2835.Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ МНОГОЗАБОЙНЫМИ СКВАЖИНАМИ

В УСЛОВИЯХ ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА ОБЪЕКТОВ ЦДНГ № 4

А.В. Семенов

Научный руководитель – канд. техн. наук, доцент А.Т. Габдрахманов Альметьевский государственный нефтяной институт

Приведен анализ разработки запасов нефти и газа скважинами различной конструкции. Проанализировано влияние различных геолого-промысловых факторов на эффективность выработки запасов вертикальными, горизонтальными и многозабойными скважинами. Для выполнения анализа были выбраны участки, подлежащие оценке эффективности выработки запасов, собрана необходимая промысловая информация, построены графики зависимостей накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости, что позволило найти извлекаемые запасы.

Ключевые слова: вертикальная скважина, горизонтальная скважина, многозабойная скважина, анализ эффективности, извлекаемые запасы, геолого-промысловые факторы.

Нефтяные месторождения России и Татарстана их основные эксплуатационные объекты, находятся в поздней стадии разработки, которая характеризуется высокой выработанностью залежей нефти, значительным обводнением продукции скважин, ухудшением качества запасов нефти. Низкая продуктивная отдача на данных эксплуатационных объектах обусловлена устаревшими, но до сих пор широко применяемыми технологиями разведки и разработки вертикальными скважинами. Для воостановления рентабельной добычи необходимы методы по увеличению добывных возможностей скважин. Одним из таких методов является бурение многозабойных скважин (МЗС).

Применение многозабойных скважин способствует значительной интенсификации процесса разработки некоторых нефтяных и газовых месторождений путем увеличения полезной протяженности скважин в пределах продуктивного объекта. Бурение дополнительных стволов многократно увеличивает поверхность фильтрации, расширяет зону дренирования, вскрывает большее число трещин

ивысокопроницаемых участков пласта. При этом возрастают текущая добыча

инефтеотдача пластов. Особенно эффективно бурение многозабойных скважин в условиях неравномерно проницаемых продуктивных пластов, когда можно уменьшить число скважин при разработке новых месторождений.

Разработка нефтяных и газовых месторождений в Российской Федерации с использованием МЗГС – одно из приоритетных направлений по вовлечению в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и газа из неоднородных низко проницаемых пластов, освоение которых наклонно направленными скважинами затруднено из-за интенсивного подтягивания конуса воды и прорыва газа из газовой шапки.

Многозабойное бурение и многозабойные скважины в определенной степени заменяют кустовое бурение. Известно, кустовое бурение позволяет значительно

301

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

сократить строительно-монтажные работы, объем строительства дорог, водоводов, линий электропередач и связи, упростить обслуживание добывающих скважин, сократить объем перевозок, сокращает затраты на обустройство промысла, упрощает автоматизацию процессов добычи и обслуживания, способствует охране окружающей среды. Многозабойное бурение, как одно из разновидностей кустового бурения, является прогрессивным направлением повышения техникоэкономической эффективности эксплуатации нефтяного месторождения [1]. Преимущество многозабойных скважин заключается в том, что из основного ствола скважины проводят один или несколько дополнительных стволов, заменяющих собой скважины, которые могли быть пробурены для этих же целей непосредственно с земной поверхности. Самое важное, что дебиты из разветвленных стволов в два, три раза больше, чем из одной наклонно-направленной, вскрывающей интегрально два, три нефтяных горизонта, о чем свидетельствует опыт бурения такого типа скважин в Венесуэле, Аляске, Татарстане и т.д

Для повышения добычи нефти на многозабойных скважинах в ОАО “Татнефть” применяется способ проведения, крепления и освоения многозабойной скважины, который позволяет включать в разработку мероприятия по возврату скважин на вышеили нижележащие горизонты с целью их более полного эксплуатационного использования. Это равнозначно открытию нового месторождения на освоенных площадях.

Данная технология, разработанная специалистами ОАО “Татнефть” и ТатНИПИнефть, включает бурение основного ствола до кровли верхнего продуктивного пласта с набором зенитного угла и крепление его обсадными трубами с цементированием. Затем производится его углубление до размещения в толще наиболее продуктивного пласта с креплением экспандируемыми трубами с размещенными на них пакерами, отсекающими продуктивные пласты друг от друга, и освоение [2]. Далее проводят последовательное бурение и крепление дополнительных стволов экспандируемыми трубами и их освоение от забоя к кровле верхнего продуктивного пласта. При этом ранее пробуренные и освоенные стволы изолируются от бурящегося дополнительного ствола съемным клином-отклонителем. Технология позволяет увеличить продуктивность скважин за счет сохранения коллекторских свойств пластов и исключения операции цементирования хвостовиков, а также возможности применения технологии ОРЭ пластов.

При разработке нефтяной залежи с подошвенной водой происходит поднятие конусов воды к забоям добывающих скважин. Вследствие этого наступает обводнение добываемой продукции, захоронение части извлекаемых запасов в продуктивном пласте и снижение конечной нефтеотдачи залежи. Особенно сильный отрицательный эффект такого рода проявляется при поднятии конусов к горизонтальным добывающим скважинам. Способ разработки нефтяной залежи многозабойными скважинами включает проводку в скважине основного транспортного горизонтального ствола, бурение из основного транспортного горизонтального ствола дополнительных ответвленных ниспадающих стволов в работающие участки пласта и включение скважин в работу по добыче нефти, отличающийся тем, что основной транс-

302

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

портный горизонтальный ствол бурят горизонтально или наклонно в кровельной части продуктивного пласта, а дополнительные ответвленные ниспадающие стволы бурят с понижением их забоев к концу основного транспортного горизонтального ствола. Первый дополнительный ответвленный ниспадающий ствол бурят как продолжение основного транспортного горизонтального ствола и с тем же диаметром, второй и последующие дополнительные ответвленные ниспадающие стволы бурят из основного транспортного горизонтального ствола с последовательно уменьшаемыми диаметрами, при этом после бурения каждого дополнительного ответвленного ниспадающего ствола проводят интенсификационную обработку призабойной зоны и консервацию вязкоупругим составом на время бурения следующих дополнительных ответвленных ниспадающих стволов.

Способ бурения многозабойной скважины позволяет бурить многозабойную скважину малым количеством бурильных компоновок с применением серийно выпускаемого отечественного бурового оборудования, а также обеспечивает избирательный вход скважинным инструментом в любой дополнительный ствол с целью проведения технологических работ (промывка, кислотная обработка призабойной зоны, изоляционные работы, геофизические и гидродинамические исследования и др.) и выборочное отключение обводненных стволов для дальнейшей эксплуатации скважины.

Применяемый способ значительно упрощает технологию бурения многозабойной скважины, позволяет осуществлять текущий контроль за состоянием каждого отдельного ствола в процессе проводимых работ. Эта технология не только повышает добывные возможности скважин, но и снижает временные, трудовые и материальные затраты на проведение, крепление и освоение многозабойной скважины.

Экономическая эффективность используемого метода в зависимости от количества дополнительных стволов составляет 9–12 млн руб. на одну скважину.

В статье анализируется эффективность выработки запасов нефти многозабойными скважинами. Одним из основных этапов был этап выбора соответствующих уравнений зависимостей, дальнейшее преобразование которых позволило определить извлекаемые запасы приходящиеся на одну скважину по фактическим промысловым данным [3]. Отдельно были оценены извлекаемые запасы при конечной стопроцентной обводненности, что интересно с теоретической точки зрения. Для сравнительного анализа были рассчитаны извлекаемые запасы при достижении максимально возможной обводненности, при которой эксплуатация скважин остается рентабельной с учетом современного уровня развития техники и цен на нефть.

Использование технологии многозабойного бурения позволит значительно снизить себестоимость добываемой продукции, повысить экономическую

итехнологическую эффективность разработки старых месторождений, приступить к освоению новых низкопродуктивных сложно построенных объектов

иместорождений, снизить темпы падения добычи нефти и увеличить нефтеотдачу пластов.

303

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Список литературы

1.Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: учебник для нефтяных вузов по специальности РЭНГМ. – М.: Недра, 1986.

2.Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений; ВНИИОЭНГ. – М., 2011.

3.Геологический отчет НГДУ «Альметьевнефть» по Альметьевской площади за 2010 год. – Альметьевск, 2010.

304

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

УГЛУБЛЕННЫЙ АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

КАК ОСНОВА ЭФФЕКТИВНОЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СОЛИКАМСКОЙ ДЕПРЕССИИ

Е.В. Соболева

Научный руководитель – д-р геол.-мин. наук, профессор С.В. Галкин Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Показана связь приемистости скважин с геолого-геофизическими характеристиками терригенных коллекторов. Инженерный подход к проблеме основан на использовании программного комплекса IRAP RMS. Полученные данные подкреплены иллюстрациями. Представленный материал может открыть новые перспективы для дальнейших исследований. Полученные результаты могут быть использованы для принятия производственных решений.

Ключевые слова: геолого-геофизические характеристики, удельные электрические сопротивления, терригенный коллектор, приемистость, трехмерный массив распределения.

Территория Соликамской депрессии является одним из приоритетных районов развития нефтедобычи Пермского края, где в настоящее время идет разработка Уньвинского, Юрчукского, Сибирского, Шершневского и ряда других месторождений. Основным объектом разработки являются терригенные коллекторы визейских отложений (пласты Тл-Бб-Мл). Кроме того, введены в разработку новые перспективные месторождения иструктуры: Ростовицкая, им. Сухарева иПроворовское.

Очевидно, что для выработки рациональных технологических решений по доизвлечению остаточных запасов и разработки запасов новых месторождений территории необходим системный анализ предшествующего опыта разработки.

Задачей данной статьи является увязать приемистость скважин с геологогеофизическими характеристиками терригенных коллекторов, что позволит во многом оптимизировать технологическое проектирование разработки как старых, так и новых перспективных месторождений.

Для визейских коллекторов Соликамской депрессии важной и часто не в полной мере используемой при анализе разработки месторождений информацией является анализ распределения удельных электрических сопротивлений (УЭС) нефтяных пластов.

Проведен сбор и обработка данных бокового каротажа (БК) по 374 скважинам Уньвинского, 92 скважинам Сибирского и 88 скважинам Шумовского месторождений, а также по 80 скважинам Шершневского месторождения, которые выгружались из информационной системы BaseGis с формированием определенных форматов, пригодных для загрузки в программный комплекс IRAP RMS компании ROXAR, который использовался для построения трехмерного массива распределения УЭС.

Для наглядности представления построены карты распределения УЭС для бобриковских отложений Уньвинского, Сибирского и Шумовского месторожде-

ний (рис. 1, 2, 3).

305

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Рис. 1. Карта распределения УЭС для объекта Бб Шумовского месторождения

Рис. 2. Карта распределения УЭС для объекта Бб Уньвинского месторождения (Уньвинское поднятие)

306

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Рис. 3. Карта распределения УЭС для объекта Бб Сибирского месторождения

Если в целом для территории Пермского края (на примере Шумовского месторождения) УЭС для терригенных пород составляют от 1 до 100 Ом·м, то для месторождений Соликамской депрессии для некоторых зон установлены аномальные сопротивления, которые могут превышать 1000 Ом·м. Высокие удельные сопротивления указывают либо на низкую водонасыщенность пористой среды, либо на отсутствие непрерывности водной фазы, что может иметь место в гидрофобных системах [1].

На основе анализа керна Сибирского месторождения установлено [2], что гидрофильные коллекторы соответствуют сопротивлениям не более 110 Ом·м, коллекторы с промежуточными характеристиками смачиваемости преобладают в интервале значений 120–200 Ом·м. При УЭС более 200 Ом·м преобладают преимущественно гидрофобные коллекторы (смачиваемость менее 10 %). Таким образом, для территории исследования терригенные коллекторы можно рассматривать как гидрофобные при значениях УЭС более 200 Ом·м.

Анализ влияния УЭС на приемистость нагнетательных скважин визейских пластов проведен для Уньвинского поднятия Уньвинского месторождения. Согласно рекомендациям по эффективной разработке залежи оптимальная компенсация отборов жидкости закачкой (К) должна составлять порядка 100–120 %.

307

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Текущее состояние разработки объекта Бб Уньвинского поднятия с выделением участков с различной текущей компенсацией отборов закачкой приведено на рис. 4. Хорошая компенсация закачки обеспечена только для юго-восточной части залежи, К = 173 %. Данный участок залежи представлен преимущественно гидрофильным коллектором с УЭС в диапазоне от 15 до 190 Ом·м. Скважины в данном районе характеризуются стабильной высокой приемистостью. Например, из динамики изменения приемистости скважины № 616 (рис. 5, а) видно, что даже без применения ГТМ скважина принимает порядка 300 м3/сут.

Рис. 4. Карта текущего состояния разработки для объекта Бб Уньвинского месторождения (Уньвинское поднятие) с районированием по текущей компенсации отборов жидкости закачкой

Принципиально иная ситуация сложилась для северного участка залежи. Данный район представлен преимущественно гидрофобным коллектором с величинами УЭС порядка 5000 Ом·м. Соответственно компенсация отборов здесь не достигла удовлетворительных результатов (К = 42 %). Для скважины № 268 характерно резкое снижение приемистости в первый месяц после проведения ГТМ. Аналогичная ситуация наблюдается для соседнего района скважины № 265 (УЭС = 850 Ом·м), где компенсация еще ниже – 30 %. Из рис. 5, б виден резкий спад приемистости скважины № 265 сразу после ее запуска в работу.

В центральной части залежи компенсация отборов жидкости закачкой очень низка – 33 %, что может быть объяснено гидрофобностью коллекторов

(УЭС = 5000 Ом·м).

Для юго-восточной части Уньвинского поднятия величины УЭС составляют более 3000 Ом·м. Здесь после первого месяца работы скважины № 366 ее приемистость уменьшилась до неприемлемой величины – 30 м3/сут (рис. 5, в). Соответственно компенсация текущих отборов по данному району составляет 25 % (рис. 4).

308

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

а

б

в

Рис. 5. Динамика изменения приемистости и давления закачки скважин для объекта Бб Уньвинского поднятия: а – № 616; б – № 265; в – № 366

Таким образом, в ходе углубленного анализа геолого-геофизических характеристик терригенных коллекторов Соликамской депрессии установлена взаимосвязь между повышенными значениями УЭС и ухудшением принимающей способности нагнетательных скважин. В целом для зон с преимущественно гидрофобным типом коллектора отмечены сложности в реализации проектных решений по обеспечению компенсации отборов жидкости стандартными методами.

На основе анализа установленных проблем необходимо пояснить следующее. При проведении ГТМ в зонах с гидрофобным типом коллектора, как правило, отмечается кратковременный эффект увеличения приемистости. Более перспективными для таких зон могут быть методы, направленные на изменение смачиваемости породы с использованием технологии по закачке специальных химических составов [3–6].

309

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Кроме того, предлагается использовать параметр УЭС при создании геологических моделей наряду с такими параметрами, как пористость и проницаемость, и включить это требование в технические задания по созданию проектнотехнологической документации. На основании этих данных возможно более эффективное планирование ГТМ и системы разработки для конкретного объекта, что особенно актуально для новых месторождений, вводимых в разработку на территории Соликамской депрессии.

Список литературы

1.Тульбович Б.И. Коллекторские свойства и химия поверхности продуктивных пород. – Пермь: Перм. книж. изд-во, 1975.

2.Некрасов А.С., Галкин С.В. Методика определения нефтенасыщенности пластов с аномально высоким удельным сопротивлением в отложениях яснополянского надгоризонта Сибирского месторождения // Геология Западного Урала на пороге XXI века: материалы регион. науч. конф. – Пермь, 1999. – С. 233–235.

3.Эбзоева О.Р., Злобин А.А. Анализ свойств граничных слоев нефти после заводнения пластов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. –

№2. – С. 87–94.

4.Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. – М.; Ижевск,

2004. – 606 с.

5. Гудок Н.С., Богданович Н.Г., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород: учеб. пособие для вузов. – М.: НедраБизнесцентр, 2007. – 592 с.

6. Thiele M.R., Batycky R.P. Water injection optimization technologies using a streamline-based workflow // SPE 84080, 2003.

310