Бурение горизонтальных стволов скважин, как метод повышения нефтеотдачи

      Радиометрия. Включает в себя гамма-метод и  многозондовый нейтронный метод  по тепловым нейтронам Гамма-метод является основным методом  для литологического расчленения   горных пород, корреляция разрезов скважин,  дифференцирует их по содержанию глинистого материала, что позволяет оценивать коллекторские свойства пластов.

      Акустический  метод применяется в вариантах измерения скорости распространения упругих волн в горных породах и их затухания. Используется метод для определения Кп разреза выделение коллекторов.

      Основной  сложностью при проведении  ГИС  в скважинах с горизонтальным окончанием является проталкивание прибора в скважину. Для этого применяет способ проталкивания прибора при помощи гибкой трубы или других устройств.

    После окончания бурения бокового горизонтального ствола проводятся промысловые геофизические исследования.

    Методы  исследований в эксплуатационной колонне, в открытом и обсаженном боковом стволе приведены в табл. 2.8.1.

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Применение БГС на Назаргалеевском месторождении

    Безводный период по скважинам участка ОПР  может составлять более одного года. В основном рост обводненности начинается после одного-двух лет эксплуатации скважин. После прорыва воды скважины интенсивно обводняются. Основной причиной обводнения скважин первого ряда на Назаргалеевском месторождении является продвижение фронта вытеснения по высокопроницаемым пропласткам. Поэтому на данном этапе разработки месторождения необходимо начать применение методов по выравниванию фронта вытеснения. Способ позволяющий снизить обводненность продукции скважин является бурение бокового ствола в направлении зоны стягивания. Толщина глинистого раздела на уровне ВНК преимущественно по всей площади месторождения составляет 1-2 метра. При создании депрессии в обычной наклонно-направленной скважине происходит прорыв воды по причине образования водяного конуса или наблюдается прорыв воды по цементному кольцу. Применение горизонтального профиля проводки боковых стволов позволит использовать естественный глинистый раздел на уровне ВНК.

    Обводнение  скважин стягивающего ряда обусловлено  прорывом воды из нижележащих водонасыщенных интервалов по причине низких значений толщин глинистых разделов на уровне ВНК. Применение горизонтального профиля проводки скважин позволит избежать этой проблемы.

3.2 Анализ эффективности эксплуатации скважин с боковыми стволами

      Начиная с апреля 2002 года,  на Назаргалеевском месторождении было проведено 9 ЗБС скважин. Дополнительная добыча нефти от 9-ти  мероприятий  за 2004 год составила 110,744 тыс.т. Прирост дебита нефти в среднем по 1 скважине равен 56.4 т/сут. Продолжительность эффекта составила 218 суток. Эффект по каждой из скважин представлен на рис. 3.2.1.  и 3.2.2. Анализируя эти данные можно сказать, что,  судя по приросту дебита нефти и ее дополнительной добыче,  данный метод показал высокую эффективность своего применения на Назаргалеевском месторождении. 

    Рассмотрим  работу скважин до зарезки, и после  зарезки боковых горизонтальных стволов:

    Скважина 339 с момента ввода в эксплуатацию работала с низким дебитом по жидкости и с постоянно растущей обводненностью, за период с января 2003 года по июнь 2004 обводненность увеличилась с 56% до 99,3%, при снижении дебита с 17 до 7 м3/сут. В июле 2004 года, для увеличения производительности скважины проведено строительство бокового горизонтального ствола.

    После проведения строительства бокового горизонтального ствола и запуска в работу скважина работает практически безводной нефтью с дебитом 91,7 м3/сут, дебит по жидкости 112 м3/сут, обводненность продукции скважины 2,9%, продолжительность эффекта на 01.01.2005  составила 147 суток  (рис. 3.2.3).

    Скважина 371 с момента ввода в эксплуатацию работала с низким дебитом по жидкости, за период с января по декабрь 2003 года  снижение дебита с 15 до 13 м3/сут. В апреле 2004 года, для увеличения производительности скважины проведено строительство  бокового горизонтального ствола.

    После проведения строительства бокового горизонтального ствола и запуска  в работу скважина работает практически  безводной нефтью с дебитом 136,9 м3/сут, дебит по жидкости 165 м3/сут, обводненность  продукции скважины 1,7%, продолжительность эффекта на 01.01.2005  составила 250 суток   (рис. 3.2.4).

    Скважина 393 с момента ввода в эксплуатацию работала с низким дебитом по жидкости и с постоянно растущей обводненностью, за период с января по декабрь 2003 года обводненность увеличилась с 12% до 15,4%, при снижении дебита с 11 до 7 м3/сут. В апреле 2004 года, для увеличения производительности скважины проведено строительство бокового горизонтального ствола.

    После проведения строительства бокового горизонтального ствола и запуска  в работу скважина работает практически безводной нефтью с дебитом 52,4 м3/сут, дебит по жидкости 64 м3/сут, обводненность продукции скважины 2,4%, продолжительность эффекта на 01.01.2005  составила 147 суток   (рис. 3.2.5).

    Скважина 403 с момента ввода в эксплуатацию работала с низким дебитом по жидкости и с постоянно растущей обводненностью, за период с января по декабрь 2003года обводненность увеличилась с 10% до 59,3%, при стабильно низком дебите 4-5 м3/сут. В апреле 2004 года, для увеличения производительности скважины проведено строительство бокового горизонтального ствола.

    После проведения строительства бокового горизонтального ствола и запуска  в работу скважина работает с дебитом  по нефти 28,1 м3/сут, дебит по жидкости 47 м3/сут, обводненность продукции  скважины 29,1%,  продолжительность эффекта на 01.01.2005  составила 228 суток   (рис. 3.2.6).

    Скважина 395 с момента ввода в эксплуатацию работала  при стабильно низком дебите 20 м3/сут. В апреле 2004 года, для  увеличения производительности скважины проведено строительство бокового горизонтального ствола.

    После проведения строительства бокового горизонтального ствола и запуска  в работу скважина работает с дебитом  по нефти 88,8 м3/сут, дебит по жидкости 107 м3/сут, обводненность продукции  скважины 1,1%, продолжительность эффекта на 01.01.2005  составила 272 суток (рис. 3.2.7).

    Скважина 332 с момента ввода в эксплуатацию работала с низким дебитом по жидкости и с постоянно растущей обводненностью, за период с января 2003года по апрель 2004года обводненность увеличилась с 2% до 6,4%, при стабильно низком дебите 8-10м3/сут. В июне 2004 года, для увеличения производительности скважины проведено строительство бокового горизонтального ствола.

    После проведения строительства бокового горизонтального ствола и запуска  в работу скважина работает с дебитом по нефти 49,8 м3/сут, дебит по жидкости 66 м3/сут, обводненность продукции скважины 1,8%, продолжительность эффекта на 01.01.2005  составила 204 суток (рис. 3.2.8).

    Скважина 3218Р с момента ввода в эксплуатацию работала с  постоянно растущей обводненностью, за период с января по декабрь 2003года обводненность увеличилась с 6% до 99,9%, при падающем дебите с 60 до 3 м3/сут. В августе 2004 года, для увеличения производительности скважины проведено строительство бокового горизонтального ствола.

    После проведения строительства бокового горизонтального ствола и запуска  в работу скважина работает с дебитом  по нефти 61 м3/сут, дебит по жидкости 75 м3/сут, обводненность продукции  скважины 2,7%, продолжительность эффекта  на 01.01.2005  составила 115 суток (рис. 3.2.9).

    Результаты  строительства бокового горизонтального  ствола в скважинах 340 и 392 не столь  впечатляющие. В скважине 392 (см.рис. 2.8.8) боковой горизонтальный ствол проводился для оценки возможностей окраинной зоны месторождения, увеличения нефтеотдачи от этого мероприятия не произошло, на сегодняшний день состояние скважины: слабый приток и 100% обводненность. С 28 декабря 2004 года по решению технологического совета НГДУ была переведена под закачку. Скважина 340 (рис. 3.6.10)  является  эксплуатационной углубленной на объект Ю2/2. Из-за неполадок телемеханики на большой глубине и недобора угла была переведена  на совместную  эксплуатацию с объектом АС11.

3.3 Анализ влияния работы скважин с горизонтальным стволом на  нефтеотдачу   скважин первого и второго рядов окружения

    Для расчета анализа состояния разработки Назаргалеевского месторождения в  части влияния горизонтальных стволов  на  нефтеотдачу  скважин ближайшего окружения проведена выборка  данных по технологическому режиму работы ячеек скважин (табл. 3.3.1.).

      Анализируя  состояние разработки ячейки № 1 (рис. 3.3.1.) можно увидеть, что с 01.012003 года происходит постоянный рост содержания воды в продукции скважин на фоне существенно не меняющегося объёма  добываемой жидкости. Но с момента строительства бокового горизонтального ствола в скважине 393 и 403 темпы увеличения обводнённости снижаются, а затем и стабилизируются на средней величине в 33 %.

      Таким образом, строительство горизонтального  ствола и увеличение отбора жидкости из участка залежи, охваченного скважинами ячейки не оказало отрицательного воздействия на показатели разработки, а напротив, позволило улучшить работу ячейки в целом.

      Анализируя  состояние разработки ячейки № 2 (рис. 3.3.2) можно увидеть, что с 01.012003 года происходит постоянный рост содержания воды в продукции скважин на фоне существенно не меняющегося объёма  добываемой жидкости. Но с момента строительства бокового горизонтального ствола в скважине 395 темпы увеличения обводнённости снижаются, а затем и стабилизируются на средней величине в 30 %.

      Таким образом, строительство горизонтального  ствола и увеличение отбора жидкости из участка залежи, охваченного скважинами ячейки не оказало отрицательного воздействия  на показатели разработки, а напротив, позволило улучшить работу ячейки в целом.

      Анализируя  состояние разработки ячейки № 3 (рис. 3.3.3.) можно увидеть, что с 01.012003 года происходит постоянный рост содержания воды в продукции скважин на фоне существенно не меняющегося объёма  добываемой жидкости. Но с момента строительства бокового горизонтального ствола в скважине 371 и 3218Р темпы увеличения обводнённости снижаются, а затем и стабилизируются на средней величине в 24 %.

      Таким образом, строительство горизонтального  ствола и увеличение отбора жидкости из участка залежи, охваченного скважинами ячейки не оказало отрицательного воздействия на показатели разработки, а напротив, позволило улучшить работу ячейки в целом.

      Анализируя  состояние разработки ячейки № 4 (рис. 3.3.4.) можно увидеть, что с 01.012003 года происходит постоянный рост содержания воды в продукции скважин на фоне существенно не меняющегося объёма  добываемой жидкости. Но с момента строительства бокового горизонтального ствола в скважине 332 темпы увеличения обводнённости снижаются, а затем и стабилизируются на средней величине в 20 %, суммарный дебит скважин по жидкости увеличился на 30 %.

      Таким образом, строительство горизонтального  ствола и увеличение отбора жидкости из участка залежи, охваченного скважинами ячейки не оказало отрицательного воздействия на показатели разработки, а напротив, позволило улучшить работу ячейки в целом.

      Анализируя  состояние разработки ячейки № 5 (рис. 3.3.5.) можно увидеть, что с 01.012003 года происходит постоянный рост содержания воды в продукции скважин на фоне существенно не меняющегося объёма  добываемой жидкости. Но с момента строительства бокового горизонтального ствола в скважине 339 темпы увеличения обводнённости снижаются, а затем и стабилизируются на средней величине в 50 %, суммарный дебит скважин увеличился на 40%.

      Таким образом, строительство горизонтального  ствола и увеличение отбора жидкости из участка залежи, охваченного скважинами ячейки, не оказало отрицательного воздействия на показатели разработки, а напротив, позволило улучшить работу ячейки в целом.

      Обобщая вышеизложенное, если посмотреть на строительство  боковых горизонтальных стволов  из обводнившихся скважин с точки  зрения изменения объемов добычи по сетке окружающих скважин (ячейке), то данное мероприятие выступает  как метод стабилизации темпов падения добычи нефти. Это можно наглядно увидеть,  рассмотрев динамику  основных показателей разработки скважин 5-ти ячеек, объединив их в одну (рис. 3.3.6.).  Для расчета ячейки были использованы параметры работы скважин окружения первого и второго ряда.

      Кроме этого можно сделать вывод, что  проводка горизонтального ствола позволяет  улучшить показатели разработки участка  залежи в целом, вовлечь в разработку ранее не охваченные запасы нефти.

3.4 Преимущества технологии строительства боковых стволов    над технологией строительства новых скважин