Перспективы бурения боковых стволов с горизонтальным окончанием в районе 9 блока объекта ав1/3 +ав2 поточного месторождения

Объект АВ1-2 находится на четвертой стадии разработки и дальнейшие перспективы ГРП связаны с доизвлечением остаточных запасов нефти. Перед выполнением ГРП, особенно на скважинах, перешедших с нижележащих горизонтов, рекомендуется проведение комплекса исследований по определению текущей нефтенасыщенности коллектора. Выбор скважин-кандидатов под ГРП рекомендуется осуществлять на основании следующих критериев:

- нефтенасыщенная толщина  более 6 м; 

- выработка запасов по  участку не более 60%;

- величина остаточных  извлекаемых запасов не менее 10 тыс. т;

- на участках со средней  обводненностью менее 70%, при текущей  обводненности по скважине менее 70% и накопленной обводненности  менее 50%, если глинистая перемычка  до  водонасыщенных  пропластков  превышает  7  м,   среднее   значение  kh-фактора нефтенасыщенной части более 100 мД*м – возможно проведение малообъемных селективных ГРП.

Участок в большей части распространения характеризуется отсутствием значимой глинистой перемычки между нефте- и водонасыщенными интервалами пласта. Эксплуатирующиеся в настоящее время скважины характеризуются высокой обводненностью продукции (более 90%) при среднем дебите жидкости около 100 т/сут.

В местах наличия глинистого раздела между низкопроницаемым нефтенасыщенным коллектором пласта АВ13 и нефтенасыщенным коллектором пласта АВ2, эффективная мощность первого недостаточна для получения рентабельного прироста дебита нефти.

Проведение ГРП в данных геолого-промысловых условиях участка не рекомендуется.

 

Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

 

В фонде скважин участка анализа числится 56 скважин, действующих 23 (в т.ч. 3 нагнетательных), в консервации 4 (в т.ч. 3 нагнетательных), пьезометрических 3 в таблице 2.

Все скважины действующего фонда механизированы, ЭЦН оборудованы 23 скважины.

За 2011 год средние показатели работы действующего фонда скважин составили: дебит нефти – 4 т/сут, жидкости – 108 т/сут. Средняя обводненность действующего фонда на дату анализа составляет 99%, обводненность более 90% отмечается в 19 скважинах (82,6% действующего фонда).

К низкодебитному по нефти (до 2.5 т/сут) фонду относится 6 скважин (26% действующего фонда), 12 скважин (56%) работает с дебитами нефти от 2.5 до 5 т/сут, с дебитами от 5 до 10 т/сут - 4 скважины, одна скважина - с дебитом 13.04 т/сут.

Около половины скважин действующего фонда (12 скважин) работают со средними дебитами жидкости 20-100 т/сут. К высокодебитным (более 100 т/сут) относится 8 скважин, к низкодебитным (менее 20 т/сут) – 1 скважина.

 

№ п/п	Наименование	участок	АВ13	АВ2	АВ13+АВ2
1	Общий балансовый фонд скважин	45	25	12	8
2           3   4	Эксплуат. добывающий фонд скважин	20	9	9	2
	в том числе: ЭЦН	20	9	9	2
	ШГН	0	0	0	0
	Действ. добывающий фонд скважин	23	10	10	3
	в т. ч.: а) дающие продукцию	23	10	10	3
	из  них:  ЭЦН	23	10	10	3
	ШГН	0	0	0	0
	б) простаивающий	0	0	0	0
	Бездейств. фонд добывающих скважин	0	0	0	0
	Фонд освоения добывающих скважин	0	0	0	0
	Экспл. фонд нагнетательных скважин	9	8	0	1
	Действ. фонд нагнетательных скважин	3	2	0	1
	в том  числе: под закачкой	3	2	0	1
	простаивающий	0	0	0	0
	Бездейств. фонд нагнетательных скважин	2	2	0	0
	Фонд освоения нагнетательных скважин	4	4	0	0
	Законсервированный фонд, всего	7	4	0	3
	в том числе:  добывающий	4	2	0	2
	нагнетательный	3	2	0	1
	Пьезометрический фонд, всего	12	9	1	2
	в том числе:  добывающий	9	7	1	1
	нагнетательный	3	2	0	1

 

Таблица 2. Характеристика фонда скважин рассматриваемого участка Поточного месторождения по состоянию на 01.12.2011 г.

Добывающие скважины эксплуатируются со средним динамическим уровнем    804.5 м (диапазон изменения 114-1493 м). Всего скважинами действующего фонда отобрано 490,9 тыс.т нефти (77,2% накопленной добычи участка, в среднем – 24,5 тыс.т на скважину.

Неработающий добывающий фонд участка составляет 13 скважин, в том числе в  консервации – 4, пьезометрических – 9. На момент остановки средний дебит нефти скважин составил 1.03 т/сут, жидкости – 29 т/сут, средняя обводненность – 81,9 %.

Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин объекта составляет 9 скважины, в том числе 3 скважины находятся под закачкой, 4 – в фонде освоения.

В 2010 году средняя приемистость составила 528,1 м3/сут. В 2011 году средняя приемистость нагнетательных скважин составляет 447,6 м3/сут.

За 2011 год закачано 5085,7 тыс.м3 воды, добыто 636,2 тыс.т нефти при обводненности 96,4, жидкости 8173,1 тыс.т. За 2010 год добыто 607 тыс.т нефти, жидкости – 7368,2 тыс.т, накопленный водонефтяной фактор – 10,6, закачано 4524 тыс.м3 воды, накопленная компенсация – 54,9 %.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 4. - Динамика основных показателей разработки по годам, участок проекта

 

 

 

 

 

 

2. ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

2.2. Перспектива  применения технологии бурения  вторых стволов скважин с горизонтальным  окончанием

 

В последнее время на многих месторождениях прогнозируемые по фактическим данным коэффициенты нефтеотдачи при реализуемой системе разработки и технологии эксплуатации скважин заметно ниже запроектированных величин. Достижение запроектированных коэффициентов нефтеотдачи требует неотложного проведения эффективных мероприятий. В проектах разработки и в технико-экономических обоснованиях подсчётов и пересчётов запасов нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений предусматривается использование скважин с горизонтальным окончанием, позволяющих решить ряд важных проблем разработки. В настоящее время – это, прежде всего, проблема интенсификации добывных возможностей продуктивных пластов (повышение темпов отбора нефти или газа и увеличение нефтеотдачи) с одновременным контролем выработки оставшихся запасов нефти.

Практика показывает, что действенными путями достижения запроектированных величин коэффициента нефтеотдачи сегодня является реанимация неэффективного фонда скважин путем бурения дополнительных боковых стволов с горизонтальным окончанием (БСГО).

При выборе скважин для бурения боковых стволов  необходимо исходить из текущих характеристик эксплуатации скважины, технического состояния эксплуатационной колонны, качества ее крепления, фактического пространственного положения ствола скважины.

Для боковых стволов, расположенных в ВНЗ, рекомендуется конструкция эксплуатационного забоя закрытого типа со сплошным цементированием «хвостовика». Для боковых стволов, находящихся в ЧНЗ, рекомендуется конструкция эксплуатационного забоя открытого типа со спуском фильтра-хвостовика. При установке фильтров в интервале горизонтального эксплуатационного забоя БСГО рекомендуется центрирование обсадной колонны при помощи жестких центраторов.

Заканчивание боковых стволов предусматривает обсаживание пробуренного ствола «хвостовиком» c подвеской его в эксплуатационной колонне основного ствола на специальном устройстве.

Зарезка бокового ствола заключается в вырезании «окна» в эксплуатационной колонне и забуривании бокового ствола с помощью клина-отклонителя.

Место вырезки окна выбирается из следующих условий:

- точка зарезки должна  быть выбрана таким образом, чтобы  обеспечить бурение по выбранному  профилю бокового ствола и  максимально сократить затраты на его бурение;

- интервал забуривания  желательно выбирать ниже вышележащих  зон осложнений с целью обеспечения  безопасности бурения, крепления  и последующей эксплуатации скважины;

- в интервале зарезки  не должно быть элементов оснастки  эксплуатационной колонны (фонарей, пакеров);

- наличие сплошного цементного  камня за обсадной колонной;

- отсутствие заколонных  перетоков в месте вырезки  «окна»;

- по возможности, в плотных  устойчивых глинисто-алевролитовых  отложениях, не склонных к обваливанию;

- окно должно находиться на расстоянии от продуктивного пласта, достаточном для набора необходимых параметров кривизны.

Забуривание бокового ствола осуществляется двигателем-отклонителем диаметром 106 (127) мм.

С целью уточнения геолого-геофизических характеристик эксплуатационного объекта в процессе строительства горизонтальной скважины рекомендуется осуществлять бурение пилотного ствола.

Профиль БСГО состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей и горизонтального участка.

Под направляющей частью профиля понимается часть бокового ствола скважины от ее устья до точки, являющейся началом горизонтального участка. На стадии проектирования бурения началом горизонтального участка БСГО считается точка входа в заданный цилиндр допуска. Высота цилиндра – коридор проводки горизонтального участка, радиус окружности (круга допуска) – максимально допустимое отклонение фактического входа в пласт от проектного. Эти параметры определяются с учетом технологических возможностей бурения, исходя из последствий в нарушении сетки разработки месторождения.

Компоновки низа бурильной колонны (КНБК) выбираются из условия обеспечения реализации проектного профиля БСГО с учетом беспрепятственного прохождения их в различных интервалах ствола скважины. Для нормальной эксплуатации бурильных и обсадных труб интенсивность искривления ствола скважины не должна приводить к возникновению напряжений, превышающих предел текучести их материала.

Для бурения бокового ствола с горизонтальным участком зарезка должна проводиться выше кровли продуктивного пласта на расстоянии не менее 150 м (по вертикали) в зависимости от зенитного угла и азимута в месте зарезки.

Профиль бокового ствола в этом случае состоит из четырех участков (рисунок 5):

1 – участок набора угла с  интенсивностью 3°/10 м – до 25°-40°;

2 – участок стабилизации (или  с небольшим падением угла) при  бурении;

3 – участок донабора зенитного  угла до 90° с интенсивностью – до 5°/10 м с выходом в продуктивную часть;

4 - горизонтальный участок.

 

 

 

 

 

Рисунок 5.  Профиль бокового ствола с горизонтальным окончанием

 

 

 

2.3. Проектирование  системы доразработки пласта  АВ2 Поточного месторождения

 

В данной работе мною была рассмотрена возможность применения технологии бурения боковых стволов с горизонтальным окончанием с целью интенсификации добывных возможностей пласта АВ2 Поточного месторождения и увеличения коэффициента извлечения нефти.

Для этого мною были проанализированы карты плотности подвижных запасов, эффективных нефтенасыщенных толщин, карта разработки, а также схема кустования Поточного месторождения.

Проведенный анализ разработки залежи на рассматриваемом участке пласта АВ2 показал, что залежь в настоящее время мало разрабатывается, в зоне наибольшей плотности запасов по залежи работает скважина 957, в зонах где плотность запасов меньше работают остальные скважины.

Для вовлечения в разработку участков залежи возможно бурение боковых стволов с горизонтальным окончанием. Проведенный анализ разработки участка проекта позволяет сделать вывод о том, что участки залежи  в районе скважин № 595, 942,1524, 269, 656,  в настоящее время не разрабатываются, однако как видно на карте плотности подвижных запасов, плотность запасов на этих участках наибольшая.

 Рассмотрев подробнее  участок залежи в районе скважины 595 на схеме кустования, мною для рассмотрения под бурение БСГО были выбраны скважины 595, 344, 443.

Скважина 595 ( КП №37) была запущена в работу в 1984 году на пласт АВ13 со среднесуточным дебитом нефти 14 т/сут при обводненности 95,6%. Накопленный отбор нефти по пласту  АВ13 составил 1741т. В 1994 году скважина была переведена в фонд освоения со среднесуточным дебитом нефти 0,53 т/сут при обводненности 99,3%, дебит жидкости составил 72,3 м3/сут, накопленный отбор нефти по пласту 15 249 т. Скважина находится в фонде освоения по настоящее время, дальнейшая ее эксплуатация является экономически нецелесообразной.