Анализ эффективности реализуемой системы разработки

В разработке месторождение находится с 1973 года.

В соответствии с «Проектом разработки Южно-Киенгопского месторождения» [5] в промышленной эксплуатации находятся четыре объекта: верейский, башкирский, яснополянский и турнейский.

Утвержденный вариант разработки предусматривает следующие основные положения:

• — ввод в разработку верейского объекта и совершенствование системы разработки визейского и башкирского объектов;
• — проектный уровень добычи нефти — 228 тыс. т.;
• — фонд скважин за весь срок разработки — 60, в том числе: 44 добывающие, 14 нагнетательных, 2 специальные (для забора технической воды);
• — механизированный способ эксплуатации;

— забойное давление в добывающих …

Геологический критерий учитывает геолого-физические параметры залежей, наличие осложняющих геологических факторов бурения горизонтальных стволов и их эксплуатации.

Толщина нефтенасыщенного пласта.

Чем мощнее нефтенасыщенный пласт, в который проводят забуривание, тем выше вероятность расположить его оптимально. Сейчас подрядные организации ОАО «Удмуртнефть» принимают минимально возможную нефтенасыщенную толщину 3 м.

Естественная проницаемость пласта.

При небольшой проницаемости пласта коэффициент охвата в случае бурения вертикального ствола мал, поэтому бурение горизонтального ствола на порядок повышает производительность скважины. В случае хорошей проницаемости вертикальная скважина может также дать хороший охват.

Неоднородность продуктивных пластов по площади и разрезу. Неоднородность продуктивного пласта снижает его эффективную нефтенасыщенную толщину, так при мощности пласта равной 4 метрам при коэффициенте песчанистости, равным 0,75 общая эффективная толщина снижается до 3 метров.

Так же, чем выше неоднородность, тем сложнее оценить геологическое строение залежи между скважинами и, как следствие, провести горизонтальный ствол с наиболее оптимальными параметрами. Таким образом, с увеличением неоднородности, помимо всего прочего возрастает фактор случайности, так как горизонтальный участок ствола может попасть не в нефтенасыщенный коллектор, а в непроницаемые породы.

Наличие активных подошвенных вод.

Так же как и предыдущий пункт относится к осложняющим факторам, и при бурении горизонтального ствола его расстояние от водонефтяного контакта должно обеспечивать недопущение прорыва воды. Необходимо формировать горизонтальный ствол в верхней части нефтенасыщенного пласта на максимальном удалении от ВНК, особенно при наличии развитой трещиноватости пород.

Технологический критерий определяется реализованной системой и текущим состоянием разработки, а главное — наличием целиков нефти или слабо охваченных вытеснением участков залежей по площади и по разрезу, которые существующими методами невозможно вовлечь в разработку.

Плотность запасов.

Включает в себя нефтенасыщенность коллектора, его пористость, а так же площадь нефтеносности и позволяет оценить удельные запасы нефти в определенном объеме породы. Зная его можно примерно определить возможные запасы нефтяного «целика», на который осуществляют бурение горизонтального ствола и тем самым оценить возможную экономическую эффективность от бурения.

Выработка запасов нефтяной залежи.

От выработки запасов промышленного объекта, на который осуществляется бурение горизонтального ствола, а так же от условий их выработки по площади и разрезу зависят возможные технико-экономические показатели. По степени их выработки можно оценить возможные местоположения «целиков» нефти, а так же, в купе с плотностью запасов нефти, их примерные запасы (общие и извлекаемые).

Обводненность пласта.

Если пласт обводнен, то бурение на него горизонтального ствола не рекомендуется.

Текущее состояние разработки объекта в целом.

Для определения применения горизонтального бурения необходимо знать текущее пластовое и забойное давление, дебиты скважин на перспективных участках залежи, плотность сетки скважин.

Технический критерий учитывают.

Длина и диаметр горизонтального ствола.

От длины и диаметра горизонтального ствола зависит площадь фильтрации добываемой жидкости, степень охвата объекта. В мире основной упор делают на длину горизонтального ствола (есть случаи бурения горизонтальных стволов длиной 6000 метров и более), что хорошо сказывается на нефтяных месторождениях с легкой маловязкой нефтью, тогда как при условии течения неньютоновских жидкостей (то есть при повышенной вязкости нефти), длина ствола начинает играть не такую существенную роль. Так по опыту бурения боковых горизонтальных стволов и горизонтальных скважин в ОАО «Удмуртнефть» наибольший удельный прирост дебита на один метр длины горизонтального ствола наблюдается при его длине равной 100 метрам, после чего начинается его снижение.

При бурении боковых горизонтальных стволов из нерентабельных скважин на длину горизонтального ствола влияет помимо прочего реализованная сетка скважины.

Характер размещения горизонтального ствола по площади и разрезу.

От характера размещения горизонтального ствола зависит степень выработки возможного «целика» нефти, а так же в случае наличия газовой шапки или подошвенных вод возможность их прорыва (то есть формировать горизонтальный ствол нужно на некотором расстоянии, с «запасом», от газо или водонефтяных контактов).

Профиль горизонтального ствола.

Существуют следующие теоретические профили горизонтального ствола:

• — Горизонтальный. Ствол формируют в пласте горизонтально.
• — Восходящий Ствол формируют в пласте по восходящей линии. Обычно применяется в случае возможного прорыва газа, так как в этом случае есть возможность отсечь участок ствола, по которому прорывается газ, не отключая всего горизонтального участка ствола.
• — Нисходящий. Ствол формируют в пласте по нисходящей линии. Применяется в случае близкого водонефтяного контакта и, как следствие, возможного прорыва пластовой воды. Вода будет прорываться по нижнему участку горизонтального ствола, и при его отсечении оставшаяся часть ствола будет продолжать работать, в противном случае пришлось бы отсекать весь ствол.
• — «Синусоида». Основное преимущество данного профиля в том, что в условии слоистого залегания пласта, когда идет чередование проницаемых (нефтенасыщенных) и непроницаемых пропластков, позволяет более полно охватить пласт. Но он имеет и существенные недостатки, которые не позволили получить ему широкое распространение. Одним из таких недостатков является образование «гидрозатвора» в пониженных участках ствола.

Экономический критерий определяется экономической целесообразностью бурения ГС с точки зрения окупаемости затрат и необходимой прибыли.

По перспективности горизонтальной технологии бурения скважин все объекты разработки можно подразделить на три категории.

К первой категории отнесены залежи с благоприятными условиями по выше названным критериям. Это, прежде всего, массивные залежи турнейского и башкирского возраста с нефтенасыщенной толщиной не менее 10 м; пластовые залежи верейского и яснополянского объектов с нефтенасыщенной толщиной пластов не менее 3 м.

Ко второй категории относятся объекты с повышенным геологическим и технологическим риском для горизонтального бурения, связанным с высокой расчлененностью нефтенасыщенных объектов, представленных пластами коллекторами толщиной менее 2 м, наличием газоносного разреза выше нефтяных залежей, зональной ограниченностью залежей и высокой выработанностью запасов. К этой категории относятся почти все объекты разработки многопластового типа башкирского возраста с высокорасчлененными карбонатными коллекторами.

К третьей категории относятся водонефтяные зоны, подгазовые и подошвенные части залежей, а так же высоко выработанные объекты. На эти объекты практически, геологически, технологически и экономически горизонтальная технология неприемлема.

Наиболее высокие перспективы и эффективность связаны с первой группой. Богатый опыт горизонтального бурения на залежи первой группы позволяют с определенной степенью уверенности выделить основные критерии успешности бурения горизонтальных стволов:

нефтенасыщенная толщина не менее 10 м;

наличие невыработанных целиков нефти;

наличие непроницаемого экрана между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями разреза (желательно).

Параметры горизонтального ствола должны быть следующие:

формирование горизонтального ствола в кровельной части нефтенасыщенного разреза;

траектория горизонтального ствола горизонтальная или по нисходящей линии;

длина горизонтального ствола определяется размерами невыработанных участков залежи. Обычно она не должна превышать 1/3 расстояния сетки скважин.

Учитывая, что продуктивные объекты месторождения приурочены к верейской залежи, существуют невыработанные целики нефти, имеются мощные нефтенасыщенные участки с невыработанными запасами — отнесем объекты к первой категории, т. е. наиболее перспективных к доразработке с помощью бурения горизонтальных скважин.