АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН С БОКОВЫМИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СТВОЛАМИ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА

АННОТАЦИЯ

В работе проводится оценка эффективности строительства скважин с боковыми горизонтальными стволами, основанной на анализе эффективности уже пробуренных БГС.

Ключевые слова: боковой ствол; эксплуатационный объект; технологические показатели разработки.

Краткий анализ и обобщение отечественного опыта применения скважин с горизонтальным окончанием

В настоящее время наибольшая доля углеводородного сырья в России приходится на трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ), которые составляют около 66% [1]. К трудноизвлекаемым запасам относят высоковязкие нефти (с вязкостью более 30 мПа∙с), подгазовые запасы, запасы в низкопроницаемых и маломощных коллекторах и запасы водоплавающих залежей.

Для вовлечения в разработку данных категорий запасов, а также для увеличения нефтеотдачи на многих нефтегазодобывающих предприятиях активно применяются системы разработки с использованием скважин с горизонтальными окончаниями. Вскрытие продуктивных пластов данными скважинами дает ряд преимуществ перед вертикальными скважинами, которые заключаются в значительном увеличении охвата залежи вытеснением, более равномерном стягивании контура нефтеносности, большими значениями производительности и др. [2].

Технологические аспекты бурения боковых горизонтальных стволов

Для определения эффективности строительства скважин с боковыми стволами, для начала необходимо поэтапно рассмотреть методику бурения БГС. Каждая стадия строительства БГС характеризуется своими особенностями, которые могут определить их эффективность в последующей эксплуатации.

Зарезка бокового горизонтального ствола из ранее пробуренных скважин на примере скважины на турнейские отложения осуществляют согласно профилю, состоящему из пяти участков:

1. Участок выхода из эксплуатационной колонны;

2. Участок набора зенитного угла до 70° и разворота по азимуту с пространственной интенсивностью до 4°/10м;

3. Участок условной стабилизации;

4. Участок набора зенитного угла до 88-90°с интенсивностью до 4°/10м;

5. Условно горизонтальный участок.

Схематично профиль бокового горизонтального ствола на примере турнейских отложении представлен на рисунке 1.

Рисунок 1. Профиль бокового горизонтального ствола на примере турнейских отложении

Оценка влияния длины горизонтального участка на эффективность эксплуатации скважин

Принято считать, что с увеличением длины горизонтального участка должно происходить увеличение дебитов. Однако, фактическая динамика работы некоторых скважин с большим значением проходки по коллектору не способствует большей накопленной добыче нефти и лишь ухудшила экономические показатели. Как правило, длина горизонтального участка скважин определяется исходя из обоснованной плотности сетки скважин путем замены минимум двух наклонно-направленных на одну горизонтальную скважину и может составлять 250-500 м для анализируемых объектов разработки. Необходимо отметить, что ввиду геологических особенностей и технологических причин на анализируемых объектах разработки имеется фактический опыт строительства скважин различных профилей: горизонтальных, нисходящих, восходящих, волновых и различной длиной горизонтальных участков: от нескольких десятков до нескольких сотен метров.

Для проведения анализа выбрано 84 скважин с горизонтальным окончанием Пермского края. Скважины были разделены на пять групп с общей длиной ГС до 100 м, от 100 до 200 м, от 200 до 300 м, от 300 до 400 м, и более 400 м. Текущие и накопленные показатели работы скважин взяты за 10-и летний период из поскважинной технико-экономической оценки. Самыми эффективными по всему фонду оказались четвертая и пятая группы по 21 и 12 СГО (от 300 до 400 м и от 400 до 500 м), при средней длине 346 м и 438 м, их средний начальный дебит нефти составлял 24,6 т/сут. и 22,9 т/сут. (текущий дебит 7,7 т/сут. и 13,0 т/сут.). Наибольшей накопленной добычей нефти, приходящейся на одну горизонтальную скважину, характеризуется пятая группа (от 400 до 500 м) и составляет 51 тыс.т. Необходимо также отметить, что данный интервал ГС характеризуется наибольшим NPV, приходящимся на скважину. (табл. 1).

Таблица 1

Зависимость технологических параметров от длины горизонтального участка

Таким образом, выполненный в работе анализ по имеющимся в выборке скважинам оптимальной длиной горизонтального участка является интервал от 400 до 500 м, который характеризуется наибольшей накопленной добычей нефти и NPV приходящимся на скважину.

Анализ дополнительной добычи нефти в зависимости от объекта разработки.

Для определения удельной накопленной добычи нефти и среднего прироста дебита нефти выбрано 37 БГС пробуренных в Пермском крае. Боковые горизонтальные скважины пробурены на объекты Т, Тл-Бб, Бш-Срп и Бб (табл. 2-5).

Таблица 2

БГС пробуренные на объекте Т

Таблица 3

БГС пробуренные на объекте Тл-Бб

 Таблица 4

БГС пробуренные на объекте Бш-Срп

Таблица 5

БГС пробуренные на объекте Бб

Наибольшее количество БГС приходится на объект Т со средним начальным приростов по нефти 5,2 т/сут, накопленная добыча нефти на скважину составила 8952 т/скв. Наименьшее количество БГС приходится на объект Бб со средним начальным приростом нефти 13,1 т/сут, накопленная добыча нефти – 52517 т/скв.

Список литературы:

1. https://neftegaz.ru/tech-library/ngk/147767-trudnoizvlekaemye-zapasy-nefti-triz/
2. Алиев З.С, Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. - М.: Издательство «Техника», 2001. - 191 с.
3. Абасов М.Т., Везиров Д.Ш., Стреков А.С. Особенности разработки слоистонеоднородного пласта системой горизонтально-вертикальных скважин. // Нефтяное хоз-во. - 2000. -№ 12.