Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

На тему:

«Проектирование технологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м»

Введение

Одним из элементов понятия оптимальности систем разработки нефтяных месторождений является достижение максимально возможной и экономически оправданной величины нефтеотдачи пластов.

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки, с точки зрения обеспечения полноты выработки запасов во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной. Средний конечный коэффициент нефтеотдачи по данным ряда специалистов по всем месторождениям мира не превышает 0,34 — 0,39. Это означает, что если не применять принципиально новые методы улучшения выработки запасов, то около 65% начальных запасов нефти останутся неизвлеченными.

Разработка Нижнесортымского месторождения характеризуется постепенным ухудшением технико-экономических показателей процесса добычи по мере истощения запасов нефти. Поэтому в последние годы на месторождениях широко внедряются новые методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Одним из наиболее перспективных способов повышения коэффициента извлечения нефти на поздней стадии разработки Нижнесортымского месторождения является бурение боковых стволов из старого фонда скважин.

С одной стороны, только стоимость бурения бокового ствола из добывающей скважины обходится на 30 — 70% дешевле бурения новой скважины. С другой стороны, бурение боковых стволов, направленных на нефтенасыщенные зоны пласта, позволяет охватить фильтрацией застойные зоны и избежать обустройства скважины и строительства новых выкидных линий и промысловых трубопроводов.

На поздних стадиях разработки месторождений эксплуатация части скважин с высокой обводненностью продукции и выработанностью запасов в зонах дренирования становится нерентабельной. Растет число малодебитных, высокообводненных и простаивающих скважин. Восстановление бездействующего фонда при этом будет обходиться в 1,5 — 2,5 раза дешевле, чем бурение новых скважин. В условиях отсутствия инвестиций эта технология может оказаться эффективным средством интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

1. Краткая геолого-физическая характеристика туймазинского нефтяного месторождения

1. 1 Общие сведения о районе

Туймазинское месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территории Туймазинского района в 180 км от г. Уфы. Месторождение открыто в 1937 году. С вводом его в промышленную разработку Туймазинский район из сельскохозяйственного превратился в один из крупнейших промышленных районов Башкортостана. На территории месторождения вырос г. Октябрьский с населением 115 тысяч жителей. Основными населенными пунктами, кроме г. Октябрьского, являются г. Туймазы, поселок Серафимовский, станция Уруссу и другие. Ближайшей железной дорогой является линия Уфа-Ульяновск. Ближайший магистральный нефтепровод Усть-Балык — Уфа — Альметьевск.

В географическом отношении изучаемая территория представляет холмистую равнину, расчлененную на отдельные гряды сетью речек, крупных и мелких оврагов. Основной водной артерией является река Ик — левый приток реки Камы.

Климат района континентальный, абсолютная максимальная температура воздуха — плюс 40 оС, а минимальная — минус 40 оС. Снежный покров достигает 1,5 м, глубина промерзания почвы 1,5−2 м.

Основными полезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы. Последние представлены глиной, песком, известняком, песчаником и гравием. Некоторые глины пригодны для приготовления глинистого раствора, необходимого для бурения скважин.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика геологического разреза Туймазинского месторождения

На Туймазинском месторождении вскрыты породы кристаллического фундамента и отложения додевонского (венд), девонского, каменноугольного и пермского возраста

Породы кристаллического фундамента вскрыты до глубины 4040 м. Это гнейсы, диориты и другие разности метаморфических и изверженных пород. Общая их вскрытая толщина составляет свыше 2200 м.

Додевонские осадочные отложения развиты в погруженных частях структуры фундамента и представлены вендской серией. Сложены они аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Толщина пород венда 0 — 137 м.

Девонская система представлена средними и верхними отделами. Общая толщина отложений системы изменяется от 310 до 450 м. Преобладают в разрезе карбонатные породы. Толщина терригенной части разреза составляет от 115 до 156 м.

Каменноугольная система подразделяется на три отдела — нижний, средний и верхний. Разрез каменноугольной системы сложен карбонатными породами (известняки и доломиты); в нижней части выделяется терригенная толща, сложенная песчаниками, аргиллитами и алевролитами (терригенная толща нижнего карбона — ТТНК), мощностью 12 — 30 м.

Разрез пермской системы представлен отложениями верхнего и нижнего отделов. В целом разрез представлен карбонатными породами, подчиненное значение имеют терригенные отложения. Третичные и четвертичные отложения развиты неповсеместно. Это глины и суглинки. Общая толщина осадочной толщи палеозоя составляет от 1550 до 1800 м.

Туймазинское нефтяное месторождение приурочено к крупной платформенной брахиантиклинальной структуре, расположенной на юго-восточном погружении Татарского свода. Размеры собственно Туймазинской брахиантиклинали составляют 40Ч20 км. Строение ее асимметричное. Структура имеет северо-восточное простирание с углами падения 10−300 и более крутое юго-восточное крыло с углами 3−40. Кристаллический фундамент образует выступ, очертания которого подтверждаются структурными планами покрывающих осадочных комплексов.

Складка состоит из двух поднятий: Александровского (на юго-западе) и Туймазинского, разделенных пологой и слабо выраженной седловиной. Северо-западное крыло характеризуется углами падения, измеряемыми долями градуса; юго-восточное крыло имеет ступенчатое строение.

Геологический профиль Туймазинского месторождения показан в приложении 1.

1.3 Общая характеристика продуктивных пластов

В настоящее время в пределах Туймазинского месторождения выявлено девять основных продуктивных объектов, при опробовании которых получены промышленные притоки нефти: пласты DЙЙЙ и DЙV в отложениях старооскольского горизонта, пласт DЙЙ в муллинских отложениях, пласт DЙ в пашийских отложениях, продуктивный пласт в кровле турнейского яруса (C1t), продуктивная толща в терригенных отложениях нижнего карбона, в карбонатах заволжского и алексинского горизонтов. Таким образом, Туймазинское месторождение является многопластовым. На данный момент в разработке находятся пласты DЙ, DЙЙ, DЙЙЙ, DЙV, песчаники бобриковского горизонта (C1bb), известняки верхнефаменского подъяруса (D3fm) и турнейского яруса (C1t).

Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DЙV, залегающий в нижней части старооскольского горизонта, в котором обнаружена небольшая залежь нефти. На Александровской площади размеры залежи составляют 8,5Ч3,5 км, на Туймазинской площади — 1Ч2,5 км. Толщина песчаников горизонта колеблется от 4,6 до 14,6 м. Пласты горизонта DЙV обладают довольно высокими коллекторскими свойствами: в среднем пористость составляет 19,0%, проницаемость до 0,552 мкм2, нефтенасыщенность — 0,8. Залежь пластово-сводовая, по всей площади подстилается водой. Начальное пластовое давление 18,1 МПа, начальное положение водонефтяного контакта — 1530 м. Начальный и текущий режим залежи — упруговодонапорный.

Следующим выше по разрезу нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DЙЙЙ, который залегает в верхней части старооскольского горизонта. В пласте выявлено пять небольших залежей, из них два на Александровской площади. Песчаники пласта характеризуются резкой литологической изменчивостью: на Туймазинской площади наблюдаются изменения толщины коллектора от 0 до 10,4 м, на Александровской площади толщина более выдержана и составляет менее 2 м. Горизонт DЙЙЙ состоит из двух песчаных слоев, разделенных прослоем аргиллитовых пород. Средняя пористость песчаников составляет 19,0%. Нефтенасыщены в основном песчаники верхнего пласта. Среднее значение нефтенасыщенности составляет 88%. Положение начального ВНК залежей Александровской площади принято на отметке 1511 м, на Туймазинской площади — 1500 м. Залежи пласта — структурно-литологические. Режим залежей — упруго-водонапорный. Начальное пластовое давление — 17,7 МПа.

Продуктивный горизонт DЙЙ составляет основную часть муллинского горизонта. По литологическим особенностям горизонт DЙЙ расчленен на три пачки: верхнюю, среднюю, нижнюю. Средняя и нижняя пачки на практике объединяются в одну, основную. Песчаники основной пачки хорошо развиты по площади и их толщина варьируется от 14 до 22 м. Основная пачка характеризуется высокими коллекторскими свойствами: пористость в среднем составляет 21,9%, проницаемость — 0,411 мкм2. Нефтенасыщенность составляет 0,9. Верхняя пачка отличается резкой литологической изменчивостью. Изменение толщин лежит в пределах 1,0 до 3,6 м. Характерно значительное замещение песчаников на глинистые алевролиты. Средняя пористость верхней пачки — 17%, проницаемость — 0,267 мкм2, нефтенасыщенность — 0,88. Залежь — пластовая, сводовая, размерами 18Ч7 км. Отметки ВНК колеблются в пределах 1483,7−1492,7 м. Начальный режим пласта — упруговодонапорный.

Основной объект разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам пласта DЙ пашийского горизонта. Глубина залегания пласта — 1600 м. Пласт делится на три продуктивные пачки: верхнюю, среднюю и нижнюю. В свою очередь пачки делятся на пласты: для верхней пачки «а» и «б», для средней — «в» и «г», для нижней — «д». В верхней пачке (эффективная толщина 1,5 м) выделено 82 залежи структурно-литологического и литологиеского типов. Размеры залежей: небольшие 0,5Ч2 км и крупные 11Ч7 км. Начальное пластовое давление 16,92 МПа. Начальный режим работы пласта упруго-водонапорный. Пористость — 20,4%, проницаемость 0,268 мкм2. В средней и нижней пачке (средняя эффективная толщина 6,4 м) выявлены четыре залежи, из которых наиболее крупная имеет размеры 42Ч22 км, остальные залежи небольшие. Отметка начального ВНК находится в пределах 1486,6−1489,2 м. Пористость коллекторов нижней и средней пачек — 21,1%, проницаемость — 0,520 мкм2.

Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса (D3fm). Продуктивные отложения представлены известняками. Режим работы залежей можно рассматривать как режим истощения. Средняя толщина пласта 18 м. Средняя пористость — 3%. Средняя проницаемость — 0,25 мкм2. В отложениях верхнефаменского подъяруса выявлено двадцать три залежи, которые относятся к структурно-литологическим. Начальное пластовое давление 13,76 МПа.

Промышленная нефть имеется в верхней части известняков турнейского яруса (C1t), а именно в кизеловском продуктивном горизонте (C1ksl). Пласты кизеловского горизонта представлены пористыми известняками, толщиной около 6 метров. В продуктивной пачке установлено шестнадцать залежей нефти. Основная залежь имеет размер 30Ч8 км при высоте пласта 45 м. Нефтенасыщенная толщина — 9 метров, ВНК — 971−982 м. Рядом расположена вторая залежь 8Ч3,5 км высотой 15,5 м. Средняя проницаемость — 0,217 мкм2. Начальное пластовое давление 11,2 МПа. Первоначальный режим залежи упруго-водонапорный, на сегодняшний момент пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления.

Объекты разработки продуктивных пластов Туймазинского месторождения характеризуются неоднородностью. Неоднородность проявляется в непостоянстве их толщины, в расчленении их на слои и прослои и слиянии друг с другом, литолого-фациальным замещением и выклиниванием их в пределах иногда небольших по площади участков. Структурные и текстурные особенности пород также являются непостоянными. Они проявляются в изменчивости коллекторских свойств пород — пористости и проницаемости.

Для количественной оценки неоднородности пластов применяются следующие параметры и коэффициенты: средняя толщина пород-коллекторов hср, коэффициент расчлененности kр, коэффициент выдержанности пород-коллекторов по площади kвп, коэффициент песчанистости kп, коэффициент связанности kсв, коэффициент однородности kо и коэффициент отсортированности Sо. Данные по коэффициентам неоднородности пластов девонских отложений Туймазинского месторождения представлены в таблице 1.

Таблица 1. Характеристика продуктивных пластов по осредненным значениям

Показатели

Объекты

DЙV

DЙЙЙ

DЙЙ

D3fm

C1t

C1bb

Глубина залегания, м

1680

1640

1630

1600

1350

1120

1100

Тип залежи

свод

свод

свод

свод

риф

свод

структ. литол

Тип коллектора

песч

песч

песч

песч.

карбон

карбон

песч.

Средняя толщина песчаников, м

-

-

16,1

10,4

-

-

-

Нефтенасыщенная толщина пласта, м

2,7

2,0

9,9

5,8

-

3,5

2,5

Пористость, %

19

19

22

22

3

10

22,5

Проницаемость, мкм2

-

-

0,411

0,522

-

0,024

0,676

Нефтенасыщенность, доли ед.

0,80

0,83

0,88

0,89

0,63

0,72

0,835

Коэффициент песчанистости

-

-

0,94

0,82

-

-

-

Коэффициент расчлененности

-

-

1,5

1,9

-

-

1,5

Коэффициент выдержанности

-

-

0,98

0,99

-

-

-

Коэффициент связанности

-

-

0,46

0,2

-

-

-

Коэффициент однородности

-

-

4,2

12,4

-

-

-

Коэффициент отсортированности

-

-

2,4

4,2

-

-

-

Начальное пластовое давление, МПа

18,1

17,7

17,2

17,2

14,0

12,5

12,5

Начальная пластовая температура, оС

30

-

30

30

-

20

18 -20

1.4 Начальные и текущие запасы

В начальных балансовых запасах продуктивных объектов Туймазинского месторождения числится 678,7 млн. тонн нефти, из них извлекаемых — 352,8 млн. тонн. В таблице 2 показано распределение запасов по продуктивным горизонтам.

Таблица 2. Структура запасов и их распределение по продуктивным объектам, млн. т

Запасы

Объект

DЙV

DЙЙЙ

DЙЙ

D3fm

C1t

C1bb

Балансовые:

— в нефтяной зоне

— в водонефтяной зоне

2,5

-

2,5

2,1

-

2,1

119,7

57,6

62,1

397,2

288,6

108,6

6,8

6,8

-

46,6

25,1

21,5

103,9

82,5

21,4

Извлекаемые:

— в нефтяной зоне

— в водонефтяной зоне

0,8

-

0,8

0,7

-

0,7

63,4

37,1

26,3

239,8

192,9

46,9

2,0

2,0

-

6,0

3,0

3,0

34,3

28,1

6,2

Проектный коэффициент извлечения нефти, доли ед.

0,422

0,401

0,523

0,608

0,315

0,151

0,363

Самым крупным по величине запасов является пласт DЙ, начальные извлекаемые запасы по которому составляют 68,3% от запасов всего месторождения. В продуктивном пласте DЙЙ сконцентрировано около 18% начальных извлекаемых запасов, 11% запасов приурочено к терригенной толще нижнего карбона.

С начала разработки по Туймазинскому месторождению добыто 324,569 млн. т нефти или 92,3% от извлекаемых запасов.

Остаточные извлекаемые запасы по Туймазинскому месторождению составляют 38,04 млн. тонн. При существующих темпах отбора запасов (1,4%) и годовом уровне добычи нефти в пределах 540 — 545 тыс. тонн достижение проектного коэффициента извлечения нефти возможно через 69 лет.

Остаточные запасы нефти в продуктивных объектах Туймазинского месторождения сосредоточены:

— в застойных зонах однородных пластов — 19%;

— в линзах, вскрытых недостаточным числом скважин — 16%;

— в виде пленочной нефти — 30%;

— вблизи зон замещения коллекторов (непроницаемые экраны) — 8%.

В таблице 3 показана структура и распределение остаточных запасов по продуктивным пластам.

Остаточные запасы определены по значениям начальных балансовых и извлекаемых запасов и значениям суммарных отборов по этим запасам на 01. 01. 2004 года (таблица 9).

Таблица 3. Остаточные запасы нефти по продуктивным объектам на 01. 01. 2004 года, млн. т

Запасы нефти

Объект

DЙЙ

Девон

C1t

C1bb

D3fm

Балансовые

166,03

60,81

229,98

43,11

73,04

6,58

Извлекаемые

10,32

3,72

14,62

1,13

6,47

1,78

Коэф. извлечения нефти, %

57,70

49,20

55,90

7,51

29,7

3,29

Как видно, на Туймазинском месторождении остаточные запасы нефти значительны. Поэтому с целью их доизвлечения и интенсификации добычи нефти на месторождении требуется проведение мероприятий по совершенствованию системы разработки продуктивных объектов, особенно на объектах с низкими значениями текущих коэффициентов нефтеотдачи и уровней добычи нефти, но имеющих значительные запасы нефти. Традиционные методы разработки объектов Туймазинского месторождения на поздних стадиях и существующая на текущий момент плотность сетки скважин не обеспечивают полноты выработки запасов из тупиковых участков, застойных зон, линз и полулинз. Это особенно актуально при разработке широких водонефтяных зон девонских пластов, которые изначально разрабатывались с применением более редкой сетки скважин по сравнению с чисто нефтяной зоной, что на практике показало свою ошибочность, в результате чего в этих зонах на данный момент сосредоточены значительные остаточные запасы нефти.

Одним из методов повышения нефтеотдачи пластов продуктивных объектов в условиях Туймазинского месторождения является уплотнение сетки скважин путем бурения боковых стволов.

1.5 Физико-химические свойства нефти и газа

Нефти залежей пластов DЙ, DЙЙ, DЙЙЙ, DЙV можно охарактеризовать как легкие, маловязкие, сернистые и смолистые. Основные параметры пластовой нефти могут варьировать в значительных пределах. Например, на Туймазинской площади по направлению от центра к периферии залежи пласта DЙ происходит изменение давления насыщения от 9,4 до 8,2 МПа. На Александровской площади нефть в пластовых условиях имеет меньшую плотность (792 кг/м3) и вязкость (2,02 мПа? с). В компонентных составах нефтяного газа, выделившегося при однократном разгазировании в стандартных условиях преобладает метан (29,21%), присутствует азот до 6,06%.

Нефть терригенной толщи нижнего карбона также имеет различные параметры. Так, давление насыщения нефти газом изменяется от 2,5 до 6,85 МПа. В компонентных составах нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти выделены углеродистые соединения от метана до гексана. Сероводород присутствует в количестве 0,8−1,4%. Газосодержание меняется от 13,3 до 27,3 м3/т и в среднем составляет 22,0 м3/т. В целом нефть ТТНК высоковязкая, тяжелая, смолистая и парафинистая.

Свойства и характеристика поверхностной нефти и газа приведены в таблице 4 и 5.

Пластовые воды девонских пластов представляют собой хлоркальциевые рассолы. Общая минерализация их составляет 275 г. /л, а плотность достигает 1190 кг/м3. Газосодержание в водах составляет 2,73 м3/т. В составе воды ТТНК преобладают ионы хлора и натрия. Содержание ионов хлора и натрия соответственно равно 4,49 и 3,3 млн. молей/м3, общая минерализация достигает 8,68 млн. молей/м3.

Данные исследований показали, что состав газа горизонтов DЙ и DЙЙ практически одинаковый. Газ пласта DЙV отличается меньшим содержанием азота и пропана и большим содержанием метана и этана.

Характерным для девонских попутных газов является:

— отсутствие сероводорода;

— относительная плотность выше единицы (1,0521);

— содержание азота 13,3% по объему;

— относятся к жирным газам.

Относительная плотность газа, растворенного в нефти терригенного карбона, составляет 0,980; плотность газа турнейского яруса — 1,0529.

Содержание гелия в продукции скважин составляет 0,051 — 0,055% по объему, аргона — до 0,041%.

Таблица 4. Характеристика нефти продуктивных пластов Туймазинского месторождения

Показатели

Объект

DЙV

DЙЙЙ

DЙЙ

D3fm

C1t

C1bb

Плотность при 20 0С, кг/м3

849

850

856

856

904

904

886

Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа? с

10,0

17,0

10,0

10,6

85,0

20,0

20,0

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа? с

3,0

-

2,3

2,3

-

14,2

14,2

Газовый фактор, м3

55

-

64

62

-

21

21,5

Давление насыщения, МПа

8,8

-

8,4−9,6

8,4−9,6

5,2

5,5

5,6

Содержание, %

— серы

— смол

— асфальтенов

— парафинов

1,5

6,6

3,2

3,2

1,1

13,9

2,6

5,4

1,5

8,1

4,1

5,0

1,5

9,5

2,5

5,0

3,7

13,6

4,5

2,9

2,8

17,2

5,1

4,1

2,8

12,4

5,1

3,4

Таблица 5. Характеристика попутного газа продукции скважин

Показатели

Пласт

DЙV

DЙ + DЙЙ

Бобриковский

Относительная плотность

-

1,0521

1,191

Молекулярный вес

28,9

29,9

35,7

Содержание в газе, %

— углекислоты

— сероводорода

— азота

— метана

-

-

0,7

44,3

-

-

12,3

40,4

5,1

0,7

20,7

23,6

2. Анализ разработки Туймазинского нефтяного месторождения

2.1 Анализ выработки запасов и эффективность системы разработки Туймазинского месторождения

Основным объектом разработки Туймазинского месторождения является продуктивный пласт DI пашийского горизонта, в котором сосредоточены 68,3% начальных и 44,3% остаточных извлекаемых запасов месторождения.

В истории разработки залежи пласта DІ, как основного эксплуатационного объекта на Туймазинском месторождении, выделяются следующие стадии. Первая стадия (1945 — 55 гг.) — характеризуется интенсивным ростом добычи нефти и с некоторым отставанием роста закачки воды — это период активного разбуривания залежи и освоения системы законтурного заводнения. К концу стадии суммарная добыча нефти достигла 40,1 млн. тонн, обводненность продукции не превышала 5%. Вторая, основная стадия (1956−67 гг.). В этот период добыча нефти постепенно увеличивается и затем стабилизируется на 11,0−1,8 млн. тонн в год. Эти изменения обусловлены разбуриванием центральной части Туймазинской площади и мероприятиями по развитию системы внутриконтурного заводнения. К концу стадии суммарная добыча нефти достигла 154,2 млн. тонн, обводненность продукции возросла до 59%. Третья, поздняя стадия (1968−75 гг.), характеризуется значительным снижением добычи нефти, интенсивным обводнением продукции и существенными изменениями показателей разработки во времени. К концу стадии из залежи было отобрано 201,7 млн. тонн нефти. Обводненность продукции достигла 90,3%. Четвертая стадия характеризуется интенсификацией отбора жидкости в условиях прогрессирующего обводнения продукции. Максимальный отбор жидкости был достигнут в 1981 г. и составил 36,4 млн. тонн.

Залежи нефти продуктивного пласта DI разрабатывались сначала законтурным заводнением, затем в сочетании законтурного и внутриконтурного заводнения, при этом на залежах пласта DI сформировались 18 блоков рядов добывающих скважин, разделенных рядами нагнетательных скважин. В процессе совершенствования системы разработки было решено отделить ВНЗ горизонта DI от основной площади там, где ширина этих зон достигает 4−5 км. В 1958—1959 гг. УфНИИ составил проект доразработки девонских залежей месторождения, который предусматривал внутриконтурное заводнение разрезанием месторождения на самостоятельные поля разработки по 4 линиям внедрения очагового заводнения, ввод в активную разработку сводовой части залежи DI разбуриванием ее рядами, параллельными намеченным линиям разрезания, с плотностью сетки 20 га/скв.

Для повышения нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пластов заводнением были намечены отдельные нагнетательные скважины на малопродуктивные пласты, не имеющие слияния с основным пластом. Раздельное воздействие на пласты с различной коллекторской характеристикой, организация замкнутой системы заводнения и отбор продукции из зоны стягивания позволило на конечной стадии повысить нефтеизвлечение.

Коэффициенты извлечения нефти по блокам являются показателями эффективности влияния трех основных коэффициентов: коэффициентов дренирования, охвата пласта заводнением и вытеснения нефти водой из пористой среды.

Механизм формирования остаточных запасов нефти в заводненных девонских пластах более сложный, чем показатели эффективности влияния трех вышеназванных коэффициентов.

Однако можно перечислить виды нахождения остаточной нефти с более или менее доказанной природой — макро — и микромасштабные.

К макромасштабным относятся:

а) участки пластов, имеющих худшие фильтрационные свойства («целики» или застойные зоны);

б) зоны выклинивания или замещения коллекторов («тупиковые» зоны);

в) замкнутые линзы и полулинзы, размеры которых меньше расстояния между принятой сеткой скважин;

г) краевые части водонефтяных зон;

д) кровельные части, часто уплотненные;

е) зоны между первым рядом добывающих скважин и контуром нефтеносности;

ж) на участках резкого локального увеличения толщины продуктивного пласта;

з) в зонах продуктивного пласта, не введенных или не охваченных разработкой;

и) за счет конусообразования.

К микромасштабным относятся:

а) в поровых каналах после прорыва по ним воды (остается пленочная нефть)

б) в тонких, менее проницаемых прослойках заводненного пласта.

На Туймазинском месторождении выявлены практически все перечисленные виды неоднородности пласта, способствующие отставанию вытеснения нефти водой в процессе заводнения. Например, во многих новых скважинах, пробуренных на поздней стадии, отмечена нефтенасыщенность кровельной части пластов. Выработка запасов так называемой «верхней» пачки песчаников сильно отстает.

В результате развития системы заводнения пласта DI в пределах залежи образовалось 18 блоков разработки, границами которых являются ряды нагнетательных скважин (рисунок 2). Эти ряды образованы не сразу, а в процессе разработки, и поэтому определение выработки этих блоков по накопленному отбору нефти из них не будет корректным. До разрезания залежи на блоки в ней, как в единой гидродинамической системе преобладали фильтрационные потоки, направленные от периферии к центру. И в этот период часть запасов нефти периферийных блоков отбиралась скважинами центральных блоков.

Туймазинская площадь — блоки I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, IX, X

Александровская площадь — блоки XIV, XV, XVI, XVII, XVIII

1, 2 — начальное положение контуров нефтеносности; 3, 4 — границы блоков и участков; 5 — установленные и предлагаемые перетоки и направления фильтрации жидкости; 6 — номера блоков и участков

Рисунок 1 — Схема блоков и участков залежей горизонта DI

Поэтому оценка выработки запасов по накопленному отбору нефти из блоков будет давать завышенные значения для центральных блоков и заниженные для части периферийных.

В пределах некоторых центральных блоков глинораздел между пластами DI и DII размыт полностью или частично, и в этих зонах отмечены перетоки нефти из пласта DII в пласт DI, что также усугубляет определение выработки запасов нефти по блокам.

Если в начальной и основной стадиях разработки была возможность судить о выработке запасов нефти по данным бурения новых скважин, то на заключительной стадии такая возможность практически отсутствует, так как на этой стадии уже нет массового бурения скважин, и количественные оценки выработки запасов блоков по материалам отдельных скважин не представляются возможными. Это также невозможно сделать и потому, что невозможно точно восстановить объемы перетоков нефти из периферийных блоков к центральным.

В таблице 6 представлено распределение по блокам начальных геологических запасов нефти и некоторые технологические показатели их разработки.

Таблица 6. Основные технологические показатели разработки пласта DI по блокам по состоянию на 01. 01. 2000 года

Блок

Начальные запасы нефти, тыс. т

Накопленная добыча, тыс. т

Суммарный водонефтяной фактор, т/т

Текущий КИН, доли ед.

нефти

воды

I

14 091

9007,8

24 615,9

2,7

0,639

II

34 595

25 633,7

71 828,1

2,8

0,741

III

34 315

16 860,4

66 845,2

4

0,491

IV

30 561

22 152,2

58 679,1

2,6

0,725

V

17 109

3977,8

7283,3

1,8

0,233

VI

34 128

26 589

110 455,7

4,1

0,779

VII

25 638

20 064,1

70 767,7

3,5

0,783

VIII

21 031

11 678,1

35 003,7

3

0,555

IX

40 135

30 456,3

100 681,5

3,3

0,759

X

13 364

2087,1

21 365

10,2

0,156

XI

19 932

5017,2

18 585,7

3,7

0,252

XII

21 252

7638,1

29 694

3,9

0,359

XIII

10 711

5269,1

22 644,6

4,3

0,492

XIV

20 859

11 100,8

30 714,2

2,8

0,532

XV

31 469

20 027,6

43 371,3

2,2

0,636

XVI

14 714

5464,1

29 488,4

5,4

0,386

XVII

2538

1462,4

6680,4

4,6

0,576

XVIII

11 255

4298,2

42 105,2

9,8

0,382

Всего:

397 697

228 783,9

790 809

3,5

0,576

Текущий КИН, определенный по суммарной добыче нефти, изменяется по блокам от 0,156 (блок X) до 0,783 (блок VII) при среднем значении 0,576.

Наибольшие значения текущего КИН наблюдаются по блокам центральной части залежи: в среднем — 0,693.

Для центральных блоков Александровской площади (блоки XIV и XV) текущий КИН составляет в среднем 0,595. По периферийным блокам значение текущего КИН значительно ниже, составляя в среднем для всех блоков 0,319.

Разница текущего КИН для центральных и периферийных блоков обусловлена преобладающим направлением фильтрационных потоков от периферии залежи к ее центру, особенно в начальный период, в результате чего часть запасов нефти из периферийных блоков отобрана скважинами, расположенными в центральной части залежи.

Аномально высокие значения текущего КИН для II, IV, VI, VII и IX, равные 0,725 — 0,783, обусловлены перетоками нефти из DII так как в пределах и на границах этих блоков находятся зоны полного или частичного размыва глинораздела между пластами DI и DII.

Из сказанного явствует, что о реальной выработке запасов нефти, имея ввиду межпластовые и внутрипластовые перетоки, можно говорить с некоторой долей условности.

Текущий КИН по центру Туймазинской площади, равный 0,636, слишком высок из-за перетоков с DII. Более реальная величина текущего КИН в целом для центра Туймазинской площади суммарно для пластов DI и DII, которая равна 0,598, при среднем значении этого показателя в целом для пластов DI + DII равном 0,556.

Также реальна величина текущего КИН по центру Александровской площади (блоки XIV, XV и XVI), равная 0,546.

В целом по сумме пластов DI и DII текущий КИН равный 0,556 является довольно высокой величиной. Результаты бурения скважин на поздней стадии разработки девонских залежей свидетельствует о том, что остаточные запасы нефти сосредоточены в прикровельной части продуктивных пластов.

Для оценки выработки запасов нефти по разрезу пласта в принципе могут быть использованы профили приемистости нагнетательных скважин и профили притока добывающих скважин. Однако из-за малочисленности и нерегулярности этих исследований они могут дать только качественную оценку характера выработки пласта для определенного периода разработки. Также для оценки выработки запасов используются данные геофизических исследований скважин.

В результате исследований добывающих скважин дистанционным дебитомером было установлено, что приток из самых верхних зон прикровельной части пластов, как правило, отсутствует. Неработающие интервалы имеют толщину от 0,2 до 3,6 м. Это также качественно подтверждает сосредоточение остаточной нефти в прикровельной части продуктивных пластов.

Если основные пачки пластов в новых скважинах характеризуются в основном как нефте- и водонасыщенные, и в значительной доле как полностью промытые, то по верхним пачкам значительная доля скважин вскрывается как нефтенасыщенная, что также указывает на сосредоточение остаточной нефти в верхних разрезах продуктивных пластов.

По результатам геофизических исследований скважин можно также утверждать, что запасы нефти верхних пачек продуктивных пластов вырабатывались. Об этом свидетельствует то обстоятельство, что во многих новых скважинах коллектор охарактеризован как водонефтенасыщенный, или нефтеводонасыщенный, или даже как промытый.

В таблице 7 представлены расчеты института БашНИПИнефти по определению степени выработки пластов горизонта DI.

Таблица 7. Выработка пластов горизонта DI

Пласт

Балансовые запасы, тыс. м3

Текущий КИН, %

Накопленная добыча, тыс. м3

Начальные

На 01. 01. 2000

DIа

43 019

25 236

41,3

30 303

DIб

70 219

33 704

52,0

44 030

DIср

418 030

162 106

61,2

239 994

DIниж

14 815

10 397

29,8

2572

Бурение новых уплотняющих скважин на слабо выработанные участки неэффективно, так как промышленно освоенные методы добычи нефти не обеспечивают рентабельный дебит скважин. Такая тупиковая ситуация к концу разработки крупных месторождений, как Туймазинское говорит о нерешенности проблемы доизвлечения остаточных трудно извлекаемых запасов нефти. Начиная с 1990_х годов, на Туймазинском месторождении началось массовое отключение нерентабельных высокообводненных скважин, а также малодебитных скважин, эксплуатирующих низкопродуктивные пласты.

На месторождениях с высокой эффективностью заводнения, таких как Туймазинское, категория остаточных запасов наиболее трудноизвлекаемая, так как нефть рассредоточена и рассеяна бессистемно по пласту. Высокая водонасыщенность и огромные объемы заводненного пласта затрудняют вступление в контакт с нефтью любому рабочему агенту. В этих условиях принципиально новые методы, как физико-химические, микробиологические, волновые сопровождаются сложнейшими физико-химическими и другими процессами, большим риском получения неоптимальных результатов испытания, неопределенностью в процессе реализации.

В нефтедобывающей отрасли проектные решения разработки месторождений и исследования в области увеличения нефтеотдачи пластов направлены на извлечение экономически рентабельной части запасов нефти. В сложных горно-геологических условиях остаточные запасы освоенными методами разрабатываются неэффективно.

Поэтому в последнее время на Туймазинском месторождении начато бурение боковых стволов скважин, что позволяет путем уплотнения сетки скважин вовлечь в разработку застойные зоны и другие участки, неохваченные воздействием: в слабопроницаемых прикровельных частях пластов, в продуктивных пачках пластов с худшими фильтрационно-емкостными характеристиками, линзах, слабопроницаемых прослоях.

2.2 Текущее состояние разработки

В настоящее время ООО НГДУ «Туймазанефть» разрабатывает 12 месторождений, девять из которых с поддержанием пластового давления. Уровень добычи за 2003 год по Туймазинскому месторождению и по НГДУ представлен в таблице 8.

Таблица 8. Показатели разработки месторождений НГДУ на 01. 01. 2004 года

Показатель

Туймазинское месторождение

НГДУ

Добыча нефти, тыс. т

543,9

914,1

Остаточные извлекаемые запасы, % от суммарных остаточных извлекаемых запасов НГДУ

67,5

-

Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов, %

2,01

2,28

Коэффициент извлечения нефти

0,48

0,449

Действующий фонд скважин:

— нефтяных

— нагнетательных

884

155

1341

242

Обводненность, %

90,11

86,08

Добыча нефти в 2003 году составила 914,1 тыс. тонн. Начальные балансовые запасы по всем месторождениям НГДУ составляют 758 096 тыс. тонн, начальные извлекаемые запасы 377 994 тыс. тонн.

По состоянию на 01. 01. 2004 года из месторождений добыто 337,966 млн. тонн или 89,4% от извлекаемых запасов нефти.

Остаточные извлекаемые запасы по НГДУ составляют на 01. 01. 2004 года 40,028 млн. тонн.

С начала разработки по Туймазинскому месторождению добыто 324,569 млн. тонн нефти или 92,3% от извлекаемых запасов, в том числе по девонским пластам 290,178 млн. тонн.

Как видно продуктивные объекты Туймазинского месторождения характеризуются большой выработанностью запасов нефти.

Таблица 9. Суммарный отбор от запасов по объектам Туймазинского месторождения

Объект

Суммарный отбор от балансовых запасов, %

Суммарный отбор от извлекаемых запасов, %

58,2

95,7

DІІ

49,2

94,1

Девонские отложения

55,9

95,2

С1bb

29,7

81,15

С1t

7,5

49,7

Прочие

3,3

11,2

Туймазинское месторождение

52,3

92,3

Попутно с нефтью с начала разработки добыто воды по Туймазинскому месторождению 1 174 890,9 тыс. тонн (1 061 086,5 тыс. м3), по НГДУ добыто воды 1 199 343,0 тыс. т. (1 082 041,5 тыс. м3).

По основным объектам Туймазинского месторождения водонефтяной фактор с начала разработки: DІ - 3,5 т/т; DІІ - 3,5 т/т; по девонским отложениям — 3,5 т/т; C1bb — 4,5 т/т С1t — 1,7 т/т.

Разработка продуктивных объектов Туймазинского месторождения ООО НГДУ «Туймазанефть» характеризуется снижением годовой добычи нефти (таблица 10) и попутной воды и темпов отбора остаточных запасов (таблица 11).

Таблица 10. Снижение годовой добычи нефти по НГДУ «Туймазанефть»

Объект разработки

2002 год

2003 год

Добыча нефти тыс. т

% падения к предыдущему году

Добыча нефти тыс. т

% падения к предыдущему году

Туймазинское

— девон

— карбон

— прочие

565,0

307,8

252,4

4,8

+0,1

+3,7

+3,6

+54,2

543,9

281,2

256,9

5,8

-3,7

-8,64

+1,78

+20,8

НГДУ

918,8

+1,4

914,1

-0,5

Таблица 11. Темпы отбора от остаточных запасов по основным объектам Туймазинского месторождения, %

Объект

Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов

2002 год

2003 год

2,09

2,07

DІІ

1,43

1,2

Девонские отложения

2,06

1,45

С1bb

2,23

2,28

С1t

2,53

2,71

Прочие

0,28

12,6

Туймазинское месторождение

2,05

2,01

Отборы жидкости по Туймазинскому месторождению по сравнению с 2002 годом уменьшились на 663,371 тыс. тонн, по карбону Александровской площади уменьшились на 63,968 тыс. тонн, по карбону Туймазинской площади увеличились на 27,956 тыс. тонн, по прочим горизонтам увеличились на 2,630 тыс. тонн и по девонским пластам уменьшились на 569,730 тыс. тонн.

В целом по НГДУ «Туймазанефть» отбор жидкости уменьшился на 632,176 тыс. тонн.

С поддержанием пластового давления работают девять месторождений. Годовая закачка по всем месторождениям составила 6410,210 тыс. м3, в том числе по Туймазинскому месторождению — 5398,446 тыс. м3. Общая закачка уменьшилась по сравнению с 2002 годом на 378,210 тыс. м3.

Обеспечение отбора жидкости закачкой по девонским пластам составило 100,3%, по карбону Александровской площади — 136,1%, по карбону Туймазинской площади — 116,3%, по НГДУ обеспечение отбора закачкой воды составило 103,6%. Уменьшение пластового давления в зоне отбора по девонским пластам составило 0,04 МПа, по карбону Александровской увеличилось на 0,11 МПа, по карбону Туймазинской площади уменьшилось на 0,21 МПа.

Продуктивные объекты разработки Туймазинского месторождения в настоящее время находятся на заключительных стадиях, характеризующихся значительной выработкой запасов нефти, высокой обводненностью (90,1%), снижением годовой добычи нефти и воды, выводом скважин из эксплуатации.

На объектах за историю их разработки были внедрены все технологические рекомендации и решения. Текущие значения коэффициентов нефтеотдачи приближаются к проектным. В этих условиях традиционные способы поддержания уровня добычи нефти или его наращивания за счет совершенствования системы разработки себя исчерпали. Однако на месторождении имеются значительные запасы остаточной извлекаемой нефти. Вопросы извлечения этой нефти требуют своей проработки и решения. Одним из методов эффективного извлечения остаточных запасов на Туймазинском месторождении является метод зарезки и бурения боковых стволов скважин.

Разработка Туймазинского месторождения на завершающей стадии ведется с ежегодным отключением и выводом добывающих и нагнетательных скважин из эксплуатации. Вывод скважин из эксплуатации связан с выработкой запасов нефти в зоне дренирования скважин, обводнением продукции, в результате чего добыча нефти становится нерентабельной, по техническим причинам. В тоже время ввод новых скважин из эксплуатационного бурения незначителен.

На Туймазинском месторождении значителен фонд наблюдательных, пьезометрических, ожидающих ликвидации, нерентабельных скважин. Эти скважины при подтверждении наличия остаточных запасов на участке их расположения потенциально могут быть использованы для извлечения остаточных запасов нефти методом бурения боковых стволов, что позволит сократить затраты на бурение, освоение и обустройство скважин и использовать сложившуюся инфраструктуру месторождения.

2.3 Анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов

За последние годы по ООО НГДУ «Туймазанефть» применялись различные методы увеличения нефтеотдачи. Причем, применение их зависит от многих факторов: геологического строения месторождения на поздней стадии эксплуатации, свойств коллектора и т. д. Рассмотрим наиболее современные и распространенные методы увеличения нефтеотдачи. Все виды воздействия на призабойную зону скважин в ООО НГДУ «Туймазанефть» по технологии прведения можно объединить в следующие группы

— химические методы: закачка осадкогелеобразующей композиции «КОГОР», закачка нефтенола, цеолита, соляно-кислотные обработки и обработки кислотой замедленного действия, обработка призабойной зоны пласта поверхностно — активными веществами, ингибиторами коррозии;

— тепловые методы: обработка призабойной зоны пласта горячей нефтью, а также очистка труб и призабойной зоны магнитным активатором тепла и генератором тепла;

— механические методы: вибровоздействие на пласт вибратором СВ, вибратором-пульсатором, клапаном для создания глубокой депрессии, а также очистка насосно-компрессорных труб от парафина штанговыми скребками, центраторами — фрезами;

— комбинированные методы: обработка призабойной зоны нагнетательных скважин термохимическими зарядами, термоимплозионная обработка ПЗП;

— гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи: нестационарное (циклическое) заводнение и изменение направления фильтрационных потоков, создание обратного конуса, зарезка боковых стволов.

Также наиболее современным и эффективным методами повышения нефтеотдачи являются вибросейсмическое воздействие, осуществляемое на определенные локальные участки нефтяной залежи, что приводит к перераспределению полей напряжения в продуктивных пластах. Это ведет к их частичной реструктуризации и образованию новых фильтрационных каналов. В результате вибросейсмического воздействия уменьшается вязкость флюида, ускоряются миграционные процессы углеводородов, приводя к высвобождению гораздо большего количества нефти, повышая конечную нефтеотдачу пласта.

В ООО НГДУ «Туймазанефть» в последние годы стали испытывать новый метод извлечения прикровельной нефти. Он заключается в следующем. Вначале в скважине перфорируют интервал пласта ниже нефтенасыщенной части на несколько метров. После этого в скважину спускают электроцентробежный насос высокой производительности и осуществляют пуск скважины. За время работы скважины с перфорацией только нижней водонасыщенной части пласта нефть «засасывается» из верхней нефтенасыщенной части пласта в зону перфорации, увеличивая таким образом величину нефтенасыщенной толщины призабойной зоны пласта. При последующей перфорации верхней нефтенасыщенной части пласта скважина вступает в работу в условиях, когда в призабойной зоне пласта уже создан «обратный нефтяной конус», снижена относительная проницаемость для воды, что способствует работе скважины более длительное время с меньшей обводненностью.

Таким образом, выбор метода увеличения нефтеотдачи, как видим, зависит от многих факторов, таких как, например, обводненность добываемой жидкости, геологических условий, коллекторских свойств продуктивных пластов.

Выполнение плана работ по внедрению новых методов увеличения нефтеотдачи по НГДУ приведено в таблице 12.

Таблица 12. Внедрение новых методов увеличения нефтеотдачи пластов по ООО НГДУ «Туймазанефть»

Технология

2003 год

План

Факт

Количество скважин

Эффект, тыс. тонн

Количество скважин

Эффект, тыс. тонн

1 Микробиологические методы

1.1 Закачка активного ила

20

15

17

8,516

1.2 Закачка био-ПАВ

-

-

-

0,756

итого

9,281

2 Физико-химические методы

2.1 Закачка композиции КОГОР

6

3

6

4,576

2.2 Закачка нефелин+цеолит

10

2

-

4,216

2.3 Дилатационно-волновое

воздействие

-

7

-

13,282

2.4 Вмбросейсмическое воздействие

7

12

6

10,391

2.5 ЗГРП

-

-

7

0,472

2.6 Закачка гивпана

10

3

2

0,232

2.7 КСТ

10

1

1

0,755

2.8 Внедрение УС108

5

5

3

0,073

итого

33,998

3 Гидродинамические методы

3.1 Зарезка боковых стволов

28

126,6

19

116,741

3.2 Создание обратного конуса

7

3

1

19,116

3.3 Возвратные работы

24

6

18

6,525

3.4 Нестационарное циклическое

заводнение

-

35

105

36,968

итого

179,350

Всего

127

218,6

185

222,629

Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи пластов, применяемых на Туймазинском месторождении, показывает, что наиболее технологически эффективными являются гидродинамические методы. Среди них выделяется метод зарезки боковых стволов, на которые приходится 13% годовой добычи нефти по ООО НГДУ «Туймазанефть».

3. Особенности эксплуатации скважин с боковыми стволами в ООО НГДУ «Туймазанефть»

3.1 Опыт применения и перспективы бурения боковых стволов на месторождениях ООО НГДУ «Туймазанефть»

В ООО НГДУ «Туймазанефть» задача сохранения текущих значений рентабельной добычи нефти в условиях, когда текущие коэффициенты нефтеотдачи приближаются к проектным, а обводненность продукции превышает 90%, становится остро актуальной.

Частично эта задача решается за счет применения методов увеличения нефтеотдачи. Так на Туймазинском месторождении в различное время применялись такие методы, как гидроразрыв пласта, закачка цеолита, комплексных осадкогелеобразующих композиций, кислотные обработки, гидродинамические методы повышения нефтеотдачи и другие. В последнее время нашел применение метод зарезки боковых стволов.

Бурение боковых стволов в условиях НГДУ «Туймазанефть» можно разделить на три этапа.

Первый этап — бурение боковых стволов на карбонаты кизеловского горизонта. Основной задачей бурения боковых стволов на этот горизонт являлось увеличение дебитов жидкости, путем совершенного вскрытия пласта. Увеличение степени совершенства вскрытия предполагалось осуществить спуском хвостовика до кровли карбонатов, вскрытием продуктивного коллектора на чистой воде с добавлением ПАВ и последующей кислотной обработкой для создания каверн в открытом стволе с целью увеличения поверхности призабойной зоны пласта.

На кизеловский горизонт пробурено 26 боковых стволов. Средний дебит жидкости составил 2,5 м3/сут, нефти — 1,4 т/сут, обводненность продукции — 38%. Накопленная добыча нефти по скважинам с БС кизеловского горизонта на 01. 01. 2004 года составила 70 539 тонн. Все Б С этого горизонта эксплуатируются с открытым забоем.

По скважинам, пробуренным по старой технологии, дебиты составляли: жидкости — 2,5 м3/сут, нефти — 1,4 т/сут, обводненность — 38%.

Как видно, дебиты жидкости и нефти возросли вдвое. Однако малые значения дебитов не позволяют в дальнейшем практиковать бурение боковых стволов на кизеловский горизонт. Это обусловлено низкими значениями пористости, проницаемости и малой нефтенасыщенностью толщи всего скелета пласта.

Второй этап — бурение боковых стволов на пласт DII.

В процессе разработки пласта DII внедрены все проектные технологические рекомендации, дополнительно широко применялся форсированный отбор жидкости с увеличением дебитов жидкости с 57 до 209 м3/сут, т. е. почти в два раза. Значительный рост дебитов связан с развитием системы заводнения путем разрезания залежи рядами нагнетательных скважин. Скважины отрабатывались до высоких значений ВНФ. ВНФ по скважинам пласта DII изменялся от 0,01 до 428 т/т, при достижении обводненности 99 — 100% они отключались. Отключение скважин пласта DII также обусловлено наличием возвратного вышележащего объекта DI, с хорошей продуктивностью, что побуждало к преждевременному прекращению эксплуатации малодебитных скважин. Проектная плотность сетки скважин составляет 20 га/скв в нефтяной зоне (НЗ) и 50 — 60 га/скв в водонефтяной зоне (ВНЗ). Текущая плотность составляет 14,8 га/скв в НЗ и 26,7 га/скв в ВНЗ, что меньше проектной. Это обусловлено тем, что большинство скважин, пробуренных на пласт и расположенных в контуре нефтеносности залежи горизонта DI были углублены на пласт DII сразу после бурения. Отставание в сроках и темпах разбуривания ВНЗ определило низкие показатели выработки запасов из нее. Общая площадь нефтеносности залежи составляла 8456 га, эксплуатационный фонд — 39 скважин, тогда плотность сетки составит 214 га/скв. Чтобы извлечь остаточные запасы нефти из пласта при темпе отбора 1,99% от остаточных извлекаемых запасов понадобится 50 лет. Поэтому необходимо обновление фонда скважин, что осуществляется путем зарезки боковых стволов и углублением.

Особенностью залежи является не поршневое вытеснение нефти, а постепенное поднятие ВНК. В результате из-за ухудшения коллекторских свойств нефть не втесняется из слабопроницаемых прикровельных участков залежи. При бурении боковых стволов планируется нефть добывать из прикровельной части пласта.

Третий этап — бурение боковых стволов на пласт DIV.

Пласт выведен из эксплуатации в 1995 году. До отключения пласта работало 10 скважин, накопленная добыча составляет 963 тыс. тонн нефти. В течении 1995−1999 годов происходило перераспределение нефти и пластовой воды в пределах залежи. Развитие системы заводнения пласта DIV не предусматривалось, так как пласт имеет обширную законтурную область и даже при значительных отборах жидкости при форсированной добыче, пластовое давление оставалось достаточно высоким и стабильным. В 1999 году проведена зарезка бокового ствола на скважине 711, которая не эксплуатировала пласт из-за аварии на забое. Скважина 711С1 вошла в эксплуатацию с дебитом по жидкости 108,7 м3/сут, нефти 79,8 т/сут, обводненностью 18,1%. Для полной гарантии достижения расчетной конечной нефтеотдачи и выработки остаточных извлекаемых запасов целесообразно пробурить в пределах залежи несколько боковых стволов.

Всего на 01. 01. 2004 года на девонские отложения Туймазинского месторождения пробурено 91 боковой ствол. Средние дебиты БС по пласту DІ - 2,4 т/сутки, DІІ - 5,2 т/сутки, DІV — 6 т/сутки. Накопленная добыча нефти по девонским отложениям Туймазинского месторождения — 344 449 тонн.

В 2001 году на Туймазинском месторождении боковые зарезки были проведены на бобриковский горизонт и на карбонаты среднефаменского подъяруса. В боковом стволе, пробуренном на среднефаменские отложения был получен приток нефти 5,2 т/сутки. Накопленная добыча по фаменским отложениям составляет 4638 тонн при обводнении продукции 41,5%. Всего на среднефаменский подъярус пробурено 6 боковых стволов.

Институтом «БашНИПИнефти систематически выполняется технико-экономические исследования в области техники и технологии бурения и эксплуатации боковых стволов. Работа института «Технико-экономическое обоснование бурения боковых стволов с целью повышения выработки запасов месторождений Башкортостана» по своему содержанию является инвестиционным проектом. Определена программа по бурению 247 боковых стволов на нефтяных месторождениях шести НГДУ. Подобраны 226 скважин с глубиной зарезки бокового ствола 1300 м и 21 скважина с глубиной зарезки 1600−1800 м.

Анализ пробуренных и технико-экономические расчеты по вновь предлагаемым к бурению боковым стволам скважин показали достаточно высокую технологическую и экономическую эффективность данного направления по усовершенствованию существующих систем размещения скважин, в том числе для залежей с карбонатными коллекторами.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой