25291 (586585), страница 9
Текст из файла (страница 9)
Также к основным причинам низкой эффективности бурения боковых стволов можно отнести:
– геологические (неподтверждение разреза, неоднородность, расчлененность и прерывистость пластов);
– технологические (выработанность запасов, совместная перфорация пластов в БС, низкие пластовые давления в залежах);
– технические (несовершенные параметры конструкции БС, нерациональные режимы работы скважин).
Анализ эффективности работы боковых стволов скважин Туймазинского месторождения показывает:
– низкую эффективность добычи нефти в малодебитном фонде БС, который составляет около 50% от общего количества пробуренных на месторождении боковых стволов;
– основная причина неэффективности работы БС – низкая продуктивность скважин;
– работа БС девонских продуктивных отложений характеризуются более лучшими показателями по сравнению с БС карбонатных отложений карбона;
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.
3.5 Проектирование бурения и последующей эксплуатации бокового ствола скважины №1554 Туймазинского месторождения
3.5.1 Геолого-физическое обоснование точки заложения забоя бокового ствола
Строительство боковых стволов на заводненных объектах с целью повышения нефтеотдачи является одной из наиболее сложных задач, требующей наличия информации о распределении по пласту остаточных запасов нефти.
Остаточная нефть в заводненных пластах сосредоточена:
– в слабопроницаемых пропластках и в застойных зонах, не охваченных заводнением – 27%;
– в застойных зонах неоднородных пластов – 19%;
– в линзах, вскрытых недостаточным числом скважин – 16%;
– в виде пленочной нефти – 30%;
– вблизи зон смещения коллекторов (непроницаемые экраны) – 8%.
Учитывая это, бурение боковых стволов принципиально возможно во всех перечисленных случаях, кроме бурения их в заводненных зонах с остаточной пленочной нефтью.
Задача определения остаточных запасов нефти по пласту решается на основе анализа карт первоначальных нефтенасыщенных толщин, суммарных и текущих отборов нефти и воды, карт изобар. В результате анализа геолого-промысловой информации, построения структурных карт по кровле и подошве пласта, карт первоначальных эффективных нефтегазонасыщенных толщин, геологических профилей и схем сопоставления, определения положения водонефтяного контакта, средних значений основных параметров физико-химических свойств пластовой и поверхностной нефти, пористости и проницаемости, нефтенасыщенности, коэффициента расчлененности в зоне дренажа проектируемого бокового ствола подсчитывают начальные геологические и извлекаемые запасы нефти и по разнице между запасами и накопленной добычей нефти находят остаточные запасы нефти.
До окончательного принятия решения о строительстве боковых стволов наряду с анализом геологического строения объекта рассматривается состояние его разработки, а именно:
– анализируется использование пробуренного фонда скважин, фонда скважин с БС, пробуренных ранее, его добывные возможности, плотность сетки скважин. Для строительства БС предпочтительнее редкая (12 га/скв и более) плотность разбуривания залежи (объекта);
– на основе анализа добычи нефти, темпов отбора, достигнутой нефтеотдачи делается вывод о степени выработанности объекта и стадии его разработки;
– путем анализа закачки воды, соотношения между закачкой воды и отбором жидкости устанавливается энергетическое состояние объекта.
Наряду с анализом геолого-промысловых данных пласта необходимо создание геологической и фильтрационной моделей пласта на основе специальных компьютерных программ. Для решения задачи поиска остаточных запасов в застойных зонах залежей Туймазинского месторождения была применена интегрированная система СИГМА, предназначенная для накопления и обработки геолого-физической, технологической и промысловой информации с целью построения объемной геологической и гидродинамической моделей залежи и контроля за разработкой месторождения. Некоторые прикладные задачи, решаемые данным пакетом: построение планшетов и схем корреляций, построение различных отчетов, построение карт, проведение площадного анализа и подсчета запасов
Общий алгоритм определения застойных (невыработанных зон) на нефтяных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки и прогноза места и направления проводки БС показан на рисунке 7.
Для повышения результативности бурения боковых стволов необходимо совершенствование техники и технологии бурения и повышения достоверности геологического обоснования местоположения забоя, его направления и отхода от забоя пробуренной скважины, геологическое и фильтрационное моделирование пласта и тщательный экономический прогноз.
Успешность бурения боковых стволов зависит в первую очередь от обоснованности выбора точки расположения забоя бокового ствола.
С целью доизвлечения остаточных запасов нефти, сосредоточенных в верхней продуктивной пачке пласта DI (пачка «а»+ «б»), характеризующейся низкими значениями фильтрационно-емкостных характеристик и недостаточной выработанностью запасов, была предложена скважина №1554 Туймазинской площади, находящаяся в пьезометрическом фонде. Забой бокового ствола скважины предполагается расположить на участке скважин №№2407, 1555, 1556, 163 (таблица 20). Геолого-физические параметры и свойства насыщающих флюидов пласта DI в зоне предполагаемого забоя бокового ствола представлены в таблице 19. До отключения эксплуатационными объектами скважины №1554 являлись продуктивные пласты DI+ DI терригенных отложений девона.
Таблица 19. Результаты исследований скважин выбранного участка
| Показатель | Скважина | |||
| 2407 | 163 | 1555 | 1556 | |
| Глубина залегания кровли продуктивного пласта, м | 1672,7 | 1674,0 | 1674,1 | 1676,3 |
| Начальная отметка ВНК, м | 1681,8 | |||
| Водонефтяной раздел, м | - | 1677,6 | - | 1678,5 |
| Нефтенасыщенная толщина, м: – основной пачки – верхней пачки | 6,2 1,0 | 5,6 1,0 | 5,6 1,2 | 3,2 1,4 |
| Коэффициент проницаемости, мкм2: – основной пачки – верхней пачки | 0,483 0,289 | 0,486 0,284 | 0,481 0,281 | 0,487 0,287 |
| Коэффициент пористости, доли единицы: – основной пачки – верхней пачки | 0,19 0,16 | 0,18 0,14 | 0,16 0,16 | 0,17 0,165 |
| Коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы: – основной пачки – верхней пачки | 0,78 0,70 | 0,81 0,75 | 0,82 0,79 | 0,84 0,80 |
| Пластовое давление, МПа | 16,1 | 16,1 | 16,3 | 16,2 |
| Давление насыщения нефти газом, МПа | 8,6 | 8,7 | 8,5 | 8,6 |
| Коэффициент продуктивности, т/сут·МПа | 3,2 | 3,5 | 4,1 | 6,2 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с | 2,26 | |||
| Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с | 1,12 | |||
| Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 | 847 | |||
| Газонасыщенность, м3/м3 | 62 | |||
| Объемный коэффициент нефти | 1,165 | |||
Таблица 20. Показатели работы скважин выбранного участка
| Скважина | Начальные параметры | Текущие параметры | Накопленная добыча на 01.01.2004 года, тыс. т | ||||||||||||||
| Дебит, т/сут | Обводненность, % | Пластовое давление, МПа | Дебит, т/сут | Обводненность, % | |||||||||||||
| нефти | жидкости | нефти | жидкости | нефти | воды | ||||||||||||
| 2407 | 105,7 | 120 | 12,2 | 17,5 | 1,4 | 8,1 | 82,7 | 73,639 | 868,048 | ||||||||
| 163 | 5,1 | 34 | 84,9 | 17,1 | 1,5 | 8,9 | 83,1 | 33,698 | 31,257 | ||||||||
| 1555 | 6,4 | 11,3 | 43,4 | 17,3 | Ожидание ликвидации | - | 44,824 | 321,394 | |||||||||
| 1556 | 6,0 | 13,7 | 56,2 | 17,2 | 1,9 | 16,8 | 88,6 | 25,578 | 76,734 | ||||||||
Строительство боковго ствола в скважине №1554 с целью повышения нефтеотдачи является сложной задачей, требующей наличия информации о распределении по пласту остаточных запасов нефти.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
