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

Скважина 344 (КП № 37) в 1991 году была переведена в нагнетательный фонд, в настоящее время находится в работе, эксплуатируется пласт БВ6, приемистость составляет 656,5 м3. Опробование пласта АВ2 не проводилось.

Скважина 443 (КП №37) была запущена в работу в 1984 году на пласт БВ8 с приемистостью 633 м3, в марте 1990 года скважина 443 была переведена на вышележащий пласт АВ2, дебит жидкости 121 м3/сут, дебит нефти 11 т/сут при обводненности 90,8%. В настоящее время скважина работает на пласт АВ2, дебит жидкости  составляет 229,9 м3/сут, нефти – 4,9 т/сут при обводненности 98%.

Таким образом, исходя из места положения скважины и состояния скважины  по фонду, наиболее подходящей скважиной для бурения бокового ствола  с горизонтальным окончанием на рассматриваемом участке пласта АВ2 является скважина 595. Ожидаемая нефтенасыщенная толщина на данном участке составляет 9,8 м.

Рассмотрев участок залежи в районе скважины скважины 942 на схеме кустования, мною для рассмотрения бурения БСГО были выбраны скважины 467, 984,942 и 656.

Скважина 467 (КП №43) находится в работе, эксплуатируется пласт БВ6, дебит жидкости составляет 245,3 м3/сут, нефти – 3,9 т/сут при обводненности 98%. Опробование пласта АВ2 не проводилось.

Скважина 984 (КП №38) находится в работе, эксплуатируется пласт АВ13, дебит жидкости составляет 28,81 м3/сут, нефти – 1 т/сут при обводненности 97%. Опробование пласта АВ2 не проводилось.

Скважина 942 (КП № 38) была запущена в работу в 1986 году по пласту БВ101 со среднесуточным дебитом 0,07 т/сут при обводненности 98,6%. Накопленный отбор нефти по пласту составил 386 т. В 1990 году скважина была переведена на вышележащий пласт БВ6, по которому она работала до 1999 года. Накопленный отбор нефти по пласту БВ6 составил 9431т. С февраля 2000 года скважина 942 была переведена в консервацию по причине прорыва пластовых и закачиваемых вод (перед остановкой работала со следующими параметрами: дебит жидкости – 42,76 м3/сут, дебит нефти – 0,46 т/сут при обводненности 98,9%). В сентябре 2003 года была переведена на пласт БВ10. В 2003 году скважина переведена в пьезометрический фонд по причине высокого обводнения. Опробование пласта АВ2 не проводилось.

Таким образом, исходя из места положения скважины и состояния скважины  по фонду, наиболее подходящей скважиной для бурения бокового ствола  с горизонтальным окончанием на рассматриваемом участке пласта АВ2 является скважина 942. Ожидаемая нефтенасыщенная толщина на данном участке составляет 4,4 м.

Рассмотрев участок залежи в районе скважины 1524 на схеме кустования мною были выбраны скважины 281, 475, 957 и 1524.

Скважина 281 (КП №43) в 2003 году была переведена в нагнетательный фонд, в настоящее время находится в работе, эксплуатируется пласт АВ13, приемистость составляет 237,8 м3.

Скважина 475 (КП №43) находится в работе, эксплуатируется пласт БВ6, дебит жидкости составляет 147,5 т/сут, нефти – 3 т/сут при обводненности 97,9%.

Скважина 957 (КП №43) находится в работе, эксплуатируется пласт БВ8, дебит жидкости составляет 426,2 т/сут, нефти – 9 т/сут при обводненности 97,9%.

Скважина 1524 (КП №43) была запущена в работу в 1985 году на пласт БВ10 со среднесуточным безводным дебитом 1,5 т. Накопленный отбор по пласту БВ10 составил 5812 т. В 1991 году скважина 1524 была переведена на вышележащий пласт БВ6, по которому она работала до 2004 года, накопленный отбор нефти  по пласту БВ6 составил 1569т. В 2004 г. перевели на пласт БВ10,  дебит жидкости составил 22,43 т/сут, нефти – 14,29 т/сут при обводненности 36,3%. В 2012 году скважину перевели в пьезометрический фонд (перед остановкой работала со среднесуточным дебитом нефти 0,06 т/сут, дебитом жидкости 12,29 м3/сут, при обводненности 99,5%. Накопленный отбор нефти по пласту БВ10 составил 16 999 т. Опробование пласта АВ2 не проводилось. Следовательно дальнейшая её эксплуатация не удовлетворяет критериям экономической эффективности.

Таким образом, исходя из места положения скважины и состояния скважины  по фонду, наиболее подходящей скважиной для бурения бокового ствола  с горизонтальным окончанием на рассматриваемом участке пласта АВ2 является скважина 1524. Ожидаемая нефтенасыщенная толщина на данном участке составляет 5,6 м.

Рассмотрев участок залежи в районе скважины 269 пласта АВ2 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 не разрабатывается.

Скважина 269 (КП №42) была запущена в работу в 1985 году на пласт БВ6  со среднесуточной приемистостью 515,5 м3/сут. В марте 1995 года находилась в бездействующем фонде в связи с аварией, в 1997 году после ликвидации аварии скважина находилась в работе со среднесуточной приемистостью 100 м3/сут, в 2001 году скважину перевели в бездействующий фонд. Опробование пласта АВ2 не проводилось. Накопленный отбор нефти по пласту БВ6 составил 1 225 629 т.

Таким образом, исходя из места положения скважины и состояния скважины  по фонду, наиболее подходящей скважиной для бурения бокового ствола  с горизонтальным окончанием является скважина 269. Ожидаемая нефтенасыщенная толщина на данном участке составляет 12,2 м.

Рассмотрев участок залежи в районе скважины 656 пласта АВ2 мною были проанализированы карты плотности подвижных запасов, эффективных нефтенасыщенных толщин, карта разработки, а также схема кустования Поточного месторождения.

Скважина 656 (КП №38) была запущена в работу в 1985 году на пласт БВ8 со среднесуточным безводным дебитом 8 т/сут. В 1994 году была переведена в консервацию по причине снижения дебита  (перед остановкой работала со среднесуточным дебитом нефти 0 т/сут, дебитом жидкости 12 м3/сут, при обводненности 100%), следовательно дальнейшая её эксплуатация не удовлетворяет критериям экономической эффективности. Опробование пласта АВ2 не проводилось. Накопленный отбор нефти по пласту БВ8  составил 249 т.

Таким образом, исходя из места положения скважины и состояния скважины  по фонду, наиболее подходящей скважиной для бурения бокового ствола  с горизонтальным окончанием является скважина 656. Ожидаемая нефтенасыщенная толщина на данном участке составляет 4,4 м.

Таким образом, для бурения БСГО на пласт АВ2 мною были выбраны скважины № 595, 942,1524, 269, 656 на  рассматриваемом участке.

Расположение скважин на карте плотности подвижных запасов, карте разработки и схемах кустования представлено на рисунках 6, 7, 8, 9 и 10.

 

При выборе направления бурения и расположения проектных скважин мною были проанализированы каротажные диаграммы скважин, расположенных в районе проектных, а также пробуренных на пласт АВ2. Каротажные диаграммы представлены на рисунках 11,12,13,14 и 15.

Анализ каротажных диаграмм показал, что по участкам планируемого бурения пласты хорошо коррелируются, разница в абсолютных отметках незначительная. На основании этого можно заложить бурение вторых стволов скважин с горизонтальным окончанием без бурения пилотного ствола, что позволит сократить затраты и достичь большего экономического эффекта от предлагаемого  мероприятия.

 

 

 

 

 

 

Рисунок 6. Карта плотности подвижных запасов (тыс. т/га) по состоянию на 01.01.2012 г. пласта АВ2 Поточного месторождения

Рисунок 7. Карта разработки рассматриваемого участка пласта АВ2 Поточного месторождения на 1.01.2012г.

Рисунок 8. Схема кустования Поточного месторождения в районе скважин 942 Л, 656 Л пласта АВ2

Рисунок 9. Схема кустования Поточного месторождения в районе скважин 269 Л, 1524 Л пласта АВ2

Рисунок 10. Схема кустования Поточного месторождения в районе скважины 595 Л пласта АВ2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 11. Каротажные диаграммы в районе скважины 595 Пласта АВ2 

Рисунок 13. Каротажные диаграммы в районе скважины 942 Пласта АВ2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 12. Каротажные диаграммы в районе скважины 942 Пласта АВ2

Рисунок 13. Каротажные диаграммы в районе скважины 269 Пласта АВ2

Рисунок 14. Каротажные диаграммы в районе скважины 656 Пласта АВ2

Рисунок 15. Каротажные диаграммы в районе скважины 1524 Пласта АВ2

 

 

2.1. Обоснование  необходимости совершенствования  системы разработки пласта АВ2 Поточного месторождения

 

На основании вышеизложенного анализа текущего состояния разработки пласта АВ2 Поточного месторождения мною был произведен расчет прогнозных показателей разработки на период 15 лет. Расчет выполнен по форме Госплана. Результаты расчета представлены в приложении 1. Из результатов расчета видно, что к 2027 году накопленная добыча нефти составит 945,5 тыс. т, накопленная добыча жидкости составит 19239 тыс. т, обводненность добываемой продукции в 2027 году достигнет 98%, действующий фонд составит 17 скважин при среднем дебите одной скважины 1,8 т/сут. Коэффициент извлечения нефти в 2027 году достигнет значения 0,114, что значительно ниже проектного.

Таким образом, можно сделать вывод, что в условиях сложившейся системы разработки проектный коэффициент извлечения нефти достигнут не будет. Следовательно, необходимо совершенствование существующей системы разработки путем подключения в разработку зон невыработанных запасов, переводов скважин с других объектов и бурения боковых стволов, в том числе и горизонтальных.

Бурение и ввод скважин в разработку предлагаются мною на 2012 год, ввод скважин в работу также предлагается осуществлять поочередно, на бурение и ввод в работу одной скважины отводится около двух месяцев. Среднее число дней работы одной скважины в 2012 году составит 240 дней. Поскольку особенностью залежей пласта АВ2 является отсутствие безводного периода, средняя начальная обводненность продукции будет достаточно высока, что объясняется большой подвижностью воды подстилающих водоносных пластов и стопроцентной долей запасов в водонефтяной зоне.

Входные дебиты скважин составят:

- скважина 1524: жидкости – 95 м3/сут, нефти – 19 т/сут (обводненность – 80%);

- скважина 595: жидкости – 100 м3/сут, нефти – 25 т/сут (обводненность - 75%);

- скважина 269: жидкости – 100 м3/сут, нефти – 20 т/сут (обводненность - 80%);

- скважина 656: жидкости – 110 м3/сут, нефти – 27,5 т/сут (обводненность - 75%);

- скважина 942: жидкости – 95 м3/сут, нефти – 15 т/сут (обводненность – 84,2%);

Мною был произведен расчет прогнозных показателей разработки пласта АВ2 на период 15 лет с учетом ввода в работу скважин 595, 942, 656, 269, 1524 в 2012 году. Расчет выполнен по форме Госплана. Результаты расчета представлены в Приложении 2. Из результатов расчета видно, что к 2027 году накопленная добыча нефти составит 1128,2 тыс. т, накопленная добыча жидкости составит 21490 тыс. т, обводненность добываемой продукции в 2027 году достигнет 97.5%, действующий фонд составит 22 скважины при среднем дебите одной скважины 2,2 т/сут. Коэффициент извлечения нефти в 2027 году достигнет значения 0,136, что на 59,6 % выше чем в базовом варианте.

На основании проведенных расчетов, мною был проведен сравнительный анализ двух вариантов разработки пласта АВ2 Поточного месторождения:

- вариант 1 – существующая  система разработки без изменений;

- вариант 2 – доразработка  пласта АВ2 методом бурения БСГО.

Сравнение вариантов разработки по основным показателям разработки представлены и в таблице 3, из которых видно, что применение бурения боковых стволов с горизонтальным окончанием положительно повлияет на динамику изменения основных показателей разработки в целом по пласту АВ2. За счет введения в работу новых скважин будет обеспечен наиболее интенсивный отбор жидкости в целом по пласту, а также наиболее интенсивная выработка запасов в первые несколько лет за счет высоких дебитов нефти новых скважин. А также применение бурения БСГО позволит увеличить коэффициент извлечения нефти.

 

 

 

Показатель разработки	1 вариант	2 вариант
Накопленная добыча нефти, тыс. т	945,5	1128,2
Накопленная добыча жидкости, тыс. т	19239	21490
КИН, д.ед.	0,114	0,136

 

Таблица 3. Сравнение показателей разработки по двум вариантам

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ

 

Исходные данные для расчета экономической эффективности (в ценах 2012 года):

• Затраты на бурение бокового ствола с горизонтальным окончанием (без бурения пилотного ствола) – 34600 тыс. руб.
• Затраты на насосное оборудование одной скважины – 2000 тыс. руб.