Файл: Повышение конечного коэффициента нефтеизвлечения за счет горизонтальных скважин на примере Мишкинского месторождения.doc

Бурение горизонтальных скважин и зарезка боковых горизонтальных стволов позволили существенно улучшить технологические и экономические показатели разработки и обеспечить более высокие темпы нефтедобычи, а так же реанимировать законсервированный и бездействующий фонд скважин.

В процессе бурения и эксплуатации горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов были как положительные результаты, так и отрицательные. Практически все ГС и БГС вводились в работу с высоким дебитом нефти (в среднем 18,8 т/сут), что в несколько раз выше дебита вертикальных скважин. Новые горизонтальные скважины вводились в работу с низкой начальной обводненностью (в среднем 12,3%). Только по 2 скважинам (419 и 447) начальная обводненность превысила 50% (57,1 и 87,7% соответственно). Они были пробурены вблизи работающих нагнететельных скважин, а скважина 447 к тому же в периферийной зоне. По боковым горизонтальным стволам начальная обводненность была несколько выше, чем по горизонтальным скважинам (в среднем 30%). Это объясняется тем, что БГС бурились в зонах уже разбуренных вертикальными скважинами.

Сейчас большая часть горизонтальных скважин и скважин с боковыми горизонтальными стволами (81% ГС и 84% БГС) работают с обводненностью более 50%, а треть (31% ГС и 35% БГС) – с обводненностью более 90%. Основными причинами обводнения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов являются:

- необеспечение проводки в кровельной части продуктивного пласта. В условиях карбонатного трещинного коллектора турнейского объекта происходит интенсивный подъем ВНК в виде конусов обводнения, катастрофически усиливающийся после проведения СКО и интенсификации отборов;

- неоднородность коллектора, как по площади, так и по разрезу залежи;

- отсутствие плотной перемычки между подошвой водонасыщенной и нефтенасыщенной частями пласта;

- прорывы закачиваемой воды из близлежащих нагнетательных скважин.

За последние два года на турнейском объекте была проведена зарезка 18 БГС. Практически все стволы вскрыли высокопродуктивные зоны. Средний начальный дебит нефти по ним составил 29,4 т/сут, что выше, чем по всем ранее пробуренным ГС и БГС (18,8 т/сут). Следует, однако, отметить, что начальная обводненность по ним также выше (в среднем 45,4% против 30%).

---

Специфические геологические условия (массивная залежь, неоднородный карбонатный коллектор, высоковязкая нефть) позволили в наибольшей степени выявить предпочтение системы разработки с горизонтальными стволами в сравнении с вертикальными и наклонно-направленными скважинами. Перспективы дальнейшей разработки турнейского объекта могут связываться с забуриванием отдельных БГС в тех или иных участках залежи из обводнившихся вертикальных скважин.

Пластовое давление в зонах отбора и закачки.

Организация системы ППД начата в 1975 году, спустя два года после ввода объекта в разработку. Закачка холодной воды продолжалась до 1981 года. В результате резкого увеличения обводненности добывающих скважин, она была прекращена на основной части залежи. На турнейском объекте проводился промышленный эксперимент по закачке раствора полимера. С 2004 года закачка полимера прекращена и организована закачка пресной воды с целью проталкивания сформированной оторочки полимера.

По состоянию на 01.01.2009 г на объекте числится 7 нагнетательных скважин, три из которых под закачкой, остальные в бездействии. Несмотря на небольшие объемы закачки, пластовое давление в залежи стабилизировалось на уровне 15,0 МПа, что свидетельствует о высокой активности водонапорной системы, хорошей ее связи с законтурной областью и высоком энергетическом потенциале последней. Уровень компенсации отборов закачкой за большую часть истории разработки объекта порядка 20 %.

Зона пониженного пластового давления наблюдается в районе нагнетательной скважины 1405, находящейся в отработке на нефть. Скважина работает с дебитом нефти 5,2 т/сут и обводненностью 17,9 %. Перевод под нагнетание данной скважины возможен при достижении ее предельной обводненности, либо при быстром снижении пластового давления в районе данной скважины.

В 2008 году закачка воды составила 337,9 тыс. м³ при проектной 374,4 тыс.м³, текущая компенсация 11,1 %, при проектной 29,3 %. Всего с начала эксплуатации в пласты закачано 4845,4 тыс. м³ воды, накопленная компенсация отборов закачкой составила 19,2 %, что ниже проектной 29,8 % на 35,5 %.

Систему ППД на турнейском объекте, в целом, можно признать удовлетворительной. Распределение пластового давления по объекту сравнительно равномерно и дальнейшего усиления системы ППД не требуется. Если тенденция стабилизации пластового давления по залежи сохранится в дальнейшем, искусственное поддержание пластового давления может потребоваться лишь на отдельных гидродинамически изолированных участках, где интенсивные отборы жидкости будут существенно снижать давление.

---

2.2.5. Анализ эффективности проведения геолого-технических мероприятий.

Промышленные испытания новой технологии термополимерного воздействия (ТПВ) на турнейском объекте Мишкинского месторождения были начаты в 1976 году. Согласно протоколу ЦКР СССР № 1334 от 28.03.89 г., разработка всей залежи турнейского яруса Мишкинского месторождения предусмотрена при термополимерном воздействии. Однако реализовать на практике полностью эту программу, в первую очередь из-за низких дебитов вертикальных и наклонно-направленных скважин, не удалось. Действительно резкая интенсификация разработки достигнута за счет бурения ГС и БГС после 1996 г.

Основной участок промышленного испытания ТПВ – это элемент нагнетательной скважины 1413. Закачка нагретого раствора полиакриламида (ПАА) на этом участке начата в 1976 году. Запланированный объем оторочки полимерного раствора (20% порового объема) достигнут в 1994 году и с этого момента в скважине 1413 ведется закачка холодной воды с целью продвижения сформированной оторочки. Обводненность составляла 86,1 % /8/.

Элемент скважины 1411 – участок «холодного» полимерного воздействия (ХПВ). Он был предусмотрен с целью сравнения эффективностей ТПВ и ХПВ на близких по характеристике элементах разработки. Оторочка полимера на этом элементе (20% порового объема) была достигнута в 1996 году и скважина 1411 переведена под закачку холодной воды. Обводненность на момент применения ХПВ уже составляла 80,8 %.

В элемент скважины 1417 нагнетали холодную воду (ВВ). Он был предусмотрен для сравнения показателей разработки ТПВ, ХПВ и ВВ. В 1994 году, когда накопленная закачка воды в элемент достигла 20% порового объема, перешли к нагнетанию нагретого полимерного раствора (ТПВ), но обводненность продукции к этому времени уже составляла 89,6 %.

В элементе скважины 1415 реализовали ТПВ. Данный участок переведен на ТПВ в 1987 году, а до этого дренировался на естественном режиме. В 2002 году перешли на закачку холодной воды. Объем оторочки раствора полимера составил около 20% от объема пор.

В 1995 году для реализации термополимерной технологии были подключены участки скважин 1408, 1410, 1416. По скважинам 1408 и 1416 закачка полимера составила 11,5% и 19,4% от объема пор. Закачка раствора полимера в скважину 1410 по разным причинам осуществлялась нерегулярно, а затем и вовсе была прекращена.

---

Опытно-промышленные работы на Мишкинском месторождении показали, что закачка раствора ПАА может быть эффективна при внедрении ее с начала разработки. Нагнетание раствора ПАА после временной остановки не влияет на эффективность полимерного воздействия. Текущее состояние разработки турнейского объекта можно характеризовать как удовлетворительное. Реализованы практически все проектные решения в области размещения скважин. Существенный рост добычи нефти и жидкости на турнейском объекте и превышение проектных показателей связаны, прежде всего, с осуществлением горизонтального бурения. Применение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов позволило существенно улучшить технологические и экономические показатели разработки и обеспечить более высокие темпы добычи нефти.
2.3. Выбор и обоснование применения технологий вскрытия пластов горизонтальными скважинами.

---

2.3.1. Литературный обзор.

По теме горизонтального вскрытия пласта существует огромное количество публикаций. Сегодня ОАО «Удмуртнефть» успешно внедряет технику и технологии разработки месторождений системами горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов, как в Удмуртии, так и в различных регионах России.

1. 
   В сборнике /9/ приведены доклады, касающиеся опыта бурения ГС и БГС, обоснование разработки месторождений ГС, методов прогнозирования эффективности бурения ГС и БГС в Удмуртии и за пределами республики. Приведены статьи Кудинова В.И, Савельева В.А, Берлина А.В., Струковой Н.А., Зубова Н.В., Каменщикова Ф.А. и др.
   
2. 
   В монографии /10/ рассмотрены такие параметры ГС и БГС как проектирование (критерии размещения скважин и технико-экономическая целесообразность бурения), бурение (в том числе и подбор буровых растворов, реагентов, параметры вскрытия продуктивных пластов), конструкция скважин, анализ работы скважин и методы повышения продуктивности ГС и БГС.
   
3. 
   В статье /11/ рассматриваются методы обработки скважин после вскрытия их различными типами буровых растворов. Показана эффективность применяемых технологий.
   

2.3.2. Патентный обзор

Ниже приведен обзор существующих патентов по бурению горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов.

Патент №2097536. Способ разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи (Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Дацик М.И., Шайхутдинов Р.Т., Просвирин А.А., ОАО «Удмуртнефть»).

Разрабатывают неоднородную многопластовую нефтяную залежь. На поздней стадии разработки залежи останавливают скважину. Цементируют под давлением ранее перфорированные интервалы и устанавливают в скважине цементный мост с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации. С глубины выше верхнего интервала перфорации бурят новый наклонный ствол скважины с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте. Новый забой располагают на расстоянии не менее 50 м от забоя ранее пробуренной скважины. Плотность перфорации стволов в невыработанных пластах назначают согласно коллекторским свойствам пластов. Отбор нефти ведут из всех вскрытых пластов одновременно.

Патент №2289010. Способ бурения разветвленных стволов в горизонтальной скважине (Бикчурин Т.Н., Студенский М.Н., Вакула А.Я., Бикбулатов Р.Р., Замалиев Т.Х., Шаяхметов Ш.К., Кагарманов И.И., Молвинский А.Р., ООО «Татнефть-Бурение»).

---