Для повышения эффективности разработки нефтегазоконденсатных месторождений используют различные методы воздействия на пласт и его призабойную зону для максимального извлечения углеводородов [1,2].
На газоконденсатных и нефтегазоконденсатных объектах месторождения в целях интенсификации отбора углеводородов проводилось бурение горизонтальных скважин (ГС), боковых стволов (БС), боковых горизонтальных стволов скважин (БГС) и перфорационные работы [3].
На газоконденсатных объектах месторождения пробурено четыре скважины с горизонтальным окончанием: №№ 122 (IX объект, пласт АТ6-7), 721 (II объект пласт БТ62), 771 (VII объект, пласт АТ6-7), 1072 (VII объект, пласт ПК211).
Накопленная добыча газа из горизонтальных скважин на 01.01.2015 г. достигла 4.9 млрд.м3 что составляет 13 % от добычи газа по месторождению. Наибольшая накопленная добыча газа получена в скважине № 721 – 2.8 млрд.м3 или 57 % всей добычи газа горизонтальных скважин.
Накопленная добыча конденсата из горизонтальных скважин на 01.01.2015 г. достигла 380 тыс.т что составляет 13 % от добычи конденсата по месторождению. Наибольшая накопленная добыча конденсата получена в скважине № 721 – 364 тыс.т. или 96 % всей добычи газа горизонтальных скважин.
Динамика дополнительной добычи газа и конденсата, показатели эксплуатации горизонтальных скважин приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Основные показатели работы газоконденсатных горизонтальных скважин
|
№№ скв. |
Пласт |
Дата ввода |
Входные показатели на первый месяц работы |
|||||
|
qг, тыс.м3/сут |
дни |
Qг, тыс.м3 |
qк, т/сут |
Qк, тонн |
Qв, тонн |
|||
|
721 |
БТ62 |
Июль 2005 |
652.4 |
26 |
17198 |
129.9 |
3423 |
0 |
|
771 |
АТ6-7 |
Октябрь 2006 |
1154.1 |
13 |
14626 |
9.9 |
125 |
0 |
|
1072 |
ПК211 |
Ноябрь 2006 |
679.2 |
9 |
5849 |
5.3 |
46 |
6 |
|
122 |
АТ6-7 |
Август 2013 |
120.0 |
0.1 |
5.0 |
0 |
0.0 |
0 |
|
Итого 4 ГС |
790.0 |
48 |
37679 |
75.3 |
3594 |
6 |
||
Скважины вступали в эксплуатацию с начальными дебитами газа от 120 (скв. № 122) до 1154 тыс.т/сут (скв. № 771), начальными дебитами конденсата от 0 (скв. № 122) до 130 т/сут (скв. № 721).
Текущие эксплуатационные показатели по состоянию на 01.01.2015 г. по скважинам составляют:
- дебит газа изменяется от 120 до 616 тыс.т/сут (в среднем 225.1);
- дебит конденсата изменяется от 0.6 до 24 т/сут (в среднем 0.9).
В целом достигнутая средняя технологическая эффективность горизонтальных скважин, составляет 101 млн.м3 дополнительно добытого газа на одну скважину.
На 1.01.2015 г. среднегодовой дебит газа горизонтальных скважин составил 237 тыс.т/сут, дебит конденсата – 0.8 т/сут.
Из четырех пробуренных горизонтальных газоконденсатных скважин по состоянию на 01.01.2015 г. в эксплуатации находится три скважины: №№ 122, 771, 1072. Скважина №721, пробуренная на II объект (пласт БТ62) остановлена в мае 2013 года из-за быстрого увеличения содержания воды в пластовом газ с 5.3 г/м3 (12.2012 г.) до 580.6 г/м3 (04.2013 г.). Горизонтальный участок скважины на данном пласте изолирован, скважина переведена в эксплуатацию на вышележащие объекты II (БТ61) и III (БТ52).
На рисунках 1-6 представлена динамика изменения накопленной добычи газа и конденсата и среднего дебита газа и конденсата по горизонтальным скважинам №№ 122, 721, 771, 1072. Периоды остановок скважин связаны с появлением воды в добываемой продукции.
Рисунок 1 – Динамика изменения накопленной добычи газа и среднего дебита по горизонтальной скважине № 122. Объект IX (пласт АТ6-7).
Рисунок 2 – Динамика изменения накопленной добычи газа и среднего дебита по горизонтальной скважине № 1072. Объект VII (пласт ПК211)
Рисунок 3 – Динамика изменения накопленной добычи газа и среднего дебита по горизонтальной скважине № 721. Объект II (пласт БТ62)
Рисунок 4 – Динамика изменения накопленной добычи конденсата и среднего дебита по горизонтальной скважине № 721. Объект II (пласт БТ62)
Рисунок 5 – Динамика изменения накопленной добычи газа и среднего дебита по горизонтальной скважине № 771. Объект VII (пласт АТ6-7)
Рисунок 6 – Динамика изменения накопленной добычи конденсата и среднего дебита по горизонтальной скважине № 721. Объект VII (пласт АТ6-7)
На месторождении бурение боковых стволов с горизонтальным окончанием проведено на седьмом объекте в двух скважинах №№ 372, 1071 [4,5].
Всего в результате бурения двух БГС было отобрано 870 млн. м3 газа и 6 тыс.т. конденсата. Входной дебит газа после проведения мероприятия изменялся от 48 до 445 тыс. м3/сут. Входной дебит конденсата после проведения мероприятия изменялся от 0.4 до 4.4 т/сут.
Текущие показатели по состоянию на 01.01.2015 г. по скважинам составляют:
- дебит газа изменяется от 36 до 324 тыс.м3/сут (в среднем 251);
- дебит конденсата изменяется от 0.4 до 3.3 т/сут (в среднем 0.9);
Среднегодовые показатели по состоянию на 01.01.2015 г. по скважинам составляют:
- дебит газа в среднем 275 тыс.м3/сут;
- дебит конденсата в среднем 1 т/сут;
Показатели работы скважин с БГС приведены в таблице 2.
При оценке эффективности бурения БГС следует отметить быстрое обводнение скважины №372, что говорит о необходимости более тщательного обоснования проведения данного вида работ.
Рассмотрим подробнее эксплуатацию каждой из скважин.
Таблица 2 – Показатели работы скважин с БГС. Газоконденсатная часть
|
№№ скв. |
Пласт |
Дата ввода |
Входные показатели на первый месяц работы |
|||||
|
qг, тыс.м3/сут |
дни |
Qг, тыс.м3 |
qк, т/сут |
Qк, тонн |
Qв, тонн |
|||
|
1071 |
ПК211 |
Декабрь 2006 |
48.3 |
16 |
756 |
0.4 |
6 |
2 |
|
АТ6-7 |
Декабрь 2006 |
430.5 |
6740 |
3.5 |
55 |
7 |
||
|
372 |
ПК211 |
Ноябрь 2007 |
445.7 |
13 |
5941 |
4.4 |
59 |
3 |
|
Итого 2 БГС |
463.6 |
29 |
13437 |
4.1 |
120 |
12 |
||
Скважина № 372
Бурение бокового горизонтального ствола в скважине № 372 на пласт ПК211 (VII объект) было закончено в ноябре 2007 г. До проведения мероприятия скважина в 2007 году 4 месяца работала на нефтяном пласте БТ32 (IV объект), после чего была остановлена. Согласно решениям «Технологической схемы разработки нефтегазоконденсатного месторождения» 2005 года скважину № 372 перевели на газоконденсатную залежь пласта ПК211 (VII объект) в ноябре 2007 года.
После бурения БГС входной дебит газа составил 445.7 тыс. м3/сут. На 01.01.2015 г. скважина находится в эксплуатации с текущим дебитом по газу 251 тыс. м3/сут.
На рисунке 7 в динамике представлено изменение накопленной добычи газа и среднего дебита по скважине № 372. На рисунке 8 в динамике представлено изменение накопленной добычи конденсата и среднего дебита по скважине № 372. Мероприятие считается успешным. Дополнительная добыча газа составила 856 млн. м3, конденсата - 5.6 тыс. т.
Рисунок 7 – Динамика изменения накопленной добычи газа и дебита по скважине № 372. VII объект
Рисунок 8 – Динамика изменения накопленной добычи конденсата и дебита по скважине № 372. VII объект
Таким образом, на газоконденсатных объектах месторождения пробурено четыре горизонтальные скважины, в четырех скважинах пробурены боковые наклонно-направленные стволы и в двух - боковые стволы с горизонтальным окончанием.
Бурение горизонтальных скважин показало хорошую эффективность в условиях газоконденсатных пластов месторождения. За счет мероприятия добыто 4.9 млрд.м3 газа. В целом достигнутая средняя технологическая эффективность горизонтальных скважин, составляет 101 млн.м3 добытого газа на одну скважину.
Бурение боковых и боковых горизонтальных стволов показало неплохую эффективность в условиях газоконденсатных объектов месторождения.