Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

Цементирование хвостовика производится по всей длине его установки, за исключением продуктивного интервала, при этом применяется модульный отсекатель пластов (МОП), что исключает ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пласта при креплении скважин.

В целях повышения качества строительства бокового ствола и совершенствования конструкции скважины необходимо:

– забуривание бокового ствола производить после извлечения эксплуатационной колонны в интервале от устья до глубины вырезания «окна» и последующее бурение БС производить без потери диаметра;

– производить местные расширения бокового ствола скважины;

– цементирование хвостовика производить до кровли продуктивного пласта с оставлением забоя открытым (совершенное вскрытие пласта) или спускать заранее перфорированный хвостовик с последующим цементированием до кровли пласта.

3.4 Анализ эксплуатации скважин с боковыми стволами на Туймазинском месторождении

На Туймазинском месторождении с начала работ по зарезке боковых стволов пробурено по состоянию на 01.01.2004 года 121 БС, из них 20 скважин на территории республики Татарстан. Накопленная добыча нефти по этим скважинам составила 463,918 тыс. тонн нефти, по РТ – 172,140 тыс. тонн нефти. Всего по ООО НГДУ «Туймазанефть» пробурено 138 боковых стволов.

За 2003 год 19% добычи нефти по месторождению пришлось на скважины с боковыми стволами. При этом доля скважин с БС в эксплуатационном фонде скважин месторождения составляет 14%. Показатели работы скважин с БС показаны в таблице 13.

Основными целями строительства боковых стволов в условиях Туймазинского месторождения являются: повышение нефтеотдачи разрабатываемых объектов в результате уплотнения сетки скважин; повышение текущей добычи нефти путем восстановления действующего фонда скважин бурением боковых стволов из нерентабельных скважин, находящихся в бездействии, в консервации и ликвидированных по техническим причинам (аварии, прихват НКТ при цементировании и т.д.), вовлечение в процесс разработки застойных, тупиковых зон, доизвлечение остаточных запасов, сосредоточенных в верхних продуктивных пачках пластов девонских отложений.

Таблица 13. Показатели работы скважин с боковыми стволами Туймазинского месторождения по годам эксплуатации

Из таблицы видно, что при интенсивном нарастании числа действующих БС годовая добыча нефти и жидкости также возрастает. Наблюдается также возрастание обводненности продукции скважин по мере выработки остаточных запасов нефти в зонах дренирования боковых стволов. Обводненность продукции в последние годы находится в пределах 83,9 – 85,4%. Рост среднесуточного дебита нефти в первые годы внедрения метода обусловлен вводом в эксплуатацию боковых стволов, пробуренных на девонские пласты (1997–1999 годы), отличающихся лучшими фильтрационно-емкостными характеристиками по сравнению с пластами каменноугольных отложений. В последующем после первоначального, резкого падения средний дебит скважин по нефти колеблется в пределах 2,7 – 3,7 т/сут. Дебит по жидкости также продолжает несколько снижаться от уровней 23 – 25 т/сут до 18 – 19 т/сут.

Из всех объектов разработки достаточно высокие показатели эксплуатации имеют БС терригенных девонских залежей: на 91 скважине годовая добыча нефти в 2003 году достигла 78,077 тыс. тонн, среднесуточный дебит скважин по нефти составил 2,8 т/сут. Добыча нефти из 78 боковых стволов в 2002 году составила 87,669 тыс. тонн при среднесуточном дебите скважин по нефти 3,7 т/сут. Несмотря на бурение новых БС на девонские продуктивные горизонты в 2002–2003 годах (29 боковых стволов), добыча нефти по скважинам с БС из пластов девонских отложений снизилась по сравнению с 2002 годом на 9592 тонны, также снизился дебит скважин по нефти.

Динамика добычи нефти, среднесуточных дебитов нефти и обводненности по продуктивным горизонтам показана в таблице 14.

Таблица 14. Показатели работы скважин с БС Туймазинского месторождения по продуктивным горизонтам

Показатели работы боковых стволов характеризуются резким падением начальных дебитов по нефти (среднесуточных дебитов за первый год эксплуатации) и стабилизацией на уровне:

– по девону – 2,8 – 3,7 т/сут;

– по карбону – 1,5 – 2,0 т/сут;

и постепенным падением дебитов по жидкости.

Суммарная добыча нефти по продуктивным пластам каменноугольных отложений Туймазинского месторождения из 30 пробуренных боковых стволов на 01.01.2004 года с начала эксплуатации составляет 103,223 тыс. тонн. Суммарная добыча нефти с начала эксплуатации по пластам девона из 91 скважины с БС составляет 360,695 тыс. тонн.

Основные показатели работы боковых стволов показывают в целом эффективность технологии. Однако имеются объекты и скважины с низкими показателями. Рассмотрим последние подробнее.

На рисунках 3 и 4 приведены гистограммы распределения БС Туймазинского месторождения по дебиту нефти на текущую дату и по среднему дебиту за первый год работы.

По гистограмме рисунка 3 видно, что доля скважин с БС девонских пластов с дебитом (на текущую дату) до 1 т/сут нефти составляет 34,2%, с дебитом до 1,5 т/сут – 48,1%. Данный показатель характеризует низкую эффективность части БС с дебитом, граничащим с экономически предельным. По гистограмме, характеризующей распределение БС девонских отложений по начальным дебитам (рисунок 3), соответствующие доли малодебитных скважин меньше – 13,9% и 31,6%. Выше также и средний дебит нефти за начальный период: 5,7 вместо 2,6 т/сут. Следовательно, текущее распределение дебитов отражает процесс выработки участков залежей с БС: по мере выработки участков, эксплуатирующихся боковыми стволами, текущие дебиты скважин по нефти снижаются. Это подтверждается также данными по накопленной добыче нефти по боковым стволам, приведенными в таблице и на гистограмме распределения.

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.

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).

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15