов нефти по вариантам, скважина №3477, пласт ЮС1 Быстринского месторождения
Рисунок 1.45 - Динамика дебитов и обводненности по скважине №3477 Быстринского месторождения
По результатам эксплуатации многоствольных горизонтальных скважин установлены следующие причины отклонений проектных от фактических показателей и проблемы эксплуатации МГС:
1. Неполное изучение участка залежи, при проектировании его разработки горизонтальными стволами
2. Высокая неоднородность коллекторских свойств
3. Малые нефтенасыщенные толщины
4. Близкое расположение ГНК, ВНК
5. Высокая стоимость и сложность строительства горизонтальных стволов
6. Сложность проведения и интерпретации геофизических и гидродинамических исследований
7. Сложность проведения ремонтных работ и оборудования каждого ствола регулировочными клапанами
8. Не достаточно эффективные контроль и управление регулировочными клапанами
По результатам работ по обоснованию расположения ГС был сформирован подход к проектированию горизонтальных скважин, представлен на слайде в виде блок схемы. Основной особенностью которого является детальное обоснование бурения МГС на стадии проектирования разработки сложнопостроенных залежей, и проектирование других МГС согласно подхода разработанного с учетом геологических особенностей объекта.
В котором на стадии изучения геолого-физического строения важное значение имеет определение направления региональных напряжений ГП. Которые необходимо учитывать при проектировании сетки горизонтальных скважин, планировании ГТМ.
Компания ОАО «Сургутнефтегаз» (ОАО «СНГ») является одной из первых нефтегазодобывающей компанией в России, в плане широкомасштабного внедрения многоствольных горизонтальных скважин (МГС) в систему разработки залежей, запасы которых отнесены к категории трудноизвлекаемых. Результаты первого опыта внедрения на месторождениях ОАО «СНГ» опубликованы в работе [27]. Одним из таких месторождений является Конитлорское. Нефтенасыщенные коллектора выделяются в ачимовско-баженовской толще, являющейся результатом внедрения песчано-алевритового и глинистого материалов ачимовской толщи в отложения баженовской свиты, приведшему к ее расслоению и частичному размыву в зонах ее аномального разреза.
Пласт Ач2 вскрыт большинством пробуренных скважин на глубинах 2671 - 2870 м. Пласт состоит из нескольких песчаных тел, разделенных зоной глинизации. По результатам изучения геологического строения зона глинизации пластов Ач1 и Ач2 выделена в центре месторождения и делит его на западную и восточную части (рис. 1.46). Продуктивной для обоих пластов, в основном, является зона от 1.8 м до 15.2 м.
Размеры залежи 32 х 10 км (рис. 1.46), высота 46-75 м (в среднем 60 м), тип залежи - литологически экранированный.
Рис. 1.46. Карта изобар. Пласт Ач1-2, Конитлорское месторождение
Пористость пласта (Кп) Aч1 ниже, чем по горизонту БС100 и в среднем составляет 18.2 % при вариации от 15 % до 22 %. В большинстве случаев (82 %) изученные породы имеют близкую пористость: 16-20 %, породы с Кп более 20 % составляют 12,5 %
Пористость нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта практически одинакова: 18,1 % и 18,3 % соответственно. Фильтрационные свойства пласта Ач1 - варьируют в широком диапазоне: от 0,3×10-3 мкм2 до 333×10-3 мкм2 но средневзвешенное значение невысокое – 11,5×10-3 мкм2.
В технологической схеме разработки был принят вариант блоковой трехрядной системы разработки, при размещении скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 445 м и плотностью сетки скважин 17,1 га/скв. Скважины наклонно направленные (вертикальные) размещены в пределах 8 м нефтенасыщенной толщины.
Освоение объекта Ач1+Ач2 было начато с первоочередного участка. Наклонно-направленные и вертикальные скважины, пробуренные на объект в конце 90-х гг. и в начале 2000-х гг., не обеспечили проектных показателей по добыче нефти, в связи с этим принято решение о строительстве боковых горизонтальных стволов.
Для обоснования строительства БГС предлагается подход оперативного определения остаточных запасов нефти и достоверного изучения геологических особенностей проектного участка.
После определения потенциально-извлекаемых запасов нефти производится расчет экономической эффективности разработки проектного участка.
Ниже представлен пример проектирования расположения горизонтальных стволов скважины №1558 на пласт Ач1 Конитлорского месторождения (рис. 1.47).
После предварительного размещения БГС на структуре (рисунок 2) необходимо изучить геологическое строение участка, по результатам проведенных ГИС в скважине-кандидате, а также скважин, расположенных в непосредственной близости.
Рис. 1.47. Карта текущего состояния разработки пласта Ач1. Конитлорское месторождение
Ниже представлены результаты интерепретации ГИС скважины №1558 и соседних скважин №№1557,1559 (рисунки 1.48, 1.49, 1.50).
Рис. 1.48. Диаграмма ГИС по скважине №1558
Рис. 1.49. Диаграмма ГИС по скважине №1559 Рис. 1.50. Диаграмма ГИС по скважине №1557
По результатам изучения данных геофизических исследований и выделения нефте- и водонасыщенных, а также заглинизированных интервалов, построен геологический разрез участка залежи. После чего определено проектное размещение горизонтальных стволов в вертикальной проекции, с учетом интервалов глинизации и положением водонефтяного контакта. Для скважины №1558, в условиях наличия значительных зон выклинивания коллектора принят восходящий профиль горизонтальных стволов (рисунок 1.51), для наибольшего охвата пласта дренированием как по вертикали, так и по латерали.
Рис. 1.51. Геологический разрез по линии скважин №№1557,1558,1559 и проектный профиль боковых горизонтальных стволов скважины №1558
После строительства и освоения горизонтальных стволов скважины №1558 технологические показатели эксплуатации были много выше начальных (рисунок 1.52, 1.53). По состоянию на 01.01.2011 г. дебит по нефти составил 34,5 т/сут, суммарная накопленная добыча по нефти - 46 300 т.
Рис. 1.52. Динамика технологических показателей эксплуатации первого горизонтального ствола скважины №1558
Рис. 1.53. Динамика технологических показателей эксплуатации второго горизонтального ствола скважины №1558
По результатам анализа разработки объекта Ач1-2 Конитлорского месторождения выявлено:
‑ в условиях высокой геологической неоднородности, сильной изменчивости ФЕС, необходим индивидуальный подход к размещению добывающих и нагнетательных скважин, в пределах утвержденной блоковой трехрядной системы разработки;
‑ выработка запасов нефти с применением вертикальных, наклонно-направленных скважин без проведения дополнительных геолого-технических мероприятий, таких как гидравлический разрыв пласта, строительство боковых горизонтальных стволов, не соответствует проектным показателям;
‑ в условиях высокой расчлененности по латерали и низкому значению коэффициента песчанистости, проектирование строительства боковых горизонтальных стволов осуществляется с привлечением максимально возможных способов изучения геологических особенностей строения проектируемого участка разработки;
‑ технологические показатели многоствольных горизонтальных скважин Конитлорского месторождения зачастую соответствуют проектным;
‑ для более эффективной эксплуатации МГС необходимо иметь возможность регулирования режима работы каждого из стволов, однако в настоящее время оснащение скважин таким оборудованием, результаты представлены в работе [26], имеет ряд сложностей и недостатков в процессе эксплуатации.
Выводы:
По результатам выполненного анализа установлено, что, несмотря на превосходство разработки трудноизвлекаемых запасов нефти сложнопостроенных залежей горизонтальными скважинами в сравнении с вертикальными, процесс добычи нефти сопровождается проблемами, возникающими как на этапах проектирования и прогнозирования эффективности, так и в последующем, при повышении нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти из слабодренируемых пропластков, вскрытых ГС.
В связи с этим разработан подход к проектированию горизонтальных скважин. В котором на стадии изучения геолого-физического строения важное значение имеет определение направления региональных напряжений ГП. Которые необходимо учитывать при проектировании сетки горизонтальных скважин, планировании ГТМ.
‑ В настоящее время достигнуты требуемые нефтедобывающими предприятиями качество проектирования и фактической реализации конструкций горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов, позволяющие формировать систему разработки сложными профилями завершающей части скважин в продуктивном пласте, обеспечивающих повышение охвата дренированием.
‑ Установлено, что при качественной современной технике вскрытия пласта влияние фильтрационных сопротивлений, обусловленных характером вскрытия, на производительность скважины несущественно, то есть коэффициенты совершенства близки к единице. Однако, горизонтальные и многозабойные скважины являются несовершенными по характеру вскрытия пласта, обусловленного состоянием его коллекторских свойств и профилем ствола.
По результатам анализа разработки сложнопостроенных залежей многоствольными горизонтальными скважинами выявлено:
‑ в условиях высокой геологической неоднородности, сильной изменчивости ФЕС, необходим индивидуальный подход к размещению добывающих и нагнетательных скважин, в пределах утвержденной блоковой трехрядной системы разработки;
‑ выработка запасов нефти с применением вертикальных, наклонно-направленных скважин без проведения дополнительных геолого-технических мероприятий, таких как гидравлический разрыв пласта, строительство боковых горизонтальных стволов, не соответствует проектным показателям;
‑ в условиях высокой расчлененности по латерали и низкому значению коэффициента песчанистости, проектирование строительства боковых горизонтальных стволов осуществляется с привлечением максимально возможных способов изучения геологических особенностей строения проектируемого участка разработки;
‑ технологические показатели многоствольных горизонтальных скважин Конитлорского месторождения зачастую соответствуют про
