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.