25291 (586585), страница 8
Текст из файла (страница 8)
На рисунках 3 и 4 приведены гистограммы распределения БС Туймазинского месторождения по дебиту нефти на текущую дату и по среднему дебиту за первый год работы.
По гистограмме рисунка 3 видно, что доля скважин с БС девонских пластов с дебитом (на текущую дату) до 1 т/сут нефти составляет 34,2%, с дебитом до 1,5 т/сут – 48,1%. Данный показатель характеризует низкую эффективность части БС с дебитом, граничащим с экономически предельным. По гистограмме, характеризующей распределение БС девонских отложений по начальным дебитам (рисунок 3), соответствующие доли малодебитных скважин меньше – 13,9% и 31,6%. Выше также и средний дебит нефти за начальный период: 5,7 вместо 2,6 т/сут. Следовательно, текущее распределение дебитов отражает процесс выработки участков залежей с БС: по мере выработки участков, эксплуатирующихся боковыми стволами, текущие дебиты скважин по нефти снижаются. Это подтверждается также данными по накопленной добыче нефти по боковым стволам, приведенными в таблице и на гистограмме распределения.
По гистограмме, характеризующей дебиты скважин с БС каменноугольных отложений, видно, что доля скважин с дебитом по нефти до 1,0 т/сут на текущую дату составляет 34,5%, а с дебитом, граничащим с экономически предельным (до 1,5 т/сут), – 44,8%. Доля соответствующих скважин по начальным дебитам составляет 10,3% и 34,5%. Средний дебиты за начальный период работы и на текущую дату (соответственно 2,2 и 2,1 т/сут) практически не отличаются.
Из этого следует, что практически половина фонда скважин с БС на Туймазинском месторождении имеют дебиты нефти, равные или ниже предельно допустимого по экономическому критерию и относятся к группе низкоэффективных или неэффективных скважин. Таким образом, основная причина низкой эффективности БС – малая продуктивность скважин.
Основная причина низкой продуктивности призабойной зоны пласта – несовершенство технологии вскрытия продуктивного пласта и заканчивания скважин.
Т
Рисунок 4 – Гистограмма распределения БС каменноугольных продуктивных отложений по дебитам нефти
аблица 15. Распределения накопленной добычи нефти по БС, числившихся в действующем фонде на 01.01.2004 года| Интервал накопленной добычи нефти, тыс. т | Карбон | Девон |
| Количество БС | Количество БС | |
| 0–0,5 | 0 | 6 |
| 0,5–1,0 | 2 | 9 |
| 1,0–1,5 | 5 | 9 |
| 1,5–2,0 | 3 | 9 |
| 2,0–3,0 | 7 | 8 |
| 3,0–5,0 | 8 | 18 |
| 5,0–10,0 | 3 | 9 |
| 10,0–20,0 | 0 | 4 |
| Более 20,0 | 1 | 2 |
Согласно таблицы 16 для достижения окупаемости затрат на бурение боковых стволов на Туймазинском месторождении необходимо отобрать 5,0 – 6,0 тыс. тонн нефти на один боковой ствол. Согласно таблицы 15 и гистограммы распределения БС по накопленной добыче (рисунок 5) таких скважин по девонским отложениям – 15 (20,2% от фонда БС, пробуренного на девон); по карбону – 4 (14,3% от фонда БС каменноугольных продуктивных отложений).
Таблица 16. Предельно допустимые технологические показатели зарезки боковых стволов в ООО НГДУ «Туймазанефть»
| Показатель | Значение |
| Начальный дебит, т/сут | 3,93 |
| Начальная обводненность, % | 76,0 |
| Накопленная добыча нефти, тонн | 5874 |
| Предельный дебит, т/сут | 1,53 |
| Срок окупаемости, годы | 5 |
Рисунок 5 – Гистограмма распределения БС по накопленной добыче нефти
Средние значения накопленной добычи нефти по фонду БС девона составляет – 2,549 тыс. тонн, по карбону – 2,426 тыс. тонн, так как скважины последних лет отработали незначительное время. Следует отметить, что 8 скважин карбона и 18 скважин девона имеют накопленную добычу нефти в пределах 3–5 тыс. тонн, т.е. приближаются к предельным значениям.
На рисунке 6 показана гистограмма распределения БС по дебитам жидкости по состоянию на 01.01.2004 года. По ней видно, что почти половина фонда БС Туймазинского месторождения является малодебитной по жидкости. Это также является показателем низкой эффективности БС.
Так как ввод основной части БС на девонские отложения пришелся на 1999–2002 года, то эти скважины еще не отработали предельного срока окупаемости, установленного для Туймазинского месторождения (таблица 23). В настоящее время основную добычу нефти из БС обеспечивают скважины, пробуренные в 1999–2000 годах, когда весь фонд БС ООО НГДУ «Туймазанефть» был пробурен на пласты DI и DII Туймазинского месторождения (таблица 24). Скважины, пробуренные в 1999 году имеют дебиты по нефти в среднем от 5 до 9 т/сут.
Среди скважин, не достигших значений накопленной добычи нефти, соизмеримых с предельными значениями, 31 скважина имеет дебит по нефти от 2 до 10 т/сут, выше 8 т/сут имеют дебиты 7 скважин.
В целом метод показал свою эффективность, так как эффект от скважин с достаточно хорошими технологическими показателями перекрывает потери в добыче нефти из малоэффективного и неэффективного фонда БС.
Сокращение числа неэффективных БС возможно при дальнейшем совершенствовании методик обоснования бурения боковых стволов и прогнозирования показателей их работы, а также в результате оптимизации работы действующих скважин.
Следует отметить ряд высокоэффективных скважин с боковыми стволами.
Скважина №711 после бурения бокового ствола на пласт DIV в 1999 году вошла в эксплуатацию с дебитом по жидкости 108,7 м3/сут, нефти – 79,8 т/сут и обводненностью 18,1%. До проведения зарезки скважина не работала (эксплуатационный объект – DIV) ввиду сложной аварии на забое скважины. На текущий момент дебит скважины по нефти составляет 9,8 т/сут при обводненности 89,7%. Накопленная добыча нефти по скважине – 51428 тонн. Предельные значения накопленной добычи нефти были достигнуты уже в течении первого года эксплуатации (9899 тонн).
Дальнейшее бурение и эксплуатация боковых стволов пласта DIV также показали высокую технологическую эффективность мероприятия. Скважина №1116 была введена в эксплуатацию из наблюдательного фонда в 2000 году с начальным дебитом по нефти 43,2 т/ сут и обводненностью 15,5%. За первый год эксплуатации было добыто по скважине 11854 тонны нефти. Всего по скважине добыто после проведения зарезки 42412 тонн нефти. Текущий дебит скважины по нефти составляет 18,2 т/сут при обводненности 52,7%.
Таблица 17. Показатели работы БС Туймазинского месторождения по годам их ввода в эксплуатацию (по состоянию на 01.01.2004 года)
| Год ввода в эксплуатацию | Количество введенных БС | Накопленная добыча, тыс. т | Отработано дней | Среднесуточный дебит по нефти, т/сут | ||||
| нефти | воды | За первый год работы | Текущий | |||||
| 1996 | 2 | 5,836 | 10,256 | 4635,9 | 2,0 | 1,0 | ||
| 1997 | 6 | 50,256 | 33,620 | 13640,5 | 3,2 | 3,0 | ||
| 1998 | 21 | 77,968 | 346,092 | 37504,8 | 2,8 | 1,6 | ||
| 1999 | 18 | 129,231 | 742,267 | 26716,7 | 2,9 | 2,6 | ||
| 2000 | 22 | 107,905 | 556,019 | 20831,2 | 3,2 | 3,5 | ||
| 2001 | 18 | 57,340 | 94,538 | 18416,7 | 3,5 | 2,6 | ||
| 2002 | 15 | 35,873 | 80,973 | 11512,9 | 3,7 | 2,7 | ||
| 2003 | 19 | 14,261 | 32,606 | 3896,2 | 3,7 | - | ||
| Итого | 121 | 463,918 | 1896,371 | 174659,4 | 3,1 | 2,4 | ||
Большой интерес представляют скважины, пробуренные на тот же продуктивный пласт, который эксплуатировался до бурения бокового ствола Данные по эксплуатации этих скважин представлены в таблице 18. Практически все скважины отключали с обводненностью 98–99%, при этом ВНФ изменялся от 0,5 до 19,2 т/т. Так по скважине №1305 Туймазинского месторождения при ВНФ равном 10,56 т/т и величине отхода от старого ствола в 41 м, средний дебит по нефти после бурения БС составил 2,6 т/сут.
Таблица 18. Показатели работы скважин, эксплуатирующих тот же пласт до и после бурения боковых стволов
| Скважина (пласт) | Отход, м | Показатели до бурения БС | Показатели после бурения БС | ||||||||
| Дебит в момент вывода из эксплуатации, т/сут | Обводненность, % | Средний дебит, т/сут | Обводненность, % | ||||||||
| жидкости | нефти | жидкости | нефти | ||||||||
| 160 (DII) | 198 | 25,0 | 2,0 | 92,0 | 10,3 | 4,7 | 54,3 | ||||
| 306 (DII) | 146 | 70,0 | 1,7 | 97,2 | 84,8 | 6,7 | 92,1 | ||||
| 308 (DII) | 180 | 466,9 | 3,6 | 97,3 | 157,7 | 3,2 | 97,9 | ||||
| 336 (DI) | 115 | 79,9 | 4,3 | 83,7 | 55,4 | 5,2 | 90,6 | ||||
| 1294 (DII) | 195 | 3,0 | 0,1 | 98,1 | 11,8 | 4,6 | 61,0 | ||||
| 1317 (DI) | 132 | 94,4 | 1,0 | 98,7 | 6,5 | 1,3 | 80,0 | ||||
| 1427 (DI) | 14 | 1,7 | 1,1 | 20,0 | 3,8 | 0,6 | 84,2 | ||||
| 1434 (DII) | 45 | 24,9 | 0,1 | 99,7 | 10,8 | 4,4 | 59,2 | ||||
| 1675 (DII) | 276 | 214,6 | 2,7 | 98,5 | 115 | 8,9 | 92,2 | ||||
| 1282 (DI) | 234 | 11,5 | 0,2 | 98,5 | 7,0 | 1,3 | 81,4 | ||||
| 1605 (DII) | 106 | 105,5 | 1,8 | 98,3 | 136,5 | 1,4 | 98,9 | ||||
| 1519 (DII) | 84 | 76,5 | 2,7 | 96,4 | 7,4 | 4,3 | 41,9 | ||||
| 1245 (DI) | 167 | 346,6 | 4,2 | 98,8 | 2,5 | 1,9 | 24,0 | ||||
| 1305 (DI) | 41 | 102,6 | 1,5 | 98,6 | 45,5 | 2,6 | 94,2 | ||||
| 1989 (DI) | 212 | 136,0 | 2,3 | 98,4 | 6,2 | 3,7 | 40,3 | ||||
| 1495 (DIV) | - | 22,7 | 0,9 | 96,7 | 125,9 | 5,5 | 95,6 | ||||
Анализ работы боковых стволов, пробуренных на отложения карбона, показывает их низкую эффективность. Основной фонд БС на эти продуктивные пласты был пробурен в 1996–1998 годах. На сегодняшний момент только 4 скважины достигли уровня накопленной добычи нефти выше предельно допустимых значений с точки зрения оправданности затрат на проведение мероприятия. Это объясняется худшими по сравнению с пластами девона фильтрационно-емкостными характеристиками продуктивных объектов, низкими значениями начальных и текущих дебитов по нефти и жидкости, несовершенством техники и технологии строительства боковых стволов на начальных стадиях внедрения метода. Работы по боковой зарезке на карбонаты кизеловского горизонта турнейского яруса показали, что вскрытие нефтенасыщенной части открытым забоем без применения глинистого раствора и без цементирования увеличивало продуктивность скважин, но дебиты по нефти не всегда поднимались до рентабельной величины. Применение многократных кислотных обработок с целью создания в открытом стволе каверн увеличивает приток кратковременно (до двух месяцев), т.е. низкий дебит скважин связан не только с конструкцией забоя, но и с низкой проницаемостью всей матрицы карбонатных пород нефтенасыщенных пород.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
