Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

Анализ работы боковых стволов, пробуренных на отложения карбона, показывает их низкую эффективность. Основной фонд БС на эти продуктивные пласты был пробурен в 1996–1998 годах. На сегодняшний момент только 4 скважины достигли уровня накопленной добычи нефти выше предельно допустимых значений с точки зрения оправданности затрат на проведение мероприятия. Это объясняется худшими по сравнению с

пластами девона фильтрационно-емкостными характеристиками продуктивных объектов, низкими значениями начальных и текущих дебитов по нефти и жидкости, несовершенством техники и технологии строительства боковых стволов на начальных стадиях внедрения метода. Работы по боковой зарезке на карбонаты кизеловского горизонта турнейского яруса показали, что вскрытие нефтенасыщенной части открытым забоем без применения глинистого раствора и без цементирования увеличивало продуктивность скважин, но дебиты по нефти не всегда поднимались до рентабельной величины. Применение многократных кислотных обработок с целью создания в открытом стволе каверн увеличивает приток кратковременно (до двух месяцев), т.е. низкий дебит скважин связан не только с конструкцией забоя, но и с низкой проницаемостью всей матрицы карбонатных пород нефтенасыщенных пород.

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+ DII терригенных отложений девона.

 Скачать реферат