Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере (стр. 4 из 12)
Общепризнано, что применение горизонтальной технологии с соблюдением вполне четко определенных условий позволяет решить ряд важных проблем разработки нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений.
Горизонтальные скважины (ГС) в большей степени, чем вертикальные, позволяют разрабатывать нефтяные месторождения при пластовых давлениях, близких к начальному. Как известно, значительное превышение пластовогодавления над первоначальным приводит к более высоким темпам обводнения скважин, к уменьшению охвата пласта процессом вытеснения вследствие ускоренного прорыва закачиваемой воды по наиболее проницаемым прослоям продуктивного пласта. Вследствие вышеизложенного, бурение и эксплуатация горизонтальных, разветвленно-горизонтальных скважин в мире стали одним из важнейших направлений научно – технического прогресса в области разработки нефтяных месторождений, вовлечения в промышленное освоение трудноизвлекаемых запасов нефти.
Можно отметить, что месторождение Альба в Северном море является первым месторождением, освоение которого запланировано исключительно с помощью горизонтальных скважин.
К настоящему времени в мире пробурено более 26000 ГС, более 1300- в России, в том числе около половины – в Татарстане и Башкортостане. На месторождениях Татарстана объектами применения ГС являются:
– залежи пластового типа, представленные чередованием терригенных нефтенасыщенных пластов и плотных глинистых прослоев, приуроченных к отложениям нижнего карбона и девона.
– залежи массивного типа, приуроченные к карбонатным породам нижнего и среднего карбона;
Освоение горизонтальной технологии в республике было начато в 1976–1978 гг. бурением семи ГС на турнейские отложения Сиреневского и Тавельского месторождений (НГДУ «Ямашнефть»). Две из них (№1990 и 1092) относительно быстро обводнились вследствие проведения при их освоении большеобъемных кислотных обработок. По скважинам 1093,1094,1095 накопленная добыча нефти составила 9,2–13,5 тыс. т, дебиты скважин в 1,3–1,7 раз превышали дебиты окружающих вертикальных скважин (ВС). Скважины 1918 и 1947 Сиреневского месторождения оказались наиболее продуктивными:
накопленная добыча нефти по ним составила 35,9 тыс. т и 40,2 тыс. т при средних дебитах более 6 т/сут, что в 2–2,2 раза выше средних дебитов соседних ВС. Горизонтальная скважина 1990 в 1986 г. была переведена под закачку, на что ГС 1918 и1947 отреагировали стабильным увеличением дебитов. Так впервые была реализована определенная система заводнения на участке залежи, разрабатываемой группой горизонтальных и вертикальных скважин.
Бурение ГС в Татарстане возобновилось в 1991 г., в основном, на малопродуктивные турнейские и башкирские отложения небольших месторождений и залежей. В последние годы пробурен ряд ГС на бобриковский (НГДУ «Бавлынефть» и «Нурлатнефть»), данково-лебедянский (НГДУ «Азнакаевскнефть»), башкирский и серпуховский горизонты. В настоящее время по месторождениям Татарстана выполнено более 50 проектных документов разработки нефтяных месторождений, в которых запроектировано бурение более 2000 ГС.
На рис. 4 приведен типичный пример размещения скважин на месторождениях Татарстана.
Рисунок. 4. Пример размещения ГС в трехрядной системе
Наиболее часто применяемая система разработки – трехрядное заводнение с веерным (лучевым) размещением горизонтальных добывающих скважин. Так как приемистость нагнетательных скважин в большинстве случаев достаточно высокая, они проектируются как вертикальные или наклонно-направленные.
На начало 2010 г. в Татарстане пробурено 575 горизонтальных скважин, из них 550 освоены, эксплуатируются или были в эксплуатации. Их средний дебит в настоящее время составляет 7,2 т/сут, что превышает дебит окружающих вертикальных скважин в 2,2 раза. Горизонтальными скважинами всего добыто 8844 тыс. т нефти. Здесь представляет интерес сравнить аналогичные данные по республике Башкортостан, где в действии находятся 295 ГС, средний дебит которых в 2009 г. составил около 6 т/сут, накопленная добыча нефти 3322 тыс. т.
Как показывают результаты освоения и эксплуатации ГС, их продуктивность значительно ниже теоретически возможной. Одной из важнейших причин недостаточной эффективности ГС, очевидно, являются особые условия вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом, особенно, длительное время воздействия промывочной жидкости на пласт, несимметричность воздействия на призабойную зону различных химических агентов и т.д. другой, не менее важной, причиной недостижения ожидаемых результатов эксплуатации ГС является отставание организации поддержания пластового давления.
Хотя в Татарстане накоплен определенный опыт применения ГС – проектирования, проводки, каротажа, крепления, освоения и эксплуатации, тем не менее, резервы дальнейшего повышения эффективности горизонтальной технологии еще далеко не исчерпаны.
На практике часто имеет место недостаточно точное определение гипсометрического положения точки входа в продуктивный пласт. Вследствие этого вместо рекомендуемой преимущественно нисходящей формы условно горизонтального участка в действительности получаются синусоидальные, v-образные и другие почти случайные конфигурации наиболее ценного и важного участка ствола ГС практически вне связи с геологическими условиями.
Чрезвычайная сложность управления процессом бурения ГС без надежной информации о продуктивном пласте, фактическом геологическом положении бурового инструмента относительно кровли пласта, ВНК или ГНК приводит к снижению эффективности ГС.
Особое внимание следует уделять проблеме восстановления бездействующего фонда скважин. Одним из способов решения этой проблемы является забуривание вторых стволов из эксплуатационных колонн.
Профили скважин, в которых были пробурены боковые горизонтальные стволы, представлены на рис. 5.
Рис. 5. Профили скважин 14076 и 23535 с БГС
На залежах 302–303 пробурены 109 горизонтальных скважин, 8 разветвленно-горизонтальных скважин и в одной скважине был забурен боковой горизонтальный ствол.
4. Анализ эффективности применяемых горизонтальных технологий в условиях рассматриваемого объекта разработки
На 1.01.2010 г. на залежах 302–303 пробурены 109 горизонтальных скважин, в том числе на башкирские отложения – 21, на серпуховские -88. В целом за весь период эксплуатации добыто горизонтальными скважинами 1079,25 тыс. т нефти или же 9,9 тыс. т на одну скважину. При этом средний текущий дебит составил 6,3 т/сут, что в 2,5 раза выше, чем по вертикальным скважинам. По скважинам, пробуренным на серпуховский горизонт, средний дебит составил 6,5 т /сут, что в 2,6 раза выше, чем по вертикальным скважинам. На одну скважину в среднем добыто 10,0 тыс. т нефти. По скважинам, пробуренным на башкирский горизонт, средний дебит составил 5,8 т /сут. Это в 2,3 раза выше, чем по вертикальным скважинам. На одну скважину в среднем добыто 9,44 тыс. т нефти.
Средний текущий дебит составляет 6,3 т/сут, этот показатель ниже дебита для ГС, пробуренных в терригенные отложения, но бурение таких скважин в зонах со значительными запасами на 1 скважину (не менее 20 тыс. т) позволяет успешно применять ГС в этих условиях.
Рассматривая скважины, введенные из бурения с 2001 г. видно, что вертикальных скважин было пробурено в 1,95 раза больше, чем горизонтальных, отработанное время соответственно тоже в два раза больше. Дебит на 1 м вскрытой толщи на горизонтальных скважинах на порядок ниже. Несмотря на вышеперечисленное, 109 горизонтальных скважин добыли нефти больше, чем 213 вертикальных. И если провести расчет добычи нефти 1 скважиной на одинаковое отработанное время то получается, что горизонтальная скважина добыла в 2,5 раза больше нефти, чем одна вертикальная. Даже при практически сопоставимых расстоянию до ВНК, вертикально вскрытой нефтенасыщенной толщине. Сравнительные характеристики работы ГС и вертикальных скважин приведены в табл. 9
Таблица 9. Сравнение показателей работы вертикальных и горизонтальных скважин, введенных в эксплуатацию на залежах 302–303 в период с 2001 г.
| Показатели | Вертикальная | Горизонтальная |
| Скважин | 213 | 109 |
| Отработанное время, дни | 325417 | 186687 |
| Средняя стоимость 1 скважины | 7,5 | 13 |
| Накопленный отбор, т | 813544 | 1079250 |
| Добыто нефти на 1 скв., т | 3819,5 | 9901,4 |
| Добыто на 1 млн. рублей затрат, т | 509,3 | 761,6 |
| Средний дебит нефти, т/сут | 2,5 | 6,3 |
| Средний дебит на 1 м перфорированной толщины, т/сут/м | 0,38 | 0,04 |
В результате проделанного анализа видно, что, несмотря на имеющиеся трудности и сложности с практической реализацией, использование горизонтальных технологий является высокоэффективным мероприятием и позволяет рекомендовать его дальнейшее развитие на 302–302 залежах Ромашкинского месторождения.
5. Определение технологической эффективности
5.1 Определение технологической эффективности по методу «прямого» счета по сравнению с вертикальными скважинами (ВС)
Скважина №1
Показатели работы скв. №1 приведены в табл. 10
Таблица 10. Показатели работы скважины №1
| Предыстория | История | ||||
| Дата | Добыча за месяц, т | Дата | Добыча за месяц, т | ||
| нефть | вода | нефть | вода | ||
| 01.2007 | 34,1 | 35,5 | 01.2008 | 195,3 | 0,0 |
| 02.2007 | 34,1 | 24,7 | 02.2008 | 288,3 | 32,0 |
| 03.2007 | 34,1 | 19,2 | 03.2008 | 300,7 | 12,5 |
| 04.2007 | 31 | 25,4 | 04.2008 | 322,4 | 13,4 |
| 05.2007 | 34,1 | 34,1 | 05.2008 | 375,1 | 19,7 |
| 06.2007 | 34,1 | 38,5 | 06.2008 | 344,1 | 10,6 |
| 07.2007 | 18,6 | 21,0 | 07.2008 | 350,3 | 26,4 |
| 08.2007 | 18,6 | 21,0 | 08.2008 | 337,9 | 25,4 |
| 09.2007 | 21,7 | 21,7 | 09.2008 | 396,8 | 20,9 |
| 10.2007 | 21,7 | 21,7 | 10.2008 | 381,3 | 67,3 |
| 11.2007 | 21,7 | 21,7 | 11.2008 | 356,5 | 58,0 |
| 12.2007 | 21,7 | 21,7 | 12.2008 | 430,9 | 76,0 |
В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (01.2007) на 1 год раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (01.2008), т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев. На график (рис. 6) наносим точки месячной добычи из указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (01.2008), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).