Сетевое издание

Международный студенческий научный вестник

ISSN 2409-529X

• Авторы
• Резюме
• Файлы
• Ключевые слова
• Литература

Пономарёва Д.В. 1 Урванцев Р.В. 1 Линцер С.А. 1

---

1 Тюменский индустриальный университет

На завершающих этапах разработки нефтяного месторождения для поддержания добычи и увеличения коэффициента нефтеотдачи используются различные методы повышения нефтеотдачи. Данные методы делят на две крупные группы методов: методы увеличения нефтеотдачи и методы интенсификации притока. На крупных нефтяных месторождениях при сформированной сетке скважин основной проблемой является наличие незатронутых разработкой отдельных зон. Одним из методов вовлечения остаточных запасов в разработку является применение зарезок боковых стволов (ЗБС). Как правило, зарезки бурятся из основного вертикального или наклонно-направленного ствола в кровельную часть пласта. Это связано с тем, что основная часть пласта к этому времени обводнена из-за притока подошвенных вод или из-за влияния системы поддержания пластового давления. В этом случае остаточные запасы локализованы в прикровельной зоне. В данной статье приводится анализ работы ЗБС на объекте нижнего мела. Анализируется общая успешность ЗБС и влияющие на неё факторы. Рассмотрены типовые динамики основных показателей, влияние геологических факторов на успешность работы зарезок. Также анализируется влияние поинтервального и сплошного вскрытия на конечные показатели работы скважин.

Статья в формате PDF

433 KB

нефть

скважина

збс

анализ

1. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – 639 с.: ил.

2. Дон Уолкотт. Разработка и управление месторождениями при заводнении. — М.: 2001. 144 с.

3. Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. — М.: Недра, 1986. 332 с.

4. Ковешников А.Е. Геология нефти и газа: учебное пособие / А.Е. Ковешников. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2010. – 114 с.

5. Коротенко В. А. Физические основы разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтеотдачи: учебное пособие / Коротенко В. А., Кряквин А. Б., Грачев С. И. и др. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2014. – 104 с.

Введение

Рассматриваемый объект разрабатывается с конца 1960-х гг. Проектный фонд скважин объекта по утвержденной сетке полностью реализован, с помощью зарезок боковых стволов происходит уплотнение сетки скважин. За историю разработки сформирована блочно-замкнутая система разработки [3]. Пласт интенсивно заводнялся с самого начала разработки, накопленная закачка воды в пласт составила 3,6 млрд. м3. С начала 80-х годов добыча нефти начала резко падать, обводненность – расти, и с начала 90-х годов средняя обводненность по пласту не опускается ниже 95%. Добыча жидкости также падала до 2003 года, в первую очередь в связи с выбытием фонда скважин из добычи и недокомпенсацией отборов жидкости закачкой.

Основная часть

Рассматриваемые пласты нижнего мела имеют массивное строение, средняя проницаемость составляет 600 мД, расчленённость пласта – 11 (Рисунок 1). Несмотря на высокую расчленённость, пласты характеризуются высокой гидродинамической связанностью, что приводит к быстрому подтягиванию воды при эксплуатации наклонно-направленными скважинами. Поэтому, для извлечения остаточных запасов нефти используются зарезки боковых горизонтальных стволов (ЗБС) в кровельную часть пласта [1].

Рисунок 1 – Основные целевые пропластки при размещении боковых горизонтальных стволов: а – отдельная верхняя пачка, б – кровля основного монолитного пласта, в – ниже кровли монолита

Типичные для ЗБС графики по динамике обводненности показаны на рисунке 2 на примере двух скважин после ЗБС [2]. Скважины имеют схожую динамику роста обводненности, которая увеличивается до 95% за первый год.

Скважина №1 пробурена в купольной части пласта. В первый месяц скважина показала высокий дебит нефти и относительно низкую обводненность 33%, однако уже в следующем месяце обводненность выросла до 70% и через 5 месяцев достигла 95% при накопленной добыче нефти чуть более 9 тыс. т.

Скважина №2 в течение шести лет работает с высокой обводнённостью более 95%, с дебитом нефти около 10 т/сут. За период работы накопленная добыча росла равномерно и достигла 38 тыс. т.

В целом, для ЗБС рассматриваемого пласта характерен быстрый рост обводненности до 95-98%, обусловленный 1) близостью ВНК и 2) влиянием нагнетательных скважин.

Рисунок 2 – Типовые графики обводнённости ЗБС

Исследование причин обводнения боковых стволов промыслово-геофизическими методами сопряжено с большими трудностями и высокими рисками в выполнении работ, а также с неопределенностью в результатах ввиду высокой обводненности. Диаметр хвостовиков в боковых стволах – от 89 до 114 мм, чаще использовался фильтр-хвостовик диаметром 102 мм. Диаметр боковых стволов по долоту – 120,6 мм. Промыслово-геофизические исследования проводились в большом количестве наклонных скважин, были направлены на определение интервала негерметичности, либо определение интервала и состава притока через перфорации. Промыслово-геофизические исследования проводились в небольшом количестве горизонтальных стволов, а проведенные исследования в большинстве случаев либо не дали достоверный определенный результат, либо привели к аварии. Причина малоинформативности исследований также состоит в высокой обводненности, что делает невозможным определение интервала поступления нефти из пласта. Главным фактором риска является малый диаметр горизонтального участка хвостовика.

Промыслово-геофизические исследования в боковых стволах с щелевым фильтром показали неравномерную работу фильтра по длине, чаще приток жидкости происходит в зоне крепления хвостовика. Это объясняется как геологическими, так и технологическими причинами. Промывка и кислотные ванны дают лишь временный эффект. Исследования в скважинах с перфорированным хвостовиком дали более определенные результаты. По данным ПГИ выполнялся перестрел определенного участка перфорации, либо изоляция интервала с последующим дострелом вышележащего интервала.

Бурение БС на кровлю монолитного интервала коллектора позволяет добыть остаточные запасы нефти из кровельной части. После обводнения и изоляции основного ствола в кровле монолита, производится дострел верхних интервалов – кровли монолита и прикровельной расчленённой пачки. Однако, ввиду того, что ФЕС прикровельной расчленённой пачки хуже, чем ФЕС кровли монолита, коллектор расчленённой пачки не дает существенного вклада в добычу нефти [4]. Бурение в кровлю монолита и ниже кровли более успешное, дает долговременный эффект и большую накопленную добычу.

В качестве примера скважин, успешно пробуренных на прикровельную расчленённую пачку можно привести боковой горизонтальный ствол скважины №3. Гамма-каротаж по скважине, а также пористость (слева от ствола) и нефтенасыщенность (справа) по опорным скважинам показан на рисунке 3. После обводнения интервал носка скважины был изолирован, был выполнен дострел, в результате обводненность снизилась с 98 до 70%.

Рисунок 3 - Гамма-каротаж по скважине №3, а также пористость (слева от ствола) и нефтенасыщенность (справа) по опорным скважинам

В качестве примера скважины, проведенной и в прикровельной расчленённой пачке, и в монолитной части, на рисунке 4 приведен разрез по скважине №4 с реперной вертикальной скважиной и график добычи нефти, воды и динамика обводненности по скважине. Пробуренный боковой ствол обводнился уже через 17 месяцев. Дострел кровли монолита и перевод на низкодебитный насос позволил снизить обводненность до 80%, но далее обводненность выросла до 95%. Ещё через 19 месяцев дострел коллектора расчленённой пачки и увеличение дебита жидкости до 120 м3/сут привел к небольшому снижению обводненности на 1-2%.

Рисунок 4 – Разрез по скважине №3 с реперной вертикальной скважиной и график добычи нефти, воды и динамика обводненности по скважине №3

На рисунке 5 приведена статистика по факторам неуспешности новых ЗБС на объекте.

Основным негативным фактором на объекте (55%) является высокая плотность сформированной сетки скважин. Второй по значимости причиной (24% случаев) является быстрое обводнение скважин.

Основной причиной быстрого обводнения ЗБС является подтягивания конуса подошвенных вод по высокопроницаемым пропласткам, а также за счет неравномерного вскрытия ствола скважины. Так, практически во всех стволах вскрыта перфорацией или фильтром только часть эффективной длины. В среднем доля вскрытия составляет 29%.

Рисунок 5 – Распределение неуспешных БС по причинам

Для решения проблемы неравномерного обводнения ЗБС применяется технология последовательной отработки стволов [5]. При этом в горизонтальный участок ствола спускается колонна, производится ее цементирование. Открытым остается интервал ствола в районе носка, производится его освоение, и скважина эксплуатируется пока не произойдет обводнение. Затем производится заливка работавшего интервала и перфорируется участок ближе к пятке с отступом порядка 30 м, осваивается и запускается в работу. После обводнения операция повторяется. Для сравнения эффективности этого метода были проанализированы показатели по 167 бездействующим ЗБС, в том числе 35 скважин со стадийной отработкой ГС и 132 скважины со сплошным вскрытием (Рисунок 6). Бездействующий фонд рассматривался, поскольку для него можно сравнить накопленные показатели, которые уже не изменятся.

Рисунок 6 – Сравнение накопленных отборов и добычи нефти по бездействующему фонду скважин со сплошным и постадийным вскрытием

По результатам эксплуатации средняя накопленная добыча нефти в ЗБС с постадийной отработкой (9,3 тыс.т) на 13% выше, чем в скважинах со сплошным вскрытием (8,2 тыс.т). Линейный тренд от накопленной добычи нефти к накопленной добыче воды немного выше в случае постадийной отработки (Рисунок 7), однако среднее значение накопленного водонефтяного фактора (отношение накопленного отбора воды к накопленному отбору нефти) получилось несколько выше – 30 (постадийная отработка) и 29.3 (сплошное вскрытие), среднее время отработки до полного обводнения и ликвидации скважины сопоставимо в обоих случая и составило 26 месяцев для постадийной отработки и 29 месяцев при сплошном вскрытии.

Рисунок 7 – Отношение накопленной добычи нефти к накопленной добыче воды

Таким образом, постадийная отработка показывает лучшие, но сопоставимые результаты с вариантом сплошного вскрытия.

Заключение

1. При реализации ЗБС с горизонтальным окончанием на объект в зоне влияния закачки высокую эффективность с успешностью 83% показали стволы, проведенные в кровельной части монолита с мощностью более 7 м.

2. В зоне стягивания высокую эффективность показали ЗБС, проведенные в верхней пачке и ниже кровли монолита. Успешность по этим операциям составила 92 и 93%, соответственно. Стартовый дебит нефти составил 41 т/сут. Темп снижения дебита нефти в верхней пачке – 45%, по скважинам монолитного пласта дебит нефти на 3 месяц начинает увеличиваться за счет форсирования отборов жидкости.

3. ЗБС в кровельную часть монолитного пласта имеют высокую успешность и эффективность – 89%, что говорит о гравитационном перераспределении закачиваемой воды по разрезу и наличии остаточных запасов нефти в этих интервалах пласта.

Библиографическая ссылка