АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ БОКОВЫХ СТВОЛОВ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕ

ANALYSIS OF TECHNOLOGICAL PERFORMANCE INDICATORS OF LATERAL TRUNKS WITH HORIZONTAL TERMINATION

Nadir Sitdikov

student, department of development and operation of oil and gas fields, Tyumen Industrial University,

Russia, Tyumen

АННОТАЦИЯ

В работе рассмотрены, результаты бурения боковых горизонтальных стволов с целью изучения вопроса дальнейшего применения для увеличения объемов вовлекаемых запасов углеводородов и достижения прогнозируемого коэффициента нефтеизвелчения.

ABSTRACT

The paper considers the results of drilling lateral horizontal shafts in order to study the issue of further application to increase the volume of involved hydrocarbon reserves and achieve the forecasted oil recovery coefficient.

Ключевые слова: недреннируемые участки, повышение эффективности разработки, горизонтальные боковые стволы.

Keywords: non-drained areas, increased development efficiency, horizontal lateral trunks.

Одной из эффективных технологий для извлечения остаточных извлекаемых запасов является бурение боковых стволов (БС). Рассмотрим эффективность бурения БС на одном из месторождений Западной Сибири.

Бурение вторых стволов на месторождении начато в 2007 г с основных объектов разработки (объекты АВ₈, БВ₀, БВ₄ и ЮВ₁). По состоянию на 01.01.2023 всего пробурено 19 боковых вторых горизонтальных стволов (БВГС).

Для бурения боковых стволов использовались высокообводнённые, низкодебитные и аварийные скважины, которые не могли эксплуатироваться по техническим причинам [1]. Зарезка осуществлялась как в зоны пласта, где реализован проектный фонд скважин и происходит выработка запасов, так и в неразрабатываемые зоны материнскими скважинами с других объектов.

На объект АВ₈ пробурено – пять скважин (26,3 %), БВ₀ – две скважины (10,5 %), БВ₄ – три скважины (15,8 %), ЮВ₁ – девять скважин (47,4 %) (таблица 1).

Таблица 1.

Показатели эксплуатации боковых стволов

За весь период работы добыча нефти из пробуренных боковых горизонтальных стволов составила 183 тыс.т, при средней на один БВГС – 19 тыс.т.

По состоянию на 01.01.2023 в добыче на нефть находится 14 боковых стволов.

Максимальные показатели получены по боковому стволу в скважине № 606Л пробуренному в октябре 2011 года. Накопленная добыча нефти составила 37,5 тыс. т (47 % от общей добычи из боковых стволов объекта АВ₈) при начальном дебите нефти 37,4 т/сут и обводненности 12,1 %.

Из 19 БВГС три ствола (16 %) оказались низкодебитными. Начальный дебит нефти по ним в среднем составил 1,4 т/сут., изменяясь по скважинам от 0,9 до 1,7 т/сут.

Низкая эффективность получена по пять БВГС, связана с высокой входной обводненностью и низкой концентрацией запасов в зоне бурения.

На конец 2022 года средний дебит нефти по всем боковым стволам составил 4 т/сут, изменяясь по скважинам в пределах 0,6-14,8 т/сут при средней обводненности 86,5 % (интервал изменения по скважинам от 19,3 до 99,1 %).

По объекту ЮВ₁ в период 2012-2017 гг. в эксплуатацию введено девять боковых стволов с горизонтальным окончанием [2].

По состоянию на 01.01.2023 добыча нефти ведется из шести боковых стволов с горизонтальным окончанием. С начала разработки объекта ЮВ₁ боковыми стволами добыто 22,3 тыс. т нефти, стволов при средней на одну скважину – 6,9 тыс. т.

Из введенных на объект ЮВ₁ боковых стволов с горизонтальным окончанием, низкие показатели эффективности наблюдаются по скважинам № 907Л, 756Л и 824Л. Суммарная добыча нефти по ним составила 2,8 тыс.т  На 01.01.2023 скважина 907Л числится в консервационном фонде, 824Л переведена в ППД. Максимальные показатели по нефти получены по скважине № 910Л введенной в январе 2013 г. Накопленная добыча нефти составила 33,9 тыс. т (58 % от общей добычи из боковых стволов объекта ЮВ₁) при начальном дебите нефти 31,3 т/сут и обводненности 23,5%.

На дату анализа средний дебит нефти по боковым стволам составил 4,6 т/сут, при средней обводненности 78,7 %.

Сопоставление начальных дебитов нефти и жидкости по БГС и девяти ННС по Основной залежи приведено на рисунке (рисунок 1), где отмечается:

• средний начальный дебит нефти по БГС составил 10 т/сут против 24,3 т/сут по ННС, т.е. в 2,4 раза меньше. Средний начальный дебит жидкости по БГС составил 148,9 т/сут против 34,6 т/сут по ННС, т.е. в 4,3 раза больше;
• обводненность по БГС – 93,3 %, по ННС – 29,8 %.

Рисунок 1. Сравнение динамики показателей работы ННС и БГС. Объект ЮВ₁

Вывод:

Анализ технологических показателей работы боковых стволов с горизонтальным окончанием на одном из месторождений Западной Сибири показал, что бурение боковых стволов позволяет вовлечь в активную разработку дополнительный объем запасов и увеличить темпы их извлечения, и может быть рекомендовано для дальнейшего применения.

Входные и текущие показатели эксплуатации БВГС обусловлены геологическими особенностями участков бурения, условиями разработки (накопленным отбором, сформированностью системы ППД, проведением ГРП), траекторией проводки (для БГС) и качеством освоения.

Низкая эффективность БГС на объекте связана со следующими причинами:

• с высокой обводненностью в следствии пониженной нефтенасыщенности и низкими фильтрационно-емкостными свойствами;
• низкой плотностью начальных или текущих запасов.

Для улучшения результатов эксплуатации боковых стволов по месторождению необходимо тщательное обоснование их местоположения уточнение локализации остаточных запасов в площади и по разрезу, как с помощью аналитических методов, так и использование геолого-фильтрационной модели с определением оптимального «коридора» проводки, учитывая геологические особенности объекта и условия его разработки.

Список литературы:

1. Еленец А.А. Разработка методики прогноза эффективности эксплуатации боковых стволов: автореф. дис. … канд. техн. наук: 25.00.17. – Тюмень, 2012. – 116 с.
2. Дополнение к проекту разработки месторождения X // Протокол ЦКР Роснедра от 29.10.2020 №7950.