Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

Рефераты / Геология, гидрология и геодезия / Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

По результатам геофизических исследований скважин №№1556, 163 можно утверждать, что запасы нефти верхних пачек продуктивных пластов вырабатывались, но недостаточно. Об этом свидетельствует то, что в этих скважинах коллектор охарактеризован как нефтеводонасыщенный и величина остаточной нефтенасыщенности значительна 0,63 в скважине №1556 и 0,62 в скважине №163 (по данным обработки каротажных ди

аграмм по скважинам).

Коэффициент извлечения нефти верхней пачки по данным геофизических исследований скважин №1556 и №163

, (13)

где ηв – коэффициент извлечения нефти верхней пачки, доли единицы;

βн – средняя начальная нефтенасыщенность, доли единицы;

βо – средняя остаточная нефтенасыщенность, доли единицы

Коэффициент нефтеотдачи ηвг характеризует выработку запасов в зонах дренирования скважин №1556 и №163. Если воспользоваться значениями удельных начальных запасов верхней пачки по участку, то остаточные запасы верхней пачки составят

30252,2 – 15126,2·0,194 = 27317,7 т, (14)

где Q1 – удельные запасы нефти верхней пачки, приходящиеся на скважины №1556 и №163, т

Коэффициент нефтеотдачи верхней пачки

, (15)

Остаточные запасы основной пачки

т, (16)

Коэффициент извлечения нефти основной пачки

, (17)

К причинами неполной выработки верхней продуктивной пачки пласта DI можно отнести:

– худшие по сравнению с основной пачкой фильтрационно-емкостные характеристики, в связи с чем запасы нефти в верхней пачке можно отнести к трудноизвлекаемым;

– предусмотренное проектом 1987 года повышение давления нагнетания до 20 МПа для интенсификации разработки пластов верхней пачки не было реализовано;

– реализованная сетка разбуривания пласта DI с целью совместной эксплуатации всех продуктивных пачек пласта не была оптимальной по плотности для верхней пачки.

Учитывая результаты исследований скважин выбранного участка, определения остаточных запасов по продуктивным пачкам пласта DI с целью доизвлечения остаточных запасов основной пачки и вовлечения в разработку пластов верхней продуктивной пачки бурение бокового ствола из скважины №1554 целесообразно. Эффект достигается за счет уплотнения сетки скважин эксплуатирующих пласт DI на выбранном участке.

Текущая плотность сетки скважин на выбранном участке составляет

м2/скв, (18)

где F – площадь участка, м2;

n – количество скважин

Плотность сетки скважин после строительства бокового ствола

м2/скв, (19)

3.5.2 Обоснование проектного дебита скважины

Принятые допущения при обосновании проектного дебита:

– значение нефтенасыщенности верхней пачки в зоне расположения забоя проектного бокового ствола определяется, исходя из выработки этой пачки скважинами №1556 и №163, при этом коэффициент извлечения составляет 0,097;

– выработки верхней пачки в зонах дренирования скважин №1555 и №2407 не происходило;

Остаточная нефтенасыщенность верхней пачки

, (20)

где βов – остаточная нефтенасыщенность верхней пачки, доли единицы;

βнв – начальная нефтенасыщенность верхней пачки, доли единицы

Остаточная нефтенасыщенность основной пачки

, (21)

где βоо – остаточная нефтенасыщенность основной пачки, доли единицы;

βно – начальная нефтенасыщенность основной пачки, доли единицы

Водонасыщенность пласта при условии, что газ находится в растворенном в нефти состоянии верхней пачки

βвв = 1 – βов = 1 – 0,68 = 0,32, (22)

основной пачки

βво = 1 – βоо = 1 – 0,25 = 0,75 (23)

Используя кривые относительных фазовых проницаемостей (рисунок 14), определяем фазовые проницаемости для воды и нефти в зоне проектного забоя.

Согласно кривым относительные проницаемости составляют

– для верхней пачки: по воде кв/ = 2%, по нефти кн/ = 18%;

– для основной пачки: по воде кв/ = 29%, по нефти кн/ = 1%.

Фазовые проницаемости по продуктивным пачкам

– верхняя пачка

кн = к · кн/ = 0,285 · 0,18 = 0,051 мкм2, (24)

кв = к · кв/ = 0,285 · 0,02 = 0,006 мкм2, (25)

– основная пачка

кн = к · кн/ = 0,484 · 0,01 = 0,005 мкм2, (26)

кв = к · кв/ = 0,484 · 0,29 = 0,140 мкм2, (27)

где к – среднее значение проницаемости по продуктивным пачкам, мкм2

Кривые относительных проницаемостей получены экспериментальным путем для девонских песчаников пласта DI Туймазинского месторождения.

grafik

Рисунок 14 – Экспериментальные кривые относительных фазовых проницаемостей девонских песчаников для нефти и воды пласта DI Туймазинского месторождения

Среднее пластовое давление по участку

МПа, (28)