Главная
АИ #34 (216)
Статьи журнала АИ #34 (216)
Применение горизонтальных скважин как метода увеличения нефтеотдачи пластов

Применение горизонтальных скважин как метода увеличения нефтеотдачи пластов

Рубрика

Нефтяная промышленность

Ключевые слова

горизонтальные скважины
нефтеотдача пластов
дополнительная добыча нефти
бурение боковых стволов
недостаточная приемистость добывающих скважин с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пласта

Аннотация статьи

В данной статье рассматривается применение горизонтальных скважин как метода увеличения нефтеотдачи пластов. Имеющиеся технологии применяются в различных крупных нефтегазовых компаниях.

Текст статьи

На Южно-Солнечном месторождении в эксплуатации находится пласт А4, который приурочен к кровле башкирского яруса и литологически представлен известняками неоднородными по коллекторским свойствам. Залежь неполнопластового типа. Глубина залегания пласта – 1364 м. Коллектор трещиновато-поровый. Коэффициент песчанистости составляет 0,856, расчлененность 5,17. Средневзвешенная по площади залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,4 м. Средняя проницаемость 455мкм2.

По состоянию на 01.01.2023 г. на месторождении пробурено четыре скважины (поисковая № 1, разведочная № 2 и эксплуатационные № 3 и № 4) и три боковых ствола (один боковой ствол из скважины № 1 и два боковых ствола из скважины № 4).

Поисковая скважина № 1 была пробурена в 2010г. В 2012 г. в соответствии с проектом недропользователем была построена скважина № 2, в период 2012-2013 г. была пробурена эксплуатационная скважина № 3, а также произведено опережающее бурение проектного бокового ствола 1_bs северо-западного направления из добывающей скважины № 1. В 2014 г. согласно действующему проектному документу «Технологическая схема разработки», была пробурена эксплуатационная скважина № 4 и два боковых ствола – 4_2bs, 4_3bs.

По состоянию на 1.01.2023 г. в действующем добывающем фонде пребывают три скважины: № 1bs (боковой ствол скважины № 1), 2, 3. Скважины эксплуатируются глубинно-насосным способом (ЭЦН). Скважина №4 и два боковых ствола – 4_2bs, 4_3bs ликвидированы.

Промышленная нефтеносность на Южно-Солнечном нефтяном месторождении установлена в залежи пласта А4 башкирского яруса по результатам испытания пласта (ИПТ) и опробования в эксплуатационной колонне в поисковой скважине № 1.

Южно-Солнечное месторождение разрабатывается с 2010 г. Действующим проектным документом является «Технологическая схема разработки Южно-Солнечного месторождения» (протокол Приволжской нефтяной секции ЦКР Роснедр по УВС № 1104 от 19.12.2014 г.), в котором единственная залежь нефти пласта А4 естественно рассматривается в качестве самостоятельного объекта разработки.

В 2015 г. в оперативном порядке выполнен подсчет запасов УВС (протокол № 03-18/507 – пр. от 14.09.2015 г.). Новые залежи углеводородов по итогам уточнения геологического строения месторождения не выявлены – свод объектов разработки в настоящем документе не претерпевает изменений.

Карта текущих нефтенасыщенных толщин представлена на рисунке 1.

image.png

Рис. 1. Карта текущих эффективных нефтенасыщенных толщин пласта А4 Южно-Солнечного месторождения

Для проведения прогнозных технологических расчетов, на базе трехмерной геологической модели создана гидродинамическая модель. При построении геолого-гидродинамической модели Южно-Солнечного месторождения применялись программные комплексы Petrel и Eclipse компании Shlumberger.

Проектирование осуществлялось на базе анализа текущего состояния разработки эксплуатационного объекта и объектов-аналогов соседних месторождений.

При выборе вариантов разработки учитывались: геологическая характеристика продуктивного пласта, размеры залежи, величины геологических и извлекаемых запасов, результаты опробования залежи и экономическая целесообразность рекомендуемой системы.

Учитывая геолого-физические условия залежи, принимая во внимание невысокую вязкость нефти (2,76 мПа‧с) и незначительные размеры (1,5 × 1,6км), применение крупномасштабных методов повышения нефтеотдачи, нецелесообразно [1, с. 19-21].

Поэтому разработка пласта А4 башкирского яруса осуществляется на естественном упруговодонапорном режиме без поддержания пластового давления. Кроме того, гидродинамические исследования подтвердили хорошую гидродинамическую связь залежи с законтурной областью. При высоких темпах разработки и накопленном отборе 549,6 тыс. т. жидкости (по состоянию на 01.01.2023 г.) пластовое давление сохраняется близким начальному, что позволяет осуществлять дальнейшую разработку залежи на естественном упруговодонапорном режиме, без воздействия какими-либо агентами.

В настоящем проектном документе в целом по месторождению представлено два варианта разработки, в концепцию формирования которых заложены следующие принципы:

  • разработка залежи на естественном режиме;
  • система размещения скважин – избирательная;
  • добыча механизированным способом.

Вариант базовый предусматривает дальнейшую разработку залежей существующим фондом, без каких-либо геолого-технических мероприятий.

Вариант 1. Реализация решений действующего проектного документа «Технологическая схема разработки Южно-Солнечного нефтяного месторождения» (протокол Приволжской нефтяной секции ЦКР Роснедр по УВС № 1104 от 19.12.2014 г.) предусматривает разработку объекта на естественном упруговодонапорном режиме, а также бурение одной добывающей скважины № 4 и двух боковых стволов в 2014 г. Фонд скважин за весь срок разработки – четыре скважины и три боковых ствола.

Необходимо отметить, что бурение проектной эксплуатационной скважины № 4 и двух боковых стволов (4_2bs, 4_3bs) выполнено недропользователем в первом квартале 2014 г. Ввиду того, что результаты бурения скважины № 3 в 2013 г. не подтвердили структурную поверхность проницаемой части пласта А4 (абс. отм. оказалась выше предполагаемой на 11 м) недропользователь с определенной долей риска сместил местоположение скважины № 4 к юго-восточной границе залежи с целью доразведки пласта. Ожидаемые нефтенасыщенные толщины пласта А4 не подтвердились. Скважина № 4 вскрыла 1,2 м нефтенасыщенной толщины с крайне низкой пористостью – 0,09 д. ед. и насыщенностью – 0.6 д. ед. Испытание и опробование в скважине и боковых стволах не проводилось. Цементирование колонны не проводилось. В эксплуатацию скважина не вступила.

В этой связи вариант 1 совпадает с Базовым вариантом и представляет собой текущую тенденцию разработки объекта А4 Южно-Солнечного месторождения, собственным фондом скважин. Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 1 представлена на карте текущих нефтенасыщенных толщин (рис. 2).

Фонд скважин за весь срок разработки – четыре скважины и три боковых ствола, из них действующие – две скважины и один боковой ствол (№ 1_bs, 2, 3).

При реализации данного варианта представляется возможным извлечь 556 тыс. т. нефти, в том числе за проектный период – 201 тыс. т., при этом будет достигнут коэффициент нефтеизвлечения 0,518 д. ед., (утвержденный КИН 0,515). Коэффициент охвата составит 0,891 д. ед. Плотность сетки скважин – 19,9 га.

Карта остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин пласта А4 Южно-Солнечного месторождения на последний год разработки представлена на рисунке 3.

image.png

Рис. 2. Южно-Солнечное месторождение. Объект А4. Схема размещения проектного фонда скважин на карте текущих нефтенасыщенных толщин. Вариант 1

image.png

Рис. 3. Южно-Солнечное месторождение. Объект А4. Карта остаточных нефтенасыщенных толщин на последний год разработки. Вариант 1

Вариант 2 направлен на оценку перспектив увеличения охвата на объекте. Предполагает дополнительно к мероприятиям первого варианта строительство нового бокового горизонтального ствола из скважины 3 в область локализации остаточных подвижных запасов.

Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 2 представлена на карте текущих нефтенасыщенных толщин (рис. 4).

Фонд скважин за весь срок разработки – четыре скважины и три боковых ствола, из них действующие – две скважины и два боковых ствола (№ 1_bs, 2, 3, 3_bs).

При реализации данного варианта представляется возможным извлечь 581,0 тыс. т. нефти, в том числе за проектный период – 238,0 тыс. т, при этом будет достигнут коэффициент нефтеизвлечения 0,565 д. ед., (утвержденный КИН 0,515). Коэффициент охвата составит 0,922 д. ед. Плотность сетки скважин – 17,2 га.

Карта остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин пласта А4 Южно-Солнечного месторождения на последний год разработки по варианту 2 представлена на рисунок 5.

image.png

Рис. 4. Южно-Солнечное месторождение. Объект А4. Схема размещения проектного фонда скважин. Вариант 2

Карта остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин пласта А4 Южно-Солнечного месторождения на последний год разработки по варианту 2 представлена на рисунок 4.

image.png

Рис. 5. Южно-Солнечное месторождение. Объект А4. Карта остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин на последний год разработки. Вариант 2

С позиции достижения наибольшего КИН в первом варианте характеризуется достижением КИН 0,518, а во втором 0,565, при Кохв – 0,891 и 0,922 д. ед., что превышает утвержденное значение КИН (0,515).

Реализация данных вариантов позволяет извлечь до 238 тыс. т. нефти, по первому варианту за 9 лет, по второму за 8 лет.

Проведенная оценка экономической эффективности рассмотренных вариантов, свидетельствует, что разработка Южно-Солнечного месторождения при условиях, принятых в расчете экономически эффективна по обоим вариантам, но максимальным чистым дисконтированным доходом характеризуется второй вариант [2].

Динамика основных технологических показателей по рекомендуемому 2 варианту разработки представлена на рисунок 6.

image.png

Рис. 6. Динамика основных технологических показателей разработки

Вариант 2 (рекомендуемый).

Выводы: По проектированию разработки пласта А4 Южно-Солнечного месторождения можно сделать следующие выводы:

  • обоснование вариантов разработки и прогноз технологических показателей выполнены на основе трехмерной геолого-гидродинамической модели объекта А4 Южно-Солнечного месторождения;
  • по месторождению рассмотрено два варианта, в основу которых заложены следующие принципы:
  • выделен один эксплуатационный объект – пласт А4;
  • разработка залежи на естественном режиме;
  • добыча механизированным способом.

Вариант 1 предусматривает реализацию решений действующего проектного документа «Технологическая схема разработки Южно-Солнечного нефтяного месторождения» (протокол Приволжской нефтяной секции ЦКР Роснедр по УВС

№ 1104 от 19.12.2014 г.) и представляет собой текущую тенденцию разработки объекта А4 Южно-Солнечного месторождения собственным фондом скважин.

Вариант 2 предусматривает дальнейшее уплотнение сетки скважин, для этих целей планируется пробурить боковой ствол из скважины 3 в 2020 г.

По расчетам на ГДМ модели по вариантам 1 и 2 достигаемых КИН – 0,518 и 0,565 больше утвержденного (0,515). Реализация данных вариантов позволит извлечь до 238 тыс. т. нефти по первому варианту за 9 лет, по второму за 8 лет.

Проведенная оценка экономической эффективности рассмотренных вариантов, свидетельствует, что разработка Южно-Солнечного месторождения при условиях, принятых в расчете экономически эффективна по обоим вариантам, но максимальным чистым дисконтированным доходом характеризуется второй вариант, который и рекомендуется к утверждению [3].

Список литературы

  1. Богомольный Е.И., Сучков Б.М., Савельев В.А., Зубов Н.В., Головина Т.И. Технологическая и экономическая эффективность бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов. Нефтяное хозяйство – 1998, № 3, С. 19-21.
  2. Кудинов В.И., Савельев В.А., Богомольный Е.И., Шайхутдинов Р.Т., Тимеркаев М.М., Голубев Г.Р. Строительство горизонтальных скважин. – М.: Нефтяное хозяйство, 2007 г.
  3. Баймухаметов К.С. Геологическое строение и разработка нефтяных месторождений Башкортостана. – РИЦ АНК «Башнефть»,1997 г.

Поделиться

137

Шамсутдинов А. Р. Применение горизонтальных скважин как метода увеличения нефтеотдачи пластов // Актуальные исследования. 2024. №34 (216). С. 38-43. URL: https://apni.ru/article/9950-primenenie-gorizontalnyh-skvazhin-kak-metoda-uvelicheniya-nefteotdachi-plastov

Актуальные исследования

#40 (222)

Прием материалов

28 сентября - 4 октября

осталось 2 дня

Размещение PDF-версии журнала

9 октября

Размещение электронной версии статьи

сразу после оплаты

Рассылка печатных экземпляров

22 октября