Проектирование бурения ГС на Майскм  месторождении

 

Горизонтальными являются те скважины, часть ствола которых на­клонена под углом 90° относительно вертикали, хотя и другие скважины, пробуренные под более острым углом, часто попадают под это опреде­ление.

В зависимости от траектории горизонтального ствола скважины и от принятой технологии бурения ГС условно делят на четыре группы рисунок 9:

Скважины с большим радиусом набора

Горизонтальные скважины среднего радиуса

Горизонтальные скважины малого радиуса искривления

Ультракороткие горизонтальные скважины.

 

 

Рис. 9. Классификация горизонтальных скважин по величине радиуса закругления

 

 

Рис. 10. Вариант выхода на горизонтальный ствол скважины с различными углами закругления

Критерии подбора  

Основным критерием размещения горизонтальных стволов скважин является предварительное тщательное изучение геологических условий залегания продуктивного пласта, нефтенасыщенности и степени выработанности запасов. При этом должна учитываться работа всей пластовой системы месторождения. Анализируя состояние разработки месторождений, находящихся продолжительное время в эксплуатации, не трудно убедиться, что в результате неравномерного фронта вытеснения нефти по различным причинам в продуктивном пласте остаются целики нефти, практически не тронутые разработкой. Конечно же, целесообразность бурения горизонтальных скважин не определяется лишь этим изучением. Во внимание принимается целый ряд других обстоятельств, в том числе наличие слаборазобщенных подошвенных вод, близость ВНК, наличие верхних вод и газовых шапок, коллекторские свойства продуктивного пласта, градиента давления внутри залежи, текущая обводненность продукции близлежащих скважин, проницаемость и трещиноватость разобщающих пропластков. Особое значение при этом уделяется анизотропии пласта по проницаемости, т. е. отношение вертикальной проницаемости к горизонтальной.

Анализ успешности бурения ГС на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» позволяет определить достаточно уверенно основные критерии бурения для визейского яруса месторождений Удмуртии [11]:

-наличие в разрезе основного по толщине (не менее 4 метров) продуктивного пласта с наибольшими запасами нефти;

-бурение ГС только в чисто нефтяной зоне;

-отсутствие газоносных пластов выше горизонтального ствола на 25м;

-пластовое давление близко к начальному.

Таким образом на визейском объекте Ельниковского месторождения предлагается бурение горизонтальных скважин с целью повышения конечной нефтеотдачи.

Суть решения сводиться к тому, что по геологическим данным подбирается ряд зон, где остались не охваченные процессом разработки участки нефтяной залежи (целики). После чего проводится детальное исследование этих участков по критериям применимости для проведения данного вида работ, которые изложены выше. В результате проведения исследовательских работ принимается решение о бурении ГС.

Выбор зон для бурения ГС и размещение кандидатов по площади

Размещение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов на площади залежи, выбор направления бурения и оптимальной длины осуществляется в соответствии с геологическими критериями.

Определение местоположения целиков нефти, не участвующих в процессе дренирования, производится по картам разработки (рис.6, 7), картам остаточных нефтенасыщенных толщин (рис. 13), картам изобар (рис.12) с учетом продуктивности окружающих скважин. Размеры целиков нефти обусловлены характером размещения добывающих скважин на залежи и геологической неоднородностью коллектора, которая влияет на их продуктивность.

Оптимальная длина ГС определяется реализованной сеткой вертикальных скважин, текущим состоянием разработки, размерами прогнозируемых целиков нефти и техническими возможностями бурения. По средним значениям параметров пластовой системы месторождения оценивают зависимость удельного дебита ГС на 1 м ствола от длины горизонтального участка. Как правило, увеличение длины ствола более чем на 200 м не приводит к существенному увеличению дебита скважины по нефти, и в то же время ведет к значительному удорожанию стоимости ГС.

Таким образом, максимальная длина горизонтального участка не должна превышать 150-200 м. В противном случае увеличивается риск вскрытия им уже частично дренированной зоны вблизи соседних добывающих скважин.

Рис. 11. Расчетная зависимость дебита и удельного дебита ГС в зависимости от длины горизонтального участка.

Рис. 12. Карта изобар визейского объекта Майского месторождения на 01.01.2012г

Рис. 13. Карта остаточных нефтенасыщенных толщин на 01.01.2012

 

Рис. 14. Фактическая зависимость дебита нефти от длины горизонтального участка

Практические данные работы ГС на месторождениях указывают, эффективная длина горизонтального учаска, сформированного в нефтенасыщенном коллекторе, составляет 150-170 м. Для месторождений севера в целях минимизации затрат и оптимизации разработки эффективную длину ГС рекомендуется ограничивать в данном интервале. На соседнем месторождении на визейский объект пробурено 5 скважин со средней длинной ствола 150м. На текущий момент они работают с дебитом в 2-3 раза выше соседних вертикальных скважин.

Такая длина ГС обеспечивает снижение риска их быстрого обводнения из существующих депрессионных воронок и более устойчивую и длительную его эксплуатацию. Направления ГС выбирают с учетом ранее названных критериев, а также предположения о низкой степени дренирования выделенных участков залежи.

Направление бурения ГС

G 3

G 2

G 1

Рис. 15. Участок №1 для бурения горизонтальных скважин

 

 

Направление бурения ГС

Направление бурения ГС

G 5

G 4

 

Рис. 16. Участки №2, 3 для бурения горизонтальных скважин

 

По участкам 2 и 3 на карте изобар отмечаются зоны с пониженным пластовым давлением, что связано с устаревшими данными по замеру Рпл (2003 и 2006 года соответственно). После проведения замеров на нагнетательном фонде данных участков неоднократно проводились мероприятия по увеличению Рпл.

Пласты, перспективные для бурения горизонтальных скважин: участок №1- пласт C-VIII; участок №2 – пласт С-VI; участок №3 - пласт С-IV. На профиле, построенном по участку №3 видно, что пласт С-IV представлен в одной из двух скважин, однако, по данным сейсморазведки, данный пласт простирается в северо-западном направлении от скважины 2758.

Далее представлен профиль на примере скважины G1:

Рис. 17. Профиль скважины G1

Рассмотрим подсчет запасов на примере горизонтальной скважины G5. Проектируемый ствол заложен в толщинах 4,6-5,8 м (в среднем – 5,2 м), пластовое давление поддерживается системой нагнетательных скважин. Необходимо определить остаточные запасы в выбранном элементе. В данном элементе расстояние между скважинами составляет 400 м. Начальные извлекаемые запасы определяются как:

 

,                                               (2)

Остаточные запасы определяются как:

,                                                (3)

 

где Qн.изв .- начальные извлекаемые запасы, тыс/тонн;

Qн.акопл .-накопленная добыча нефти, тыс/тонн;

Qост . – остаточные запасы, тыс/тонн;

S – площадь учатска, м²;

h – эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м;

К – коэффициент пористости, д/ед.;

К – коэффициент нефтенасыщенности, д/ед.;

 К – объемный коэффициент, д/ед.;

ρ - плотность нефти, г/см³;

КИН – коэффициент извлечения нефти.

Таким образом остаточные запасы в элементе составляют 68,7 тыс.т, тогда как соседние скважины в среднем добыли по 20 тыс.т на каждую и около 7 тыс.т нефти из рассмотренного элемента. Что показывает высокие перспективы бурения данной скважины.

Аналогичным образом производился выбор объектов бурения для остальных скважин, которые отражены в таблице 14.

 

Таблица 14

Подсчет запасов по участкам и определение толщины пласта

 

 

 

⇐ Предыдущая12345678Следующая ⇒

Поделиться: