19. Исходная информация для регулирования равномерности выработки запасов нефти при ввп.

• Изучение динамики распределения нефтенасыщенности по толщине и площади пластов

• Построение карт распределения текущей и остаточной нефтенасыщенности по пластам

• Использование информации геофизических, гидродинамических исследований по пластам (расходометрия, дебитометрия, термометрия, индикаторные кривые)

• Данные по обводненности, перепадам давления и зависимостям дебита нефти скважин, темпов отбора нефти от различных параметров

Оптимальное вторичное вскрытие пластов.

Это вскрытие пласта или пластов многопластового объекта разработки, обеспечивающее:

• максимальный текущий и накопленный отбор нефти со скважины

• наибольший охват запасов нефти выработкой

• равномерное вытеснение нефти закачиваемым агентом (водой) к добывающим скважинам по всем продуктивным пластам и прослоям пласта

20. Улучшение эффективности выработки отдельных пластов (ОПЗ, ВИР, ПДМ)

• Проведение различных воздействий на продуктивные интервалы (закачка кислот, растворителей, гидродинамическое воздействие, ГРП, бурение боковых стволов)

• Применение методов ограничения притока из отдельных прослоев пласта или пластов

• Разработка и внедрение ПДМ геологических объектов, возможность проведения сложных гидродинамических расчетов с учетом состояния выработки запасов нефти межскважинных интервалов

21. Возможности совершенствования вторичного вскрытия

• Увеличение Кохв при разработке отдельных пластов с различной проницаемостью (до 20%)

• Увеличение (до двух раз) темпов отбора нефти многопластовых объектов

• Увеличение объема вовлеченных в разработку запасов нефти в скважинах

• Увеличение КИН (до 10%) и темпа отбора нефти пластов с ВНК

22. Задачи применения ГТ.

• Выработка запасов под населенными пунктами и санитарно-защитными (природоохранными, курортными) зонами

• Форсирование ввода запасов нефти в разработку

• Выработка запасов нефти тупиковых и линзовидных участков нерентабельных по запасам для размещения самостоятельной сетки ВС

• Выработка запасов нефти из алевролитов и глиносодержащих коллекторов

• Уменьшение затрат на 1 т добытой нефти за счет уменьшения проектного фонда ДС и экономии на инфраструктуре

Способы зарезки БС в ОАО «Татнефть».

• Удаление части обсадной колонны вырезающими устройствами – удаляется 8-10 м колонны, устанавливается цементный мост и затем - выход бурением в горную породу забойным двигателем, снабженным переводником с перекосом осей (широко освоенный и отработанный способ) – 2002-2006 гг.

• Вырезание щелевидного окна в стенке обсадной колонны с помощью клина-отклонителя («уипсток») и компоновки фрез – длина окна ограничивается длиной обсадной трубы (3,5 – 6 м) (сокращение времени на выход бурением из «окна», многозабойное бурение, сокращение длины бокового ствола) – перспективный способ

Объекты, разрабатываемые с применением ГТ.

1. Башкирско-серпуховской

2. Тульско-бобриковский

3. Турнейский

4. 87% от общего числа ГС в РТ пробурено с целью выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из карбонатных коллекторов среднего и нижнего карбона

23. Геологические и технологические критерии приоритетности ГТ.

• Увеличение фильтрационной поверхности

• Увеличение коэффициента охвата дренированием запасов

• Увеличение коэффициента нефтеизвлечения

• Увеличение дебита нефти

• Уменьшение обводненности

• Снижение затрат на 1 т добытой нефти

Оптимальная длина горизонтального ствола.

• Для башкирского горизонта – 350 м

• Для бобриковского горизонта – 250 м

• Для турнейского яруса – 200 м

24. Применение горизонтальных скважин при разработке месторождений и их основные преимущества.

• Эффективно как на начальной стадии разработки, так и на поздней (при благоприятном геологическом строении).

• Обеспечивает высокий охват пласта заводнением и выработкой (из-за наличия протяженной зоны дренирования и низкого фильтрационного сопротивления ПЗ ГС).

Г С позволяют:

• включать в разработку удаленные от вертикального ствола пропластки с трудноизвлекаемыми запасами нефти

• решить ряд важных проблем РНМ

• разрабатывать месторождения при пластовых давлениях, близких начальному

• получать дебиты в 2,5-3 раза выше, чем дебиты вертикальных скважин в аналогичных геологических условиях

25. Достоверные данные при забуривании ГС.

• детальное строение пластов,

• карты изобар по каждому из пластов эксплуатационного объекта

• карты толщин и проницаемостей

• данные о положении ВНК

Основные правила при определении положения ГС

• Забой горизонтальной скважины не должен быть направлен в сторону ВНК и навстречу фильтрационному потоку (нагнетательной скважине)

• Забой горизонтальной скважины не должен располагаться вдоль границы зон различной проницаемости

26. Организация ГС в трещиновато- пористых карбонатных коллекторах

• При направлении фильтрационного потока вдоль трещин происходит резкое обводнение продукции. Безводный период может составлять десятые и даже сотые доли объема пор пласта. Блоки разрабатываются слабо, конечная нефтеотдача не превосходит 40% при прокачке 3-4 объемов пор воды.

• При вытеснении нефти вкрест простирания трещиноватости разработка блоков происходит принудительно, высокая гидропроводность трещин способствует охвату по фронту. При трещинах конечной длины имеет место переток жидкости от одной трещины к трещине соседнего ряда «поперек блока» аналогично перетокам в слоисто-неоднородных пластах Безводный период возрастает до 0,4 объема пор, конечная нефтеотдача - до 60%, а затраченный объем закачки составляет 1,2 – 1,3 объема пласта.

27. Объекты применения горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана.

• залежи массивного типа, приуроченные к карбонатным породам нижнего и среднего карбона;

• залежи пластового типа, приуроченные к терригенным нефтенасыщенным пластам, чередующимся с плотными глинистыми прослоями, относящимися к отложениям нижнего карбона и девона.

Доразработка месторождений системой ГС.

• позволяет решить две взаимосвязанные проблемы:

1. снижения затрат на добычу нефти;

2. увеличения темпов отборов нефти, текущего и конечного коэффициента нефтеизвлечения.

28. Преимущества доразработки «старых» месторождений системой ГС

• затраты на бурение ГС существующих скважин значительно дешевле бурения новой скважины (до 2 раз);

• использование ранее отведенных под строительство скважин территорий без дополнительного отвода земель;

• использование всех ранее построенных коммуникаций системы нефтесбора и заводнения;

• увеличение на порядок дебитов нефти ранее эксплуатируемых скважин за счет повышения коэффициента совершенства вскрытия пласта и площади дренирования;

• увеличение охвата выработкой запасов нефти

29. Геологические и технологические критерии при выборе скважин, планируемых к зарезке боковых горизонтальных стволов.

• минимальная эффективная нефтенасыщенная толщина 4 м;

• наличие непроницаемого экрана (уплотненной пачки пород) между нефтенасыщенными и водонасыщенными или газонасыщенными коллекторами;

• возможность бурения горизонтального ствола в верхней части пласта на максимальном удалении от ВНК, особенно при наличии развитой трещиноватости пород;

• проводка горизонтального ствола по горизонтальной, либо по нисходящей линии и недопущение седловидных перегибов в его вертикальной плоскости в целях предотвращения вероятности образования гидрозатвора;

• расположение невыработанных и слабо дренируемых зон пласта по площади и разрезу с учетом реализованной системы разработки;

• степень выработанности запасов;

• текущие пластовые и забойные давления;

• дебиты скважин на перспективных участках пласта;