Обзор фактических профилей горизонтальных участков скважин на месторождениях Западной Сибири

Автор: Голубев А.П., Шешукова Г.Н.

Журнал: Научный форум. Сибирь @forumsibir

Рубрика: Природопользование

Статья в выпуске: 1 т.3, 2017 года.

Бесплатный доступ

Короткий адрес: https://sciup.org/140220442

IDR: 140220442

Текст статьи Обзор фактических профилей горизонтальных участков скважин на месторождениях Западной Сибири

В настоящее время в нефтедобывающей промышленности наблюдается медленное истощение запасов и все большая их часть приходится на труднодосягаемые месторождения. Сложность добычи в том, что они характеризуются высокой вязкостью нефти и шельфами морей. Анализ и эффективность применения горизонтальных скважин подтверждается запасами нефти, ко- торые извлекаются в Западной Сибири и России, что примерно в общей сумме составляет 12 млрд. тонн.

Применение горизонтального бурения увеличивает эффективность разработки. Большое разнообразие геолого-технических условий эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, различное состояние их разработки требуют индивидуального подхода к проектированию горизонтальных скважин даже в пределах одного месторождения или площади. Эффективным для повышения нефтегазодобычи признано бурение боковых горизонтальных стволов.

Строительство качественно пробуренной горизонтальной скважины невозможно без применения геонавигационного оборудования. Современная геонавигация позволяет в реальном времени производить измерения параметров, таких как азимут и зенитный угол и дополнительных параметров контроля в процессе бурения таких как оценка литологии горных пород и технологический контроль за режимом бурения. Данное оборудование входит в состав компоновки низа бурильной колонны.

Рис. 1. Основные типы профилей горизонтальных участков.

Рис. 2. Фактические профили горизонтальных скважин в пласте.

Таблица 1

Коридор проводки по вертикали, м			Протяжен ность в пласте по стволу, м	Максимальны й зенитный угол в пласте, град.	Интервализме нения по азимуту в пласте, град.	Угол входа в пласт, град.	Протяженн ость по стволу, м	Максимальная интенсивность искривления в пласте, град./10м	Вид траектории
от	до	высота	Протяжен ность в пласте по стволу, м	Максимальны й зенитный угол в пласте, град.	Интервализме нения по азимуту в пласте, град.	Угол входа в пласт, град.	Протяженн ость по стволу, м	Максимальная интенсивность искривления в пласте, град./10м	Вид траектории
1894	1903	9	363	91,5	281-286	85,6	3139	0,112	прямолинейный
1994	1999	5	281	91,9	263-265	86,7	2810	0,091	прямолинейный
2063	2068	5	352	91,6	16-26	84,1	2702	0,092	прямолинейный
1883	1892	9	153	91,9	85-81,7	82,7	2570	0,115	прямолинейный
2043	2049	6	301	91,8	290-291	85,4	2827	0,116	прямолинейный
1927	1930	3	422	92,5	35-33	80,7	2732	0,137	выпуклый
1988	1992	4	342	91,9	99-101	87,4	2355	0,122	выпуклый
1894	1899	5	267	94	44-49,5	81,1	2577	0,143	выпуклый
1891	1896	5	446	94,5	78-82	83,4	2610	0,154	выпуклый
1891	1896	5	336	92	124-125	84,8	2861	0,135	выпуклый
1887	1891	4	560	92,9	103-106	82	2753	0,122	вогнутый
1889	1893	4	374	91,8	285-281	83,7	2810	0,131	вогнутый
1890	1897	7	460	92,1	183-179	83,2	3054	0,123	вогнутый
1891	1895	4	332	93,4	107-105	84,6	2821	0,112	вогнутый
1883	1889	6	215	93,2	122-127	84,8	2874	0,127	вогнутый
1890	1896	6	566	94,1	192-193	85,5	2629	0,168	синусоидальный
1891	1894	3	455	95,2	194-198	81	2861	0,142	синусоидальный
1889	1892	3	520	96,2	181-185	83,7	2639	0,164	синусоидальный
1951	1957	6	180	94,8	194-197	86,4	2806	0,175	синусоидальный
1965	1970	5	333	94,2	148-142	84,8	3125	0,151	синусоидальный

Данные по горизонтальным скважинам

При проектировании протяженность и форму горизонтального участка окончательно выбирают только после бурения и пробной эксплуатации на конкретном месторождении нефти и газа нескольких промышленно-оценочных горизонтальных скважин, так как характеристика залежи, полученная по вертикальным разведочным или эксплуатационным скважинам, отстоящим друг от друга на больших расстояниях, бывает совершенно недостаточна для проектирования горизонтальных скважин, где по сравнению с наклонно направленным бурением требуется значительно большая детализация продуктивных отложений.

Основные типы проектных профилей, использующиеся при горизонтальном бурении: прямолинейный, вогнутый, выпуклый, синусоидальный (рис. 1). Для нескольких горизонтальных скважин Западной Сибири (пласт АС4-8) были рассмотрены параметры фактических траекторий в пласте (рис. 2).

Пласт АС4-8 характеризуется чередованием алевролитов с глинами. Насыщенность пласта меняется от чисто газовой зоны до чисто водяной зоны. Прослои между газонасыщенной и нефтенасыщенной частями пласта изменяются в интервале 0,6-5,2 м. Прослои между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями пласта изменяются в интервале 0,6-8,0 м. Среднеэффективная нефтенасыщенная толщина 4,8 м.

В табл. 1 представлены данные по 20 горизонтальным скважинам с различным типом профиля в пласте АС4-8. Среди рассмотренных фактических траекторий аналогично проектным выделяются четыре типов профилей горизонтальных участков: прямолинейный, вогнутый, выпуклый, синусоидальный. У скважин с прямолинейным участком продуктивный горизонт имеет достаточно большую высоту с преимущественно вертикальной трещиноватостью с активной подошвенной водой. Такой профиль скважины позволяет пересечь значительно большее число продуктивных вертикальных трещин. Кроме того, благодаря большей поверхности фильтрации возможна эксплуатация с небольшой депрессией для предупреждения прорыва воды по трещинам.

Скважины с выпуклым и вогнутым горизонтальными участками были построены исходя из того, что нефтяные залежи существенно небольшие по высоте, а верхние и нижние пласты сложены водяными или газовыми отложениями. У скважин с такими профилями ствол проходит в непосредственной близости от кровли или подошвы продуктивного пласта.

Таблица 2

Среднестатистические параметры профилей разных типов

Тип профиля	Среднее изменение по азимуту, град.	Средняя протяженность по пласту, м	Средняя высота пласта, м	Средний угол входа в пласт, град.	Максимальная интенсивность искривления в пласте, град./10м
Прямолинейный	3	413,4	7,4	84,56	0,114
Выпуклый	3,56	229,4	4,62	82,78	0,138
Вогнутый	3,1	355,8	5	84,32	0,123
Синусоидальный	4,8	351,2	5,28	84,44	0,16

Проводка синусоидальных горизонтальных участков была осуществлена в продуктивных зонах с чередованием с непродуктивными прослоями. Благодаря такому типу профилей осуществляется многократное пересечение продуктивного пласта, что дает увеличение рентабельности горизонтальных скважин.

По данным двадцати скважинам определены и представлены в табл. 2 средние значения основных параметров для различных типов профилей.

Основные выводы:

1. В интервале горизонтального участка в пласте по азимуту нет разворотов.
2. Вход в продуктивный пласт осуществляется с зенитным углом 82-85 град., изменение зенитного угла в пласте составляет 0,11-0,16 град/10м.
3. При строительстве скважин Западной Сибири для пласта АС_4-8 применяются различные типы профилей.

Статья