Опыт строительства и эксплуатации скважин сложной архитектуры в ОАО «Татнефть» (стр. 2 из 3)

— эффективной емкостью служат поры каверн и системы трещин;

— наиболее эффективные ЕФХ приурочены к разуплотненным макро- и микротрещиноватым участкам;

— известняки неоднородны по разрезу и площади; улучшение коллекторских свойств происходит сверху вниз.

В табл. 1 представлена краткая литолого-петрографическая характеристика нефтевмещающих пород продуктивных пластов, влияющих на добывные возможности ГС.

Табл. 1. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Республики Татарстан
Параметры	Башкирский	Бобриковский	Турнейский	Данково-Лебедянский
Количество месторождений/скв, шт.	5/68	7/27	18/163	1/4
Cредняя глубина залегания,м	886	1288	1164	1310
Тип залежи	массивный	пласт.-свод.	массивный	пласт.-свод.
Тип коллектора	пор.-трещин, кавернозный	литол. огр., поровый	порово-трещинный	порово-трещинный
Cредняя общая толщина, м	20,00	14,00	31,15	7,10
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	6,10	7,04	9,77	5,10
Пористость, %	14,42	24,30	12,67	7,00
Средняя нефтенасыщенность, доли ед.	0,79	0,86	0,69	0,65
Проницаемость, мкм2	0,13	0,91	0,12	0,03
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,43	0,58	0,52	0,52
Коэффициент расчлененности, доли ед.	5,00	2,33	5,72	2,05
Начальная пластовая температура, °С	22,25	25,29	25,03	25,00
Начальное пластовое давление, МПа	8,72	13,16	11,26	13,10
Вязкость нефти в пластовых условиях, МПа.с	89,72	91,41	35,62	70,80
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,90	0,89	0,88	0,91
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,03	1,04	1,05	1,04
Давление насыщения нефти газом, МПа	2,98	3,82	3,94	1,60
Газосодержание нефти, м3/т	2,34	11,37	17,66	12,40
Вязкость воды в пластовых условиях, МПа.с	1,50	1,67	1,72	1,70
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,14	1,16	1,45	1,17

Таким образом, сложнопостроенность месторождений Республики Татарстан определяют следующие факторы:

многопластовость;

многозалежность;

высокая неоднородность по площади и разрезу;

различные формы залегания продуктивных объектов;

разнотипность строения залежей нефти;

присутствие нескольких структурно-генетических разностей известняков в карбонатных породах;

разнотипность разрезов терригенной толщи бобриковско-радаевско-елховского времени нижнего карбона;

выделение в терригенных породах нижнего карбона нескольких литотипов, различающихся по гранулометрическому составу, которые определяют выбор и возможность размещения ГС.

Весь пробуренный и проектный фонд скважин с УГУС можно распределить в пределах старых разрабатываемых площадей и залежей, новых залежей с фондом, пробуренным на нижележащий объект эксплуатации и новых залежей, вскрытых одной или несколькими разведочными скважинами.

Анализ эффективности ГС

На рис. 3 представлено распределение средней длины ГС по продуктивным горизонтам. Средняя длина по всем 262 ГС составляет 257 м.

На рис. 4 представлено распределение среднего начального дебита по 183 ГС.

Общий средний текущий дебит нефти ГС превышает дебит нефти ВС в 1,4 раза. В т.ч. турнейские — в 1,3 раза, бобриковские — в 2,3 раза, данково-лебедянские — в 1,6 раза), в отличие от начального, когда превышение составляет 2 и более раз.

Наибольшей добычей нефти отличаются ГС бобриковских отложений. Накопленная добыча нефти, например, по ГС №5826 Пионерского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» на 1.01.2002 г. составляет 132,629 тыс. т, по ГС № 4151 Бурейкинского месторождения этого же НГДУ 46,047 тыс. т.

Как видно из рис. 5 ГС №1947 и ГС № 1918 Сиреневского месторождения, по которым накопленная добыча нефти 47,7 и 51,4 тыс. т, средний дебит нефти за весь срок эксплуатации 5,7 и 6,1 т/сут. и обводненность продукции 21,2 и 14,5% соответственно [3].

С накопленной добычей нефти более 20 тыс. т есть ГС и на Онбийском месторождении НГДУ «Татекс» (№№ 11461, 11463), на Соколкинском месторождении СМП-нефтегаз (№№ 2870, 3024), на Ашальчинском месторождении НГДУ «Татнефтебитум» (№ 4752), в НГДУ «Чишманефть» (№ 10364).

По распределению текущего дебита нефти видно, что более половины фонда ГС (60%) работают с дебитом нефти до 5 т/сут., 40% ГС работают с дебитом нефти больше 5 т/сут. (рис. 6).

Из рис. 7 видно, что с обводненностью продукции до 20% работает почти 13% ГС, а с обводненностью продукции от 20% до 50% — 15% ГС и более 50% — 72% ГС.

Анализ среднего дебита нефти и обводненности показывает, что при общей средней длине УГУС 257 м дебит составляет 7 т/сут., а по карбонатным залежам — 4 т/сут. и по терригенным залежам (бобриковские ГС) — до 28 т/сут. Обводненность держится на уровне 30-40%.

Как известно, объективным показателем, отражающим качество ствола, является доля нефтенасыщенных коллекторов в общей длине ствола, а не сама общая длина ствола. В связи с этим по длине ствола ГС выявить зависимость дебита нефти от нее представляется проблематичным. Бобриковские ГС в силу геологических особенностей (НТ, тип коллектора, свойства нефти) имеют самый короткий ствол горизонтального участка, составляя в среднем 159 м, но дебиты нефти, как начальный так и текущий, самые высокие (23,2 и 27,1 т/сут.).

Основные критерии обоснования бурения ГС

В ОАО «Татнефть» в результате обобщения более 25-тилетнего опыта бурения и эксплуатации около 300 ГС и 10 МЗС обоснован комплекс основных критериев эффективности их бурения на неоднородных многопластовых месторождениях.

Одним из основных является то, что минимальные значения эффективной НТ продуктивных пластов не должны быть ниже технических возможностей бурения с использованием существующего оборудования, при этом величина извлекаемых запасов на скважину — не ниже рентабельных.

Выбор направления бурения горизонтальных стволов производится с учетом геолого-промысловых характеристик и истории функционирования соседних скважин, в частности [2]:

размещение горизонтального ствола в приконтурных зонах рекомендуется производить параллельно контуру нефтеносности или границе раздела «нефть-вытесняющий агент», преимущественно параллельно большой оси структуры;

при наличии ВНЗ или газонефтяных контактов для исключения преждевременного прорыва воды или газа горизонтальные стволы следует размещать как можно дальше от них (при одновременном учете возможности «вылета» условно-горизонтального ствола за пределы продуктивного пласта);

при анизотропии поля проницаемости горизонтальный участок ствола располагать ортогонально плоскости максимальной проводимости пласта, т.е. по направлению меньшей проницаемости;

в пластах с трещинами большой размерности, связанными с водоносной частью пласта, необходимо минимизировать вероятность пересечения каналов притока пластовой воды;

ГС рекомендуется располагать по самым длинным путям движения потоков жидкости с учетом развития системы заводнения в процессе разработки;

длину горизонтального ствола в многопластовых залежах устанавливают в пластах прямо пропорционально извлекаемым запасам;

значительные длины ГС (более 100-150 м) рекомендуются в условиях выраженной трещиноватости или линзовидном строении коллектора.

В практике бурения ГС в Татарстане соблюдается требование, вытекающее из геологического строения объектов разработки. В частности — для массивных залежей нефти в трещиноватых карбонатных коллекторах турнейского и башкирского ярусов горизонтальный ствол должен быть расположен не ближе 8-10 м до ВНК, а максимальная часть его длины должна пройти в высокопроницаемом интервале разреза. В отложениях башкирского яруса данный интервал приурочен, как правило, к нижней его пачке, а в турнейском ярусе — к породам упино-малевского и отчасти кизеловского горизонтов (прикровельные участки разрезов, как правило, в пределах 3-5 метров представлены плотными известняками).

Другое технологическое требование — допустимый коридор при бурении горизонтального ствола составляет 3 м для бесконтактных зон и 6 м — для зон с ВНК. Поэтому эффективная НТ вскрываемого ГС пласта должна быть не менее этой величины.

Важно также соблюдение экономического критерия — ГС имеет смысл бурить только тогда, когда это приносит реальный экономический эффект. Если на данном объекте традиционные ВС дают хорошие результаты, то нет необходимости в бурении ГС. Если же применение ГС увеличивает дебиты и суммарный отбор в два и более раз — тогда бурение ГС, как правило, рентабельно.

С учетом изложенных критериев и геологических особенностей в Татарстане выделены следующие основные стратиграфические объекты для бурения ГС:

в карбонатах — турнейский ярус, башкирский ярус, данково-лебедянский горизонт;

в песчаниках — горизонт Д1, бобриковский горизонт (в основном во врезах).

Необходимым условием успешного применения ГС является организация эффективности системы заводнения для конкретных геологических условий с учетом размещения горизонтальных стволов в пространстве.