ВВЕДЕНИЕ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В ПРОВЕДЕНИИ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ С ПРОВЕДЕНИЕМ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА ТЕРРИТОРИИ УДМУРТИИ

Одна из важнейших задач, стоящих перед нефтяной отраслью, - максимально полное извлечение нефти из пластов. Основным способом промышленной разработки нефти в стране является ГРП. Для современного этапа развития нефтедобывающей промышленности Удмуртской Республики характерна устойчивая тенденция снижения добычи нефти, ухудшение структуры извлекаемых запасов, рост запасов трудноизвлекаемой нефти, увеличение количества низкопродуктивных пластов с осложненными геолого-физическими условиями, повышение доли низкопроницаемых коллекторов.

Одним из высокоэффективных способов вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов является бурение боковых горизонтальных стволов из существующих скважин, т.е. увеличение коэффициента охвата пласта воздействием.

Бурение боковых стволов позволяет осуществить разработку сложнопостроенных залежей с низкопроницаемыми, неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами, существенно повысить темпы нефтедобычи и увеличить нефтеотдачу, а также повысить экономическую эффективность эксплуатации месторождений.

Для интенсификации притока нефти к пробуренным боковым стволам из карбонатных коллекторов предлагается проведение кислотного гидроразрыва пласта.

Цель работы. Исследование и разработка мероприятий повышения уровня нефтеотдачи турнейского яруса Южно-Киенгопского месторождения за счет бурения горизонтального ствола скважины с последующим проведением ГРП.

Основными задачами исследования являются:

1. Анализ текущего состояния разработки Южно-Киенгопского месторождения.

2. Анализ современных методов повышения нефтеотдачи пласта на завершающем этапе разработки.

3. Подбор скважин-кандидатов для реализации комплекса ГТМ;

4. Определение экономической эффективности предлагаемых мероприятий.

Объектом исследования являются залежи нефти турнейского яруса Южно-Киенгопского месторождения.

Предмет исследования – технологии бурения дополнительных стволов в существующих скважинах и гидроразрыва пласта в карбонатных коллекторах.

Теоретическая и практическая значимость результатов работ: Результаты, полученные в работе, могут быть использованы при планировании геолого-технических мероприятий в разработке нефтяных месторождений.

Новизна проекта. Ранее за весь период разработки Южно-Киенгопского месторождения на эксплуатационном фонде скважин ГРП не проводились.

Южно-Киенгопское месторождение нефти расположено на территории Якшур-Бодьинского района Удмуртской Республики в 35 км севернее г. Ижевска, 8 км южнее самого крупного месторождения республики Чутырско-Киенгопского, ближайший населённый пункт – с. Якшур-Бодья.

Дорожная сеть в пределах месторождения представлена в основном грунтовыми дорогами и дорогами с твёрдым покрытием. В 10 км западнее проходит асфальтированное шоссе М-7 федерального значения. Также западнее месторождения в 20 км проходит железнодорожная ветка северного направления от г. Ижевска. Нефть с месторождения подаётся по нефтепроводу на Киенгопскую УПН.

Водоснабжение осуществляется от водовода Киенгоп-Южный Киенгоп, питающегося от водозабора на реке Лоза. Энергоснабжение подаётся от подстанции 220/110/35 Воткинск через подстанции 110/35/6 Сива и 110/35/6 Кыква.

Нерудные полезные ископаемые на территории района представлены кирпичными глинами, гравием и торфом.

В орогидрографическом отношении месторождение находится в бассейне правых притоков реки Иж.

По характеру рельефа район представляет собой волнистую равнину, расчлененную густой сетью рек, ручьев и оврагов. Значительная часть месторождения покрыта смешанным лесом (ель, пихта, сосна, береза, липа, осина). Сельхозугодиями заняты, в основном, сводовая и присводовая части месторождения.

Климат умеренно-континентальный. Среднегодовая температура плюс 1,5°С, средняя температура зимой минус 15°С, летом – плюс 17,5°С, толщина снежного покрова 0,6-0,8 м, промерзание грунта до 1-1,2 м. Среднегодовое количество осадков составляет около 500-600 мм

Система сбора продукции скважин Южно-Киенгопского месторождения выполнена по однотрубной герметизированной схеме.

Продукция скважин по выкидным линиям поступает для замера дебитов на шесть АГЗУ, от которых по нефтесборным коллекторам направляется на ДНС-1 с УПСВ Южно-Киенгопского месторождения. После предварительного обезвоживания нефть для подготовки до товарного качества направляется на прием УПН «Киенгоп».

Стратиграфический разрез Южно-Киенгопского месторождения представлен верхнепротерозойскими, палеозойскими (девонские, каменноугольные, пермские) и четвертичными осадочными образованиями. Породы кристаллического фундамента глубокими скважинами на Южно-Киенгопском месторождении не вскрыты. По данным гравиразведки и сейсморазведки глубина залегания фундамента составляет 4-5 км.

Промышленно нефтеносными на Южно-Киенгопском месторождении являются карбонатные отложения верейского горизонта (пласт B-II+B-III); башкирского и серпуховского ярусов (C1s-C2b); терригенные отложения визейского яруса (пласты С-I (Тл-0), C-II (Тл-1), C-III (Тл-2), C-IV (Тл-3) тульского горизонта, пласты C-V (Бб-1) C-VI (Бб-2) бобриковского горизонта и пласт C-VII (Бб-3) радаевского горизонта); а также карбонатные отложения турнейского яруса (пласт C1t малевского и упинского горизонтов).

Пласты B-II и В-III сложены известняками органогенно-обломочными, пористыми, состоят из 1-4 проницаемых прослоев. Нефтеносность пластов установлена по керну, отобранному в скважинах №№ 31, 52, 340, 342, 360 и 361, по ГИС, подтверждена испытаниями в колонне, раздельной эксплуатацией.

ВНК пласта B-II+III принят на абс. отм. -1043,2 м по результатам испытания разведочной скважины 343р Тип залежи пластово-сводовый, размеры 3,2×2,3км, амплитуда 110 м.

Нефтенасыщенная толщина объединенного пласта изменяется от 0,9 до 4,9 м, составляя в среднем 2,9 м.

Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 0,73, расчлененности – 1.

Нефтеносность выявлена в башкирском ярусе среднего карбона и верхней части серпуховского яруса нижнего карбона, пласты-коллекторы представлены пористыми и кавернозными разностями известняков и доломитов, неравномерно переслаивающимися с плотными прослоями.

Эффективная толщина прослоев колеблется от 0,6 до 7 м, а количество прослоев от 4 до 35. ВНК залежи принят на абсолютной отметке -1059,0 м.

Тип залежи – слоисто-массивный, размеры 3,3×2,3 км, амплитуда 110 м.

Нефтенасыщенная толщина отложений в своде поднятия достигает 71 м, составляя в среднем 27,8 м.

Среднее значение коэффициента песчанистости продуктивных отложений составляет 0,45, расчлененности – 16,4.

Нефтеносными в визейском ярусе являются пласты С-I (Тл-0), C-II (Тл-1), C-III (Тл-2), C-IV (Тл-3) тульского горизонта, пласты C-V (Бб-1) C-VI (Бб-2) бобриковского горизонта и пласт C-VII (Бб-3) радаевского горизонта.

Тульские и бобриковские отложения разделены глинистой пачкой пород толщиной от 4 до 15м. Коллекторы всех пластов представлены кварцевыми мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. В бобриковских отложениях эффективная толщина прослоев колеблется от 0,6 до 5 м, количество прослоев достигает 6-7; в тульских отложениях эффективная толщина прослоев колеблется от 0,6 до 3,6 м, а количество прослоев – от 1 до 6.

Пласты тульского горизонта имеют общий ВНК на абсолютной отметке -1276 м, а пласты бобриковского и радаевского горизонтов – общий ВНК на абсолютной отметке -1343 м. При этом все пласты визейского яруса объединены в один объект разработки.

Тип залежи пластово-сводовый, размеры 1,7×1,3 км, амплитуда 71 м.

Нефтенасыщенная толщина тульско-бобриковских отложений изменяется от 6,0 до 16,2 м, составляя в среднем 11,6 м.

Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 0,39, расчлененности – 6,05.

Нефтяная залежь турнейского яруса

Нефтеносность залежи приурочена к малевскому и упинскому горизонтам, коллекторы которого представлены пористыми и кавернозными разностями известняков и доломитов, переслаивающихся с плотными прослоями. Эффективная толщина прослоев достигает 28 м (скв.100), количество прослоев изменяется от 3 до 23.

Нефтеносность отложений установлена по керну, грунтам, ГИС, подтверждена испытаниями в колонне, эксплуатацией. Залежь является слоисто-массивной. ВНК принят на абсолютной отметке -1337 м. Размер залежи составляет 1,5´1,3 км, высота 81 м.

Список литературы:

1. Афанасьев, И. С. Прогноз геометрии трещины гидроразрыва пласта// Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 11. - С. 62-66.
2. Басниев К.С., Алиев З.С., Черных В.В. Методы расчетов дебитов наклонных и многоствольных горизонтальных скважин. - М.: ИРЦ ОАО "Газпром", 1999.
3. Бородич И.В., Ткачев Д.Г. Оценка перспектив применения технологии многостадийного ГРП и выбор оптимального типа заканчивания проектной скважины// Экспозиция Нефть Газ. – 2016. - №1. – С.44-46.
4. Борхович С.Ю., Казанкин Д.С. Разработка нефтяных месторождений: методическое пособие по выполнению курсового проекта для студентов очной и заочной форм обучения направления подготовки бакалавров 21.03.01 – «Нефтегазовое дело», профиля 21.03.01.01 – Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти, Ижевск: Изд-во «Удмуртский университет», 2015. - 98 с.
5. ГриценкоА.И., Зотов Г.А., Степанов Н.Г., Черных В.А. Теоретические основы применения горизонтальных скважин // Юбилейный сборник научных трудов М.: ИРЦ РАО "Газпром", 2006. –С.72-76.
6. Демяненко, Н. А. Развитие технологий ГРП на терригенных и карбонатных коллекторах // Инженерная практика. - Минск: Энерджи Пресс: Би Джи Промоушн, 2014. - № 4 (3).
7. Дополнение к Технологической схеме разработки Южно-Киенгопского нефтяного месторождения Удмуртской Республики. г. Ижевск, 2017 г.