По гистограмме, характеризующей дебиты скважин с БС каменноугольных отложений, видно, что доля скважин с дебитом по нефти до 1,0 т/сут на текущую дату составляет 34,5%, а с дебитом, граничащим с экономически предельным (до 1,5 т/сут), – 44,8%. Доля соответствующих скважин по начальным дебитам составляет 10,3% и 34,5%. Средний дебиты за начальный период работы и на текущую дату (соответственно 2,2 и 2,1 т/сут) практически не отличаются.
Из этого следует, что практически половина фонда скважин с БС на Туймазинском месторождении имеют дебиты нефти, равные или ниже предельно допустимого по экономическому критерию и относятся к группе низкоэффективных или неэффективных скважин. Таким образом, основная причина низкой эффективности БС – малая продуктивность скважин.
Основная причина низкой продуктивности призабойной зоны пласта – несовершенство технологии вскрытия продуктивного пласта и заканчивания скважин.
| Интервал накопленной добычи нефти, тыс. т | Карбон | Девон |
| Количество БС | Количество БС | |
| 0–0,5 | 0 | 6 |
| 0,5–1,0 | 2 | 9 |
| 1,0–1,5 | 5 | 9 |
| 1,5–2,0 | 3 | 9 |
| 2,0–3,0 | 7 | 8 |
| 3,0–5,0 | 8 | 18 |
| 5,0–10,0 | 3 | 9 |
| 10,0–20,0 | 0 | 4 |
| Более 20,0 | 1 | 2 |
Согласно таблицы 16 для достижения окупаемости затрат на бурение боковых стволов на Туймазинском месторождении необходимо отобрать 5,0 – 6,0 тыс. тонн нефти на один боковой ствол. Согласно таблицы 15 и гистограммы распределения БС по накопленной добыче (рисунок 5) таких скважин по девонским отложениям – 15 (20,2% от фонда БС, пробуренного на девон); по карбону – 4 (14,3% от фонда БС каменноугольных продуктивных отложений).
Таблица 16. Предельно допустимые технологические показатели зарезки боковых стволов в ООО НГДУ «Туймазанефть»
| Показатель | Значение |
| Начальный дебит, т/сут | 3,93 |
| Начальная обводненность, % | 76,0 |
| Накопленная добыча нефти, тонн | 5874 |
| Предельный дебит, т/сут | 1,53 |
| Срок окупаемости, годы | 5 |
| Год ввода в эксплуатацию | Количество введенных БС | Накопленная добыча, тыс. т | Отработано дней | Среднесуточный дебит по нефти, т/сут | ||||
| нефти | воды | За первый год работы | Текущий | |||||
| 1996 | 2 | 5,836 | 10,256 | 4635,9 | 2,0 | 1,0 | ||
| 1997 | 6 | 50,256 | 33,620 | 13640,5 | 3,2 | 3,0 | ||
| 1998 | 21 | 77,968 | 346,092 | 37504,8 | 2,8 | 1,6 | ||
| 1999 | 18 | 129,231 | 742,267 | 26716,7 | 2,9 | 2,6 | ||
| 2000 | 22 | 107,905 | 556,019 | 20831,2 | 3,2 | 3,5 | ||
| 2001 | 18 | 57,340 | 94,538 | 18416,7 | 3,5 | 2,6 | ||
| 2002 | 15 | 35,873 | 80,973 | 11512,9 | 3,7 | 2,7 | ||
| 2003 | 19 | 14,261 | 32,606 | 3896,2 | 3,7 | - | ||
| Итого | 121 | 463,918 | 1896,371 | 174659,4 | 3,1 | 2,4 | ||
Большой интерес представляют скважины, пробуренные на тот же продуктивный пласт, который эксплуатировался до бурения бокового ствола Данные по эксплуатации этих скважин представлены в таблице 18. Практически все скважины отключали с обводненностью 98–99%, при этом ВНФ изменялся от 0,5 до 19,2 т/т. Так по скважине №1305 Туймазинского месторождения при ВНФ равном 10,56 т/т и величине отхода от старого ствола в 41 м, средний дебит по нефти после бурения БС составил 2,6 т/сут.
Таблица 18. Показатели работы скважин, эксплуатирующих тот же пласт до и после бурения боковых стволов
| Скважина (пласт) | Отход, м | Показатели до бурения БС | Показатели после бурения БС | |||||||
| Дебит вмомент вывода изэксплуатации, т/сут | Обводненность, % | Средний дебит, т/сут | Обводненность, % | |||||||
| жидкости | нефти | жидкости | нефти | |||||||
| 160 (DII) | 198 | 25,0 | 2,0 | 92,0 | 10,3 | 4,7 | 54,3 | |||
| 306 (DII) | 146 | 70,0 | 1,7 | 97,2 | 84,8 | 6,7 | 92,1 | |||
| 308 (DII) | 180 | 466,9 | 3,6 | 97,3 | 157,7 | 3,2 | 97,9 | |||
| 336 (DI) | 115 | 79,9 | 4,3 | 83,7 | 55,4 | 5,2 | 90,6 | |||
| 1294 (DII) | 195 | 3,0 | 0,1 | 98,1 | 11,8 | 4,6 | 61,0 | |||
| 1317 (DI) | 132 | 94,4 | 1,0 | 98,7 | 6,5 | 1,3 | 80,0 | |||
| 1427 (DI) | 14 | 1,7 | 1,1 | 20,0 | 3,8 | 0,6 | 84,2 | |||
| 1434 (DII) | 45 | 24,9 | 0,1 | 99,7 | 10,8 | 4,4 | 59,2 | |||
| 1675 (DII) | 276 | 214,6 | 2,7 | 98,5 | 115 | 8,9 | 92,2 | |||
| 1282 (DI) | 234 | 11,5 | 0,2 | 98,5 | 7,0 | 1,3 | 81,4 | |||
| 1605 (DII) | 106 | 105,5 | 1,8 | 98,3 | 136,5 | 1,4 | 98,9 | |||
| 1519 (DII) | 84 | 76,5 | 2,7 | 96,4 | 7,4 | 4,3 | 41,9 | |||
| 1245 (DI) | 167 | 346,6 | 4,2 | 98,8 | 2,5 | 1,9 | 24,0 | |||
| 1305 (DI) | 41 | 102,6 | 1,5 | 98,6 | 45,5 | 2,6 | 94,2 | |||
| 1989 (DI) | 212 | 136,0 | 2,3 | 98,4 | 6,2 | 3,7 | 40,3 | |||
| 1495 (DIV) | - | 22,7 | 0,9 | 96,7 | 125,9 | 5,5 | 95,6 | |||
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.