ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОЙ ДЛИНЫ ПРОЕКТНОГО БОКОВОГО СТВОЛА ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ НА ПРИМЕРЕ ЮЖНО-КИЕНГОПСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Южно-Киенгопское месторождение нефти расположено на территории Якшур-Бодьинского района Удмуртской Республики. Месторождение введено в эксплуатацию в 1973 году, разработку ведет ОАО «Удмуртнефть».

Запасы нефти приурочены к карбонатным коллекторам верейских, башкирских, и турнейских ярусов и терригенным отложениям визейского горизонта.

Месторождение находится на поздней стадии разработки и характеризуется значительным ухудшением структуры запасов нефти. Основные сложности разработки связаны со сложным геологическим строением (многопластовость, невыдержанность коллекторов по толщине и площади) и высокой обводненностью добываемой нефти.

Турнейский ярус, содержащий 12% балансовых извлекаемых запасов нефти, характеризуется особенно сложным геологическим строением: количество прослоев по площади изменяется от 3 до 23, эффективная толщина прослоев - 0,6-28 м. Коэффициент расчлененности составляет 9,14.[1]

На 2019 год из турнейского объекта отобрано 91 % извлекаемых запасов нефти при средней обводненности добываемой продукции 98 % (рисунок 1). Анализ разработки [1] показал, что при сложившихся условиях разработки кратность остаточных извлекаемых запасов нефти оценивается в 21 год, утвержденный КИН не достигается.

Анализ ГТМ, направленных на интенсификацию добычи нефти, показал высокую эффективность бурения боковых стволов (БС) на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» - доля дополнительно добытой нефти за счет данного вида ГТМ за последние 5 лет составила 10%.

Опыт свидетельствует о том, что темпы отбора нефти из скважин с БС по сравнению с системами вертикальных скважин повышаются в 3–5 раз за счет расширения площади фильтрации, замедление темпа обводнения скважин, выработки слабодренируемых зон. [2, 3]

Для рассматриваемого турнейского объекта Южно-Киенгопского месторождения определение местоположения целиков нефти, не участвующих в процессе дренирования, производится по картам разработки и остаточных подвижных запасов (рисунок 1,а), картам остаточных нефтенасыщенных толщин (рисунок 1, б), картам изобар (рисунок 1, в) с учетом продуктивности окружающих скважин (рисунок 1, г).

Рисунок 1. Карты остаточных подвижных запасов (а), текущих нефтенасыщенных толщин (б), изобар (в), накопленных отборов (г) турнейского объекта Южно-Киенгопского месторождения

Анализ карт показал наличие невыработанных слабодренируемых зон и целиков. Размеры целиков нефти обусловлены характером размещения добывающих скважин на залежи и геологической неоднородностью коллектора, влияющей на их продуктивность. Текущее пластовое давление поддерживается на высоком уровне, необходимом для процесса вытеснения нефти.

При выборе скважин для бурения БГС определяющую роль играют геолого-технические параметры состояния скважины, включая: состояние эксплуатационной колонны и качество ее крепления, степень выработки запасов нефти, техническая возможность проводки бокового ствола.

При выборе коридора бурения горизонтального участка учитываются наилучшие коллекторские свойства пласта, удаленность коридора от водонефтяного контакта и наличие глинистой прослойки между нефтяным и водным пластами.[4]

Наиболее перспективным кандидатом для бурения бокового ствола в зоне концентрации остаточных запасов нефти является скважина №40, находящаяся на текущий момент в бездействующем фонде (рисунок 2).

Рисунок 2. Карта остаточных запасов турнейского объекта Южно-Киенгопского месторождения

По оценке [1] окрестности скважины №40 содержат значительные невыработанные запасы нефти (48 тыс. т). Скважина выведена из эксплуатации в 2002г. с накопленной добычей нефти 36 тыс. т по причине достижения высокой обводненности (98 %), следовательно, можно сделать вывод, что имеющийся вертикальный ствол скважины неэффективен для довыработки существующих остаточных запасов нефти.[1]

Для расчета притока флюида из пласта к горизонтальному стволу разработаны многочисленные математические модели, учитывающие форму площади дренирования скважины: методы Борисова, Жижье, Джоши, Ренарда и Дупье [2]. Основным их различием является входящий в формулу расчета компонент, отражающий приток пластового флюида к скважине в горизонтальной плоскости. Широкое применение получила формула Джоши-Экономидеса, которая с помощью коэффициента анизотропии проницаемости учитывает приток пластового флюида к скважине в вертикальной плоскости.

                         (1)

где:

q_г – дебит скважины с БГС, м³/сут;

К – абсолютная проницаемость пласта, мД;

h – толщина пласта, м;

m – вязкость, сПз;

Р_е –пластовое давление, атм;

р _wf – забойное давление в горизонтальной секции скважины, атм;

B – объемный коэффициент нефти;

r_с – радиус скважины, м;

R_k – радиус контура питания, м;

L – длина горизонтального ствола, м;

 – большая полуось эллипса (контура питания).

На текущий момент накоплен большой опыт бурения боковых горизонтальных стволов на месторождениях ОАО «Удмуртнефть». В среднем, длина дополнительного бокового ствола составляет 90-250 м, при этом, техническая оснащенность буровых бригад позволяет обеспечить проходку с требуемой точностью до 500 м.

Анализ влияния сил трения в зависимости от длины горизонтального участка показал, что данный фактор следует учитывать только для участков свыше 600 м. [2]

Результаты расчетов стартовых дебитов по жидкости в зависимости от длины горизонтального ствола приведены на рисунке 3. Геолого-технические характеристики скважины №40 приведены в таблице 1.

Таблица 1.

Исходные данные для определения технологической эффективности бурения ГС

Рисунок 3. Зависимость дебита жидкости от длины горизонтального ствола скважины

Расчеты показали, что бурение горизонтального ствола при текущей технической оснащенности сил подрядной организации позволит получить приток жидкости в скважину от 79 до 451 м³/сут, нефти – 50-284 т/сут.

Алгоритм расчетов динамики дебитов с постоянным шагом по времени  строится по методике, описанной в [3]. Описанный метод позволяет прогнозировать на этапе проектирования дебиты жидкости, нефти, обводненность, технологическую эффективность горизонтальных скважин, показатели интенсификации разработки. При расчетах полагалось, что при обводненности продукции скважины более 98% эксплуатация неэффективна.

Зависимости относительных фазовых проницаемостей получены в результате статистической обработки экспериментальных данных (рисунок 4) [1].

Рисунок 4. Зависимости относительных фазовых проницаемостей для воды, нефти и обводненности продукции от водонасыщенности продуктивных пластов турнейского яруса. (Кпр=0,142 мкм²; mн=2,60 мПа∙с)

Рассмотрим эффективность увеличения длины бокового ствола для условий Южно-Киенгопского месторождения с шагом 50 м.

Результаты расчетов достигаемого КИН на период 20 лет разработки для разных значений длины горизонтального ствола приведены на рисунке 5.

Рисунок 5. Зависимость КИН дренируемых запасов скважины №40 от года и от обводненности

График показывает, бурение БГС позволяет значительно повысить КИН за счет вовлечение в разработку слабодренируемой зоны. При увеличении длины ствола от 200 до 500 м КИН возрастает незначительно по причине интенсификации процесса прорыва пластовых вод. На основании вышесказанного оптимальным вариантом является бурение горизонтального ствола 150-200 м по причине уменьшения экономических затрат на бурение БГС и риска попадания в водонасыщенную зону.

Анализ расчетов показывает, что бурение БГС из ствола скважины №40 позволяет добыть дополнительно 25,0 тыс. т. нефти и соответственно повысить степень выработки запасов турнейского объекта. Проектный срок эксплуатации скважины до момента достижения обводненности 98% составляет 8 лет.

Заключение

Южно-Киенгопское нефтяное месторождение находится на территории Якшур-Бодьинского района Удмуртской Республики Удмуртской Республики. Добыча нефти ведется из верейского, башкирского, визейского и турнейского объектов.

Турнейский объект приурочен к пористым известнякам, залежь характеризуется толщинами 0,6-28 м, высокими значениями коэффициента песчанистости и расчлененностью. Объект содержит 12% остаточных извлекаемых запасов нефти Южно-Киенгопского месторождения.

Объект находится на завершающей стадии разработки, накопленная добыча нефти составляет 91% от НИЗ.

Турнейский объект характеризуется активными подошвенными водами, вследствие быстрого образования конуса обводнения в залежи имеются зоны, не охваченные дренированием.

С целью довыработки запасов нефти турнейского объекта предложена зарезка бокового горизонтального ствола из законсервированной скважины №40. Проведенный технологический расчет показал эффективность предлагаемого решения, за счет довыработки остаточных запасов и увеличения коэффициента нефтеизвлечения.

Для условий Южно-Киенгопского месторождения определена оптимальная длина бокового горизонтального ствола, составляющая 150-200 м.

Список литературы:

1. Дополнение к Технологической схеме разработки Южно-Киенгопского нефтяного месторождения Удмуртской Республики. г.Ижевск, 2017 г.
2. Летичевский А.Е., Бадамшин Р.Р., Кукушкина О.А.Оптимизация длины горизонтальной скважины//Научно−технический вестник ОАО «НК «РОСНЕФТЬ». – 2011. - №4. – С.26-31.
3. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. Москва: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001 г. – 199 с.
4. Алиев З. С. Методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрытых ими пластов. Москва: Нефть и газ, 2001. – 167 с.