Определение критериев подбора объектов для зарезки боковых горизонтальных стволов на действующих нефтяных скважинах

Автор: Мавлютов Д.Д., Ирмашев Р.Е.

Журнал: Форум молодых ученых @forum-nauka

Статья в выпуске: 11-2 (27), 2018 года.

Бесплатный доступ

В статье рассматриваются основные критерии, с помощью которых производят подбор скважин-кандидатов для зарезки боковых стволов на действующих нефтяных скважинах.

Бурение, ствол, нефтеотдача, интенсификация, горизонтальные скважины, боковые горизонтальные скважины, зарезка

Короткий адрес: https://sciup.org/140280520

IDR: 140280520

Текст научной статьи Определение критериев подбора объектов для зарезки боковых горизонтальных стволов на действующих нефтяных скважинах

Задачи, которые ставятся в настоящее время перед инженером в нефтегазовой области является максимальное увеличение нефтеотдачи и минимизация расходов связанной с ней.

Одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и полноты ее извлечения из недр является разработка месторождений с использованием горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов в ранее пробуренных эксплуатационных скважинах. Бурение горизонтальных скважин впервые у нас в стране было осуществлено в Башкирии в 1947 году под руководством А.М. Григоряна и В.А. Брагина [1]. Применение боковых горизонтальных стволов позволяет существенно улучшить технологические и экономические показатели разработки и обеспечить более высокие темпы нефтедобычи и увеличение нефтеотдачи на 10-15 % [1].

С учетом горизонтального бурения на месторождениях в регионах России и за рубежом, основными критериями при выборе объектов под горизонтальное бурение являются:  геологический, технологический, технический и экономический [2].

Геологический критерий учитывает геолого-физические параметры залежей, наличие осложняющих геологических факторов бурения горизонтальных стволов и их эксплуатации.

Толщина нефтенасыщенного пласта: чем мощнее нефтенасыщенный пласт, в который проводят забуривание, тем выше вероятность расположить его оптимально. Сейчас подрядные организации ОАО «Удмуртнефть» принимают минимально возможную нефтенасыщенную толщину 2,5 м.

Естественная проницаемость пласта: при небольшой проницаемости пласта коэффициент охвата в случае бурения вертикального ствола мал, поэтому бурение бокового горизонтального ствола на порядок повышает производительность скважины. В случае хорошей проницаемости вертикальная скважина может также дать хороший охват.

Неоднородность продуктивных пластов по площади и разрезу: неоднородность продуктивного пласта снижает его эффективную нефтенасыщенную толщину, так при мощности пласта, равной 4 метрам, при коэффициенте песчанистости, равном 0,75, общая эффективная толщина снижается до 3 метров.

Также, чем выше неоднородность, тем сложнее оценить геологическое строение залежи между скважинами и, как следствие, провести горизонтальный ствол с наиболее оптимальными параметрами. Таким образом, с увеличением неоднородности, помимо всего прочего возрастает фактор случайности, так как горизонтальный участок ствола может попасть не в нефтенасыщенный коллектор, а в непроницаемые породы.

Наличие активных подошвенных вод: так же, как и предыдущий пункт, относится к осложняющим факторам, и при бурении горизонтального ствола его расстояние от водонефтяного контакта должно обеспечивать недопущение прорыва воды. Необходимо формировать горизонтальный ствол в верхней части нефтенасыщенного пласта на максимальном удалении от водонефтяного контакта, особенно при наличии развитой трещиноватости пород.

Технологический критерий определяется реализованной системой и текущим состоянием разработки, а главное – наличием целиков нефти или слабо охваченных вытеснением участков залежей по площади и по разрезу, которые существующими методами невозможно вовлечь в разработку.

Плотность запасов: включает в себя нефтенасыщенность коллектора, его пористость, а также площадь нефтеносности, и позволяет оценить удельные запасы нефти в определенном объеме породы. Зная его, можно примерно определить возможные запасы нефтяного «целика», на который осуществляют бурение горизонтального ствола и тем самым оценить возможную экономическую эффективность от бурения.

Выработка запасов нефтяной залежи: от выработки запасов промышленного объекта, на который осуществляется бурение горизонтального ствола, а также от условий их выработки по площади и разрезу зависят возможные технико-экономические показатели. По степени их выработки можно оценить возможные местоположения «целиков» нефти, а также, вкупе с плотностью запасов нефти, их примерные запасы (общие и извлекаемые).

Обводненность пласта: если пласт обводнен, то бурение на него бокового горизонтального ствола не рекомендуется.

Текущее состояние разработки объекта в целом: для определения применения горизонтального бурения необходимо знать текущее пластовое и забойное давление, дебиты скважин на перспективных участках залежи, плотность сетки скважин.

Технический критерий учитывает техническое состояние скважины с точки зрения возможности бурения боковых горизонтальных стволов (целостность эксплуатационной колонны и цементного камня за ней, отсутствие заколонных перетоков).

Длина и диаметр горизонтального ствола: от длины и диаметра горизонтального ствола зависит площадь фильтрации добываемой жидкости, степень охвата объекта. В мире основной упор делают на длину горизонтального ствола (есть случаи бурения горизонтальных стволов длиной 6000 метров и более), что хорошо сказывается на нефтяных месторождениях с легкой маловязкой нефтью, тогда как при условии течения неньютоновских жидкостей (то есть при повышенной вязкости нефти), длина ствола начинает играть не такую существенную роль. Так, по опыту бурения боковых горизонтальных стволов и горизонтальных скважин в ОАО «Удмуртнефть», наибольший удельный прирост дебита на один метр длины горизонтального ствола наблюдается при его длине, равной 100 метрам, после чего начинается его снижение.

При бурении боковых горизонтальных стволов из нерентабельных скважин на длину горизонтального ствола влияет помимо прочего реализованная сетка скважины.

Характер размещения горизонтального ствола по площади и разрезу: от характера размещения горизонтального ствола зависит степень выработки возможного «целика» нефти, а также в случае наличия газовой шапки или подошвенных вод возможность их прорыва (то есть формировать горизонтальный ствол нужно на некотором расстоянии, с «запасом» от газо-или водонефтяных контактов).

Профиль горизонтального ствола:

Существуют следующие теоретические профили горизонтального ствола:

  • -    Горизонтальный. Ствол формируют в пласте горизонтально.

  • -    Восходящий. Ствол формируют в пласте по восходящей линии. Обычно применяется в случае возможного прорыва газа, так как в этом

случае есть возможность отсечь участок ствола, по которому прорывается газ, не отключая всего горизонтального участка ствола.

  • -    Нисходящий. Ствол формируют в пласте по нисходящей линии. Применяется в случае близкого водонефтяного контакта и, как следствие, возможного прорыва пластовой воды. Вода будет прорываться по нижнему участку горизонтального ствола, и при его отсечении оставшаяся часть ствола будет продолжать работать, в противном случае пришлось бы отсекать весь ствол.

  • -    «Синусоида». Основное преимущество данного профиля в том, что в условии слоистого залегания пласта, когда идет чередование проницаемых (нефтенасыщенных) и непроницаемых пропластков, позволяет более полно охватить пласт. Но он имеет и существенные недостатки, которые не позволили получить ему широкое распространение. Одним из таких недостатков является образование «гидрозатвора» в пониженных участках ствола.

Конструкция вертикальной скважины для зарезки боковых горизонтальных стволов: проводится тщательное изучение самой конструкции скважины и ее состояния для оценки возможного осуществления запланированных мероприятий. Исследуется качество крепления скважины на герметичность заколонного пространства. При наличии заколонных перетоков, источников обводнения и других неисправностей принимается решение о проведении ремонтных работ или отказе от намеченных мероприятий по зарезке второго ствола.

Экономический критерий определяется экономической целесообразностью горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов с точки зрения окупаемости затрат и необходимой прибыли.

Экономические критерии являются основными при горизонтальной технологии: минимизация затрат на бурение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов, окупаемость вложенных средств на бурение и освоение горизонтального ствола, рентабельность бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов.

По перспективности горизонтальной технологии бурения скважин все объекты разработки можно подразделить на три категории.

К первой категории отнесены залежи с благоприятными условиями по вышеназванным критериям.

Ко второй категории относятся объекты с повышенным геологическим и технологическим риском для горизонтального бурения, связанным с высокой расчлененностью нефтенасыщенных объектов, представленных пластами-коллекторами толщиной менее 2 м, наличием газоносного разреза выше нефтяных залежей, зональной ограниченностью залежей и высокой выработанностью запасов.

К третьей категории относятся водонефтяные зоны, подгазовые и подошвенные части залежей, а также высоковыработанные объекты. На эти объекты практически, геологически, технологически и экономически горизонтальная технология неприемлема.

Наиболее высокие перспективы и эффективность связаны с первой группой. Богатый опыт горизонтального бурения на залежи первой группы позволяют с определенной степенью уверенности выделить основные критерии успешности бурения горизонтальных стволов:

  • -    нефтенасыщенная толщина не менее 8-10 м;

  • -    наличие невыработанных «целиков» нефти;

  • -    наличие непроницаемого экрана между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями разреза (желательно).

Параметры горизонтального ствола должны быть следующие:

  • -    формирование горизонтального ствола в кровельной части нефтенасыщенного разреза;

  • -    траектория горизонтального ствола горизонтальная или по нисходящей линии;

  • -    длина горизонтального ствола определяется размерами невыработанных участков залежи. Обычно она не должна превышать 1/3 расстояния сетки скважин.

Список литературы Определение критериев подбора объектов для зарезки боковых горизонтальных стволов на действующих нефтяных скважинах

  • Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. Москва-Ижевск, 2004 г. - 720 с.
  • Анализ горно-геологических условий, техники, технологии и эффективности строительства горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов в республике Удмуртия, критерии применения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов. Отчет / ООО ГЕОТЕХ, Ижевск, 2001 г.
Статья научная