Сетевое издание
Международный студенческий научный вестник
ISSN 2409-529X

ANALYSIS OF HORIZONTAL WELL EFFECTIVENESS IN THE FIELD

Kashapov A.R. 1 Ponomareva D.V. 1 Pavlova A.A. 1 Nesterets A.A. 1
1 Federal Budget Educational Institution of Higher Education "Industrial University of Tyumen"
Drilling of wells with a horizontal profile on the site began in 2007, from that time 12 wells were drilled. Over the period of operation, horizontal oil well flow rates decreased by an average of 34% (from 98.9 to 65.7 tonnes / day), liquid flow rates - by 34% (from 150.7 to 99.4 tonnes / day), water cut Has changed (32.1%). The reason for the decrease in production is the partial production of oil reserves, as well as the reduction of reservoir pressure in the areas of the location of the wells. The efficiency of the drilled double-barrel horizontal wells of the facility UV1(1) is lower than the efficiency of single-barrel horizontal wells. Possible reasons for the low efficiency of drilling horizontal wells with two barrels include high interference of trunks in areas with low oil-saturated thicknesses, an increased risk of opening water-saturated intervals in oil-water reservoir zones.
oil
geological and technical measures
deposit
layer
additional oil production

Бурение скважин с горизонтальным профилем [1-5] на объекте началось в 2007 году (скв. 365). За период 2007-2015 гг. пробурены 12 горизонтальных скважин (№№365, 850, 852, 854, 856, 858, 860, 855, 861, 853, 784, 863), три из них с двумя стволами (№№850, 854, 853). Длины горизонтальных участков стволов изменяются от 70 (второй ствол скв. №850) до 670 м (скв. №855). На 01.01.2016 г. добыча нефти от бурения ГС составила 265,8 тыс. т (6,9% от накопленной добычи нефти в целом по объекту). Удельный технологический эффект в среднем на одну горизонтальную скважину – 22,2 тыс. т, средняя продолжительность работы – 390 суток (более 12 месяцев). Бурение всех 12 скважин можно признать технологически эффективным (входной дебит нефти более 25 т/сут). Максимальные входные дебиты нефти получены в скважинах №856 (177,9 т/сут), №852 (140,3 т/сут), №861 (138,0 т/сут). Все они расположены в районе скважины №300П (нефтенасыщенная толщина пласта на данном участке превышает 4 м, проницаемость достигает 30*10-3 мкм2).

Средний входной дебит нефти по горизонтальным скважинам составляет 98,9 т/сут, обводненность – 34,6%. По состоянию на 01.01.2016 г. все 12 скважин являются действующими. Доля горизонтальных скважин от действующего добывающего фонда в целом по объекту составляет 18%. Показатели работы горизонтальных скважин приведены в таблицах 1 и 2. Расположение скважин показано на рисунке 1.

Таблица 1 – Показатели работы горизонтальных скважин. Объект ЮВ11.

№ скв

Дата ввода

При вводе

На 01.01.2016 г.

Qн нак., тыс.т

Qж нак., тыс.т

Кол-во гориз. стволов

Длина ГС, м

qн, т/сут

qж, т/сут

Sв, %

qн, т/сут

qж, т/сут

Sв, %

365

2007

128.4

150.2

14.5

18.5

129.8

85.7

129.7

483.2

1

470

850

2015

102.9

148.5

30.7

71.6

76.6

6.5

26.8

36.1

2

70; 600

852

2015

140.3

220.7

36.4

124.7

134.4

7.2

39.3

51.2

1

465

854

2015

111.1

170.7

34.9

31.5

51.8

39.3

14.8

23.6

2

635; 620

856

2015

177.9

203.2

12.4

89.3

98.1

9.0

24.2

28.2

1

595

858

2015

91.3

102.8

11.1

71.3

75.2

5.1

12.7

14.6

1

608

860

2015

73.3

134.8

45.6

118.1

153.2

22.9

15.3

22.7

1

617

855

2015

61.3

79.8

23.2

24.8

35.0

29.2

4.9

7.9

1

670

861

2015

138.0

222.3

37.9

97.9

138.8

29.4

12.3

18.9

1

650

853

2015

72.7

185.2

60.7

42.9

146.7

70.7

4.9

15.3

2

562;620

784

2015

27.5

62.1

55.7

15.0

28.0

46.5

1.5

3.1

1

485

863

2015

62.1

128.1

51.5

82.4

124.8

34.0

3.9

6.6

1

637

 

Рисунок 1 - Расположение горизонтальных скважин. Объект ЮВ11

Таблица 2 – Показатели работы горизонтальных скважин по годам. Объект ЮВ11.

Показатель

Год

Итого

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Кол-во пробуренных ГС

1

0

0

0

0

0

0

0

11

12

в т.ч. ГС с одним стволом

1

0

0

0

0

0

0

0

8

9

ГС с двумя стволами

0

0

0

0

0

0

0

0

3

3

Кол-во действующих ГС

1

1

1

1

1

1

1

1

12

12

в т.ч. ГС с одним стволом

1

1

1

1

1

1

1

1

9

9

ГС с двумя стволами

0

0

0

0

0

0

0

0

3

3

Доля ГС от действующего фонда доб. скв, %

2

2

2

2

3

3

3

2

19

21

в т.ч. доля ГС с одним стволом

2

2

2

2

3

3

3

2

15

15

доля ГС с двумя стволами

0

0

0

0

0

0

0

0

5

5

 

Продолжение таблицы 2

Показатель

Год

Итого

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Годовая добыча нефти из ГС, тыс.т

40.3

28.5

16.4

8.6

6.5

3.5

7.5

7.1

147.4

265.8

в т.ч. из ГС с одним стволом

40.3

28.5

16.4

8.6

6.5

3.5

7.5

7.1

105.4

223.8

из ГС с двумя стволами

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

42.0

42.0

Доля добычи нефти ГС, %

13.2

11.6

7.8

5.4

4.0

2.5

5.8

6.9

60.3

13.0

в т.ч. ГС с одним стволом

13.2

11.6

7.8

5.4

4.0

2.5

5.8

6.9

43.1

10.9

ГС с двумя стволами

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

17.2

2.1

Годовая добыча жидкости из ГС, тыс.т

48.7

51.8

55.0

49.8

51.9

53.4

51.6

60.7

251.6

674.4

в т.ч. из ГС с одним стволом

48.7

51.8

55.0

49.8

51.9

53.4

51.6

60.7

185.1

607.9

из ГС с двумя стволами

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

66.5

66.5

Время работы всех ГС, сут

336.0

359.8

360.3

339.0

334.5

360.8

360.0

365.0

1861.0

4676.5

в т.ч. ГС с одним стволом

336.0

359.8

360.3

339.0

334.5

360.8

360.0

365.0

1294.0

4109.5

ГС с двумя стволами

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

567.0

567.0

Средние дебиты ГС, т/сут

по нефти

120.1

79.3

45.4

25.4

19.5

9.6

20.8

19.5

79.2

56.8

по жидкости

145.0

143.9

152.5

146.9

155.2

148.0

143.3

166.2

135.2

144.2

Средняя обводненность, %

17.2

44.9

70.2

82.7

87.4

93.5

85.5

88.3

41.4

60.6

Средние дебиты ГС с одним стволом, т/сут

по нефти

120.1

79.3

45.4

25.4

19.5

9.6

20.8

19.5

81.5

54.5

по жидкости

145.0

143.9

152.5

146.9

155.2

148.0

143.3

166.2

143.0

147.9

Средняя обводненность, %

17.2

44.9

70.2

82.7

87.4

93.5

85.5

88.3

43.0

63.2

Средние дебиты ГС с двумя стволами, т/сут

по нефти

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

74.1

74.1

по жидкости

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

117.3

117.3

Средняя обводненность, %

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

36.8

36.8

 

За период эксплуатации дебиты нефти горизонтальных скважин снизились в среднем на 34% (с 98,9 до 65,7 т/сут), дебиты жидкости – на 34% (со 150,7 до 99,4 т/сут), обводненность практически не изменилась (32,1%). Причиной снижения дебитов является частичная выработка запасов нефти, а также снижение пластового давления в районах расположения скважин.

На рисунке 2 приведено распределение накопленной добычи нефти по всем горизонтальным скважинам. Из рисунка видно, что основная добыча нефти приходится на скважину №365, которая работает с 2007 года. Из скважин, введенных в эксплуатацию в 2015 году, наибольшая добыча нефти получена по скважинам №№852, 856, 850. Причиной этому являются более высокие входные дебиты нефти, а также большее время работы скважин.

Рисунок 2 - Показатели накопленной добычи нефти по горизонтальным скважинам

Поскольку максимальное время работы скважин с двумя стволами не превышает десяти месяцев, проведем сравнительный анализ именно за этот период. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина в зоне размещения одноствольных и двуствольных скважин находится в пределах 4-4,5 м, поэтому можно говорить о сопоставимости полученных результатов.

Одним из основных показателей эффективной эксплуатации скважин является дебит нефти. Средний начальный дебит нефти одноствольных горизонтальных скважин составляет 100,2 т/сут, что сопоставимо с дебитом нефти многозабойных горизонтальных скважин (103,7 т/сут). В течение десяти месяцев эксплуатации скважин отмечается существенное снижение дебитов, связанное с ростом обводненности (рисунок 3). На десятый месяц эксплуатации дебит нефти одноствольных скважин составил 73,8 т/сут, многозабойных – 43,6 т/сут, то есть дебит нефти для скважин с двумя стволами через год после начала эксплуатации в 1,7 раза ниже, чем дебит одноствольных скважин.

Рисунок 3 - Сравнение дебитов нефти горизонтальных скважин с одним и двумя стволами. Объект ЮВ11

Начальные дебиты жидкости (рисунок 4) также отличаются незначительно (двуствольные скв. – 167,4 т/сут, одноствольные скв. – 166,0 т/сут). В первые четыре месяца темп снижения дебита выше у одноствольных скважин, последующие шесть месяцев – у двуствольных. После десяти месяцев эксплуатации дебит жидкости одноствольных скважин составил 93,1 т/сут, двуствольных – 84,6 т/сут.

Рисунок 4 - Сравнение дебитов жидкости горизонтальных скважин с одним и двумя стволами. Объект ЮВ11

Начальная обводненность одноствольных скважин составляет 39,6% (рисунок 5), двуствольных – практически в два раза выше (61,6%). Для обоих типов скважин обводненность в первые пять месяцев имеет скачкообразный характер, однако, если для одноствольных скважин обводненность после пяти месяцев достаточно стабильна, то для двуствольных увеличивается.

Рисунок 5 - Сравнение обводненности горизонтальных скважин с одним и двумя стволами. Объект ЮВ11

На 1.01.2016 года суммарная добыча нефти из скважин с одним горизонтальным стволом составила 223,8 тыс.т (5,7% от накопленной добычи нефти по объекту). На одну ГС приходится 24,9 тыс.т нефти. Суммарная добыча нефти из скважин с двумя ГС составила 42,0 тыс. т (1,1% от накопленной добычи нефти по объекту). Накопленная добыча нефти на одну скважину равна 14,0 тыс.т (в 1,8 раз меньше, чем по скважинам с одним стволом).

Динамика накопленной добычи нефти по типу скважин с момента начала работы горизонтальной скважины №365 (введена в первом квартале 2007 года) представлена на рисунке 6.

Рисунок 6 - Структура накопленной добычи нефти по типу скважин.
Объект ЮВ11 (2007-2015 гг.)

Таким образом, эффективность пробуренных двуствольных горизонтальных скважин объекта ЮВ11 ниже эффективности одноствольных горизонтальных скважин. К возможным причинам низкой эффективности бурения горизонтальных скважин с двумя стволами можно отнести высокую интерференцию стволов в зонах с невысокими нефтенасыщенными толщинами, повышенный риск вскрытия водонасыщенных интервалов в ВНЗ залежей.