Эффективность нефтеизвлечения скважин с боковыми стволами

Тюменский ГНГУ, г. Тюмень, Россия

С целью восстановления и повышения продуктивности добывающих скважин на Западно-Солкинском месторождении проводились мероприятия по воздействию на пласт такие как, обработка призабойной зоны химическими реагентами, перфорационные и изоляционные мероприятия, форсированный отбор жидкости, зарезки боковых горизонтальных стволов. Для данного месторождения с небольшим фондом скважин поддержание добычи нефти зависит от успешности проведения зарезок боковых стволов (БГС) в скважинах и результатов их дальнейшей эксплуатации. Залогом успешности мероприятий является в определении зон дислокации остаточных запасов нефти. По результатам проведенных исследований средняя текущая нефтенасыщенная толщина изменяется в диапазоне от 0 до 4,5 м. Основной объем остаточных запасов сосредоточен в пределах центральной части залежи, что характерно для приконтурных систем [1, 3, 5, 7, 8].

В целях повышения эффективности нефтеизвлечения на месторождении с 2003 г. осуществляется за- резка боковых горизонтальных стволов (БГС) при капитальном ремонте скважин (КРС). Всего за период 2003–12 гг. проведена зарезка боковых стволов в 13 скважинах. Средний входной дебит по нефти боковых стволов составлял 54,6 т/сут, по жидкости – 159,9 т/сут, при среднем дебите основных стволов скважин на момент остановки: по нефти – 2,3 т/сут, по жидкости – 62,6 т/сут. После зарезки боковых стволов дебит по нефти увеличился почти в 24 раза, что говорит об эффективности применения технологии по зарезке БГС на месторождении. Дебит скважин по нефти в первый год эксплуатации изменялся от 11,5 т/сут до 84 т/сут при среднем значении 47,4 т/сут. Максимальные дебиты были получены на начальном этапе внедрения новой технологии (2003, 2004 гг.) и в 2009 гг. Входные дебиты составили соответственно 84 т/сут, 72,3 т/сут и 78,8 т/сут. В 2006 году входной дебит составил 31,2 т/сут, в последующие два года не превышал 15,2 т/сут, в 2012 году – 13,1 т/сут. Входная обводненность по скважинам в первый год эксплуатации изменялась в диапазоне 56,7-95,1% при среднем значении – 75,5%. Минимальное значение обводненности – 56,7% получено после проведения ЗБС в скважинах в 2003 г., максимальное – в 2012 г. По всем скважинам отмечается интенсивное увеличение обводненности в первые два года эксплуатации. Средняя обводненность по скважинам с боковыми стволами за два стартовых года увеличилась с 75,5% до 89,8%. Вследствие высокой выработанности запасов эффективность проведения зарезки боковых стволов на месторождении уменьшается. Тем не менее, применение данной технологии является наиболее эффективным методом вовлечения в разработку остаточных запасов нефти. На рис. 1 показана динамика показателей эксплуатации скважин с боковыми стволами.

В 2012 г. эксплуатировались 11 скважин с боковыми стволами (69% от всех добывающих скважин). Добыча нефти из скважин с БС составила 43,2 тыс. тонн (92% от общей добычи). Для оценки эффективности реализуемой системы разработки все перебывавшие скважины разделены на две зоны: приконтурная – объединяет скважины, расположенные в водонефтяной зоне (ВНЗ), и в чистонефтяной зоне (ЧНЗ), непосредственно примыкающей к ВНЗ, и центральная часть залежи [2, 9, 6, 10].

Доля НИЗ каждого из участков сравнительно одинакова и составляет: по приконтурному – 53%, по центральному – 47%. Из скважин приконтурной зоны отобрано нефти 33,3% от суммарной по месторождению. Доля накопленной добычи нефти, отобранной из центральной части залежи, составляет 66.7% от суммарной по месторождению. С учетом местоположения забоев боковых стволов фонд перебывавших скважин на данном участке составляет 27 скважин. По направлению к центру залежи увеличиваются накопленные показатели скважин по нефти, вследствие более высокой плотности запасов и миграцией запасов из прикон-турной в центральную часть залежи. Доля начальных геологических запасов (НГЗ) нефти, сосредоточенных в водонефтяной зоне, составляет 18,8% от всех запасов по месторождению [9, 13, 15, 16].

Рис.1. Динамика показателей эксплуатации скважин с боковыми стволами.

Выработка запасов нефти осложнена близостью подошвенных вод и как следствие быстрым конусооб-разованием в скважинах. По мере подтягивания пластовой воды происходило более интенсивное обводнение скважин по сравнению с центральной частью залежи. Фонд перебывавших скважин в целом по при-контурной зоне (ЧНЗ+ВНЗ) представлен 27 наклоннонаправленными скважинами, в одной скважине была выполнена зарезка бокового ствола. В действующем фонде числятся две добывающие скважины. Текущая добыча нефти по приконтурной зоне составляет 4,1% от суммарной добычи за текущий год [4, 12, 14].

Как показывает анализ текущего состояния, применяемая система разработки с приконтурным и законтурным заводнением и активным внедрением БГС достаточно эффективна и позволяет достичь утвержденное значение КИН. Так, при реализации существующей системы разработки величина НИЗ нефти за счет внедрения скважин с боковыми стволами эффективна, что практически соответствует величине запасов, числящихся на государственном балансе.