Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

ГЛАВА 5. УВЕЛИЧЕНИЕ ОХВАТА ВОЗДЕЙСТВИЯ
БУРЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И БОКОВЫХ СТВОЛОВ
В последние годы перспективным методом интенсификации добычи нефти и повышения степени ее извлечении из недр стало включение в систему разработки горизонтальных скважин. Наличие протяженной зоны дренирования и низкого фильтрационного сопротивления призабойной зоны горизонтальных скважин обеспечивают высокий охват пласта заводнением [355—364].
Горизонтальные скважины при благоприятном геологическом строении эффективны как на начальной стадии разработки, так и на поздней. В этом случае из обводнившихся вертикальных или наклонно направленных скважин бурят боковой горизонтальный ствол, которым вскрывают невыработанную зону. Системы, построенные на использовании вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин, обеспечивают более равномерную выработку в условиях неоднородных коллекторов. На практике реализованы различные схемы комбинаций вертикальных и горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов, позволяющие включать в разработку удаленные от вертикального ствола пропластки с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Общепризнано, что применение горизонтальных скважин позволяет решить ряд важных проблем разработки нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений [355, 356]. Горизонтальные скважины в большей степени, чем вертикальные, позволяют разрабатывать нефтяные месторождения при пластовых давлениях, близких начальному, в то время как в вертикальных скважинах значительные превышения давления над первоначальным приводит к более высоким темпам обводнения скважин. Дебиты горизонтальных скважин согласно численным экспериментам в трехрядной системе заводнения (наиболее часто применяемая система) в 2,5... 3,0 раза выше, чем дебиты вертикальных скважин в аналогичных геологических условиях. Соотношение дебитов увеличивается во времени до 4 раз и это соотношение долго (10... 12 лет) поддерживается во времени [356].
Исследование эффективности применения различных систем Разработки показало, что в многорядных системах с увеличением
435
числа горизонтальных скважин происходит улучшение проце разработки. При одинаковом числе горизонтальных скважин бол жесткие системы (однорядная, площадная системы) предпочт тельнее с точки зрения повышения охвата пластов и увеличеви темпа выработки запасов.
При забуривании горизонтального ствола при существующей системе разработки пласта вертикальными скважинами, необходи мо учитывать целый ряд достоверных исходных данных (детальное строение пласта, карты изобар по каждому из пластов, слагающих рассматриваемый эксплуатационный объект, карты толщин и про-ницаемостей, данные о положении водонефтяного контакта). На основе этих данных определяются положение горизонтальной скважины, ее направление, оптимально допустимая длина и дебит, равномерность выработки дренируемой зоны. При этом соблюдаются следующие правила. Забой горизонтальной скважины не должен быть направлен в сторону водонефтяного контакта и навстречу фильтрационному потоку (нагнетательной скважине), не должен располагаться вдоль границы зон различной проницаемости.
В трещиновато-пористых карбонатных коллекторах наименьший охват пластов воздействием наблюдается в том случае, когда фильтрационный поток направлен вдоль трещин. Трещины дренируют пласт, вода прорывается к добывающим скважинам, происходит резкое обводнение продукции. Сокращается безводный период, который может составлять десятые и даже сотые доли объема пор пласта. Блоки разрабатываются слабо, конечная нефтеотдача не превосходит 40 % при прокачке 3—4 объемов пор воды [357].
При вытеснении нефти вкрест простирания трещиноватости ситуация существенно меняется. Разработка блоков здесь принудительная, высокая гидропроводность трещин способствует охвату по фронту. Конечная нефтеотдача и расход закачиваемой воды аналогичен случаю однородного изотропного пласта. Если связь между трещинами уменьшается, то уменьшается и их дренирующая способность. Детальное изучение процесса показало, что при трещинах конечной длины, имеет место переток жидкости от одной трещины к трещине соседнего ряда "поперек блока" аналогично перетокам в слоисто-неоднородных пластах. При отношении длины трещин к шагу, равному 0,1, результаты вытеснения близки к случаю изотропного пласта. Безводный период возрастает до 0,4 объема пор, конечная нефтеотдача — до 60 %, а затраченный объем за-
436
ачки воды составляет 1,2... 1,3 объема однородного изотропного пласта [357].
Накопленный опыт бурения горизонтальных скважин позволил пределить основные геологические и технологические критерии аля их размещения в пределах месторождения и параметры ствола, гарантирующие получение ощутимого эффекта.
При выборе скважин, планируемых к зарезке боковых горизонтальных стволов, учитываются следующие критерии:
геологические:
— минимальная эффективная нефтенасыщенная толщина 4 м;
— наличие непроницаемого экрана (уплотненной пачки пород) между нефтенасыщенными и водонасыщенными или газона-сышенными коллекторами;
— возможность бурения горизонтального ствола в верхней части нефтенасыщенного пласта на максимальном удалении от ВНК, особенно при наличии развитой трещиноватости пород;
— проводка горизонтального ствола по горизонтальной, либо по нисходящей линии и недопущение седловидных перегибов его в вертикальной плоскости в целях предотвращения вероятности образования гидрозатвора;
— эффективная (приходящаяся на нефтенасыщенные интервалы) длина бокового ствола составляет 8,0...200,0 м в зависимости от реализованной сетки скважин.
Технологические критерии определяются многими факторами:
— расположением невыработанных и слабо дренируемых зон пласта по площади и разрезу с учетом реализованной системы разработки;
— степенью выработанное™ запасов;
— текущими пластовыми и забойными давлениями;
— дебитами скважин на перспективных участках пласта;
— обводненностью продукции;
— плотностью сетки скважин;
— текущим состоянием разработки в целом.
На месторождениях Татарстана объектами применения горизонтальных скважин являются:
— залежи массивного типа, приуроченные к карбонатным по-Р°Дам нижнего и среднего карбона;
— залежи пластового типа, приуроченные к терригенным неф-Тенасыщенным пластам, чередующихся с плотными глинистыми ^Рослоями, относятся к отложениям нижнего карбона и девона.
437
При вступлении в позднюю стадию крупных нефтяных место рождений, разрабатываемых с поддержанием пластового давления путем закачки в качестве рабочего агента воды, возникают две крупные проблемы:
— как снизить затраты на добычу нефти;
— как увеличить темпы отборов нефти, текущий и конечный коэффициенты нефтеизвлечения.
Одним из путей решения этих взаимосвязанных проблем может стать доразработка месторождений системой горизонтальных скважин, пробуренных из существующих вертикальных скважин.
Основные критерии в пользу выбора такой технологии дораз-работки старых месторождений:
— затраты на бурение горизонтальных стволов существующих скважин значительно дешевле бурения новой скважины (до 2-х раз);
— использование ранее отведенных под строительство скважин территорий без дополнительного отвода земель;
— использование всех ранее построенных коммуникаций системы нефтесбора и заводнения;
— увеличение на порядок дебитов нефти ранее эксплуатируемых скважин за счет повышения коэффициента совершенствования вскрытия пласта и площади дренирования;
— увеличение охвата выработкой запасов нефти за счет вовлечения в разработку недренируемых запасов отдельных пропласт-ков, линз, застойных зон;
— увеличение потенциальных возможностей гидродинамических методов регулирования разработки как одного из основных методов повышения эффективности разработки нефтяных месторождений.
Существуют факторы, сдерживающие широкое внедрение метода на месторождениях Татарстана. Среди них основными являются:
1. Геологические:
— вероятность разбухания и осыпания глинистых пропластков в процессе бурения и эксплуатации скважин;
— вероятность пересечения водоносных пропластков или пластов в межскважинном интервале из-за отсутствия информации о геологическом строении и насыщенности пластов межскважинного интервала.
2. Технико-технологические:
— отсутствие надежного инструмента для перехода с вертикального ствола на горизонтальный с малым радиусом искривления,
438
— трудность точного прохождения горизонтального ствола по пласту с отклонениями от вертикали не более 1... 3 м и по азимуту ле более 10.. .20 м от проекта;
— сложность надежной изоляции отдельных водоносных участков горизонтального ствола и возможность обработки других участков по увеличению притока нефти;
— сложность проведения исследований по всему стволу в процессе бурения горизонтальных стволов и эксплуатации скважины;
— невозможность регулирования профиля притока и приемистости по горизонтальному стволу.
Практическое осуществление метода в Татарстане было проведено на скв. 14076 и 23535 Абдрахмановской площади Ромашкин-ского месторождения в 1991—1992 гг., где были выполнены опытные работы по зарезке и бурению горизонтальных стволов. На основе карт остаточной нефтенасыщенности и текущего состояния разработки было выбрано направление горизонтального ствола из существующей вертикальной скв. 14076. Забуривание горизонтальных стволов осуществляли с глубины 1728 м диаметром 120,65 мм оборудованием фирмы «Eastman Christensen» в сентябре 1991 г. Для бурения использовали полимерглинистый раствор плотностью 1020 кг/м3, разработанный в ТатНИПИнефти.
Конструкция забоя скв. 14076 представлена на рис. 5.1. На забой скважины спущен профильный перекрыватель с "хвостовиком" диаметром 89 мм. Фильтр с плотностью 3 отверстия на 1 м спущен в интервале 1686... 1740 м без цементной заливки. Верхняя часть перекрывателя на глубине 1677 м развальцована к 168-миллиметровой эксплуатационной колонне.
Фактический выход на горизонтальный участок осуществлен на глубине 1764 м по стволу скважины, или на глубине 1740 м от поверхности земли по вертикали. Фактический радиус искривления ствола скважины составил 17,3 м при темпе набора кривизны 2,5° на 1 м ствола и зенитном угле 124,7°. Скв. 14076 была запущена в экс-"луатацию в марте 1992 г. штанговым насосом НГН-2-343.
До бурения горизонтального ствола скв. 14076 имела следую-^Ие показатели: дебит жидкости (qx) составлял 3,2 т/сут; дебит Нефти (<7„) —1,1 т/сут; обводненность (В) — 65,6 %; плотность во-Ды (Ув) — 1040 кг/м3; пластовое давление (Дл) — 11>? МПа; коэффициент продуктивности (Кпр) — 0,66 т/(сут-МПа). При пуске в эКсплуатацию после бурения получили: qx = 5 т/сут; дн = 2,6 т/сут; Й:=44,3%;/)пл=11МПа.
439
Д
I
I Lghi
|РИ1
1720
0 25 50 25 mv
С X
' ---- ------- , VNX
' ' ' J ------ ^ ...... • . 1 хг г I • 1 1 1 1 ,^±^4-
Рис. 5.1. Геологический профиль по горизонту Д, на участке бурения ГС
в скв. 14076
Бурение второго горизонтального ствола начато со скв. 23535 в январе 1992 г. Карта разработки этого пласта показана на рис. 5.2. Для выбора профиля горизонтального ствола были использованы результаты промыслово-геофизических исследований, представленных на рис. 5.3. В процессе бурения горизонтального ствола в интервале 1760... 1782 м радиус искривления составил 13,9 м при темпе набора кривизны 4,1° на 1 м. При достижении глубины забоя 1834 м, угол искривления составил 94,2°, фактический азимут горизонтального ствола — 118,1° (при длине горизонтального ствола — 53 м от вертикали).
В горизонтальный ствол скв. 23535 спущены 73 мм насосно-компрессорные трубы с перфорированными отверстиями в интервале 1786...1796 м, 1805...1833 м и перекрывателем обсадной колонны в интервале 1745... 1753 м. Скв. 23535 была пущена в эксплуатацию в июле 1992 г. штанговым насосом НГН-2-43 с динамикой эксплуатационных характеристик, приведенных в табл. 5.1.
До бурения горизонтального ствола: дж = 2 т/сут; qK = 0,7 т/сут; В = 66,5 %; ув = 1050 кг/м3; Р^ = 15,8 МПа. При пуске в эксплуатацию: дж = 10,0 т/сут; 440
Jfy СКВ. на 01.01.1992
Ч„, т/сут 9ж, т/сут
3372 19,7 89,6
14289 0,8 2,7
14290 10,1 55,0
23535 0,8 2,0
23536 1,1 2,7
Рис. 5.2. Схема опытного участка бурения ГС скв. 23535.
ЯСКВ) м
1756.
1760.
Рис. 5.3. Профиль ГС скв. 23535 Абдрахмановскои площади
441
^ Таблица 5 i
Показатели работы скв. 23535 Абдрахмановской площади после зарезки второго горизонтального ствола
Месяц, год ?ж, м /сут Ч», т/сут В, % е„,т QH с начала пуска, т бж,Т Qx с начала пуска, т — — _^ Ли, МПа
07.92 6,2 5,4 11,9 165 165 187 187 15,8 15,8 15,8 ~~ — --- , 15,8
08.92 8,3 5,9 19,9 211 376 251 438
09.92 10,0 7,8 11,9 100 476 132 570
10.92 10,0 7,8 12,0 241 717 374 944
11.92 10,0 7,8 12,1 233 950 365 1309 15,8
12.92 10,0 7,8 11,7 182 1132 206 1515 15,8
01.93 10,0 7,8 12,0 220 1352 253 1768 15,0
02.93 10,0 7,3 17,7 390 1742 434 2202 15,0
03.93 9,0 6,9 23,1 189 1931 219 2421 15,0
04.93 0 0 0 0 1931 0 2421 15,0
05.93 20,0 12,9 28,9 124 2055 174 2595 16,2
06.93 14,9 9,6 29,0 289 2344 407 3002 14,3
07.93 20,0 12,9 28,9 401 2745 564 3566 13,2
08.93 20,0 12,9 28,9 389 3134 547 4113 13,2
09.93 15,0 9,7 28,9 227 3361 319 4432 13,2 _. — 13,2 — 13,2 12,8 п,о 11,0
10.93 15,0 9,1 34,3 60 3421 91 4523
11.93 15,0 8,4 34,3 85 3506 129 4652
12.93 15,0 8,4 35,0 182 3688 301 4953
01.94 15,0 8,4 35,0 12 3700 20 4973
02.94 15,0 8,4 39,6 1 3701 2 4975
03.94 15,0 8,4 39,6 249 3950 412 387 11,0 11,0
04.94 15,0 8,4 39,6 252 4202 417 5804
442
Окончание табл. 5 1
]У1есяц, ГОД ?ж, м /сут МПа
05.94 15,0 8,4 39,6 261 4463 432 6236 11,0
06.94 ----------- 07.94 12,0 6,5 41,7 72 4535 123 6359 11,0
8,0 4,4 41,7 135 4670 231 6590 11,0
08.94 8,0 4,4 41,7 135 4805 231 6821 11,0
09.94 , ---- — ---------- 10.94 8,0 4,1 44,8 124 4929 225 7046 11,5
8,0 4,1 44,8 128 5057 232 7278 11,5
11.94 8,0 4,1 44,8 17 5074 30 7308 11,5
В процессе эксплуатации дебит жидкости увеличился до 20 мэ/сут, а дебит нефти до 12,9 т/сут. В настоящее время, в связи со снижением пластового давления до 11,5 МПа, дебит жидкости снизился до 8,0 мэ/сут, а дебит нефти до 4,1 т/сут при обводненности добываемой продукции — 44,8 %.
Бурение горизонтальных стволов в скв. 14076 и 23535 подтвердило возможность кратного увеличения дебитов нефти существующих добывающих скважин, нерентабельных для эксплуатации ввиду низких дебитов.
По результатам гидродинамических исследований скв. 14076 выявлено, что при фактическом коэффициенте продуктивности вертикального ствола 0,66 м3/(сут • МПа) коэффициент продуктивности увеличился в результате бурения горизонтальных стволов за счет возрастания поверхности фильтрации (охвата пластов воздействием) до 55,7 м3/(сут • МПа).
Одним из основных условий высокой технологической эффективности горизонтальных стволов является выбор его оптимального профиля с учетом особенностей геологического строения меж-скважинного пространства, состояния выработки запасов нефти ^Дельных пластов многопластового объекта разработки.
Проведение экспериментальных работ по бурению двух гори-3°нтальных скважин для доразработки заводненных коллекторов г°ризонта Д] и анализ этих результатов, приведенные в работе [65,
показали:
443
1. Бурение горизонтальных стволов из существующих кальных скважин на поздней стадии разработки является одним самых высокоэффективных геолого-технических мероприятий, позв ляющих увеличить на порядок дебиты скважин и в конечном итог увеличить коэффициент извлечения нефти за счет увеличения ох вата пластов воздействием.
2. Профиль горизонтальных стволов должен проектироваться с учетом профиля вертикальной скважины, геологического строения коллекторских свойств пластов и состояния выработки запасов нефти на участке их бурения.
3. Процесс проводки горизонтальных стволов должен сопровождаться непрерывной достоверной информацией о траектории их бурения и о геолого-физических свойствах проходимых пород [353].
4. Используемый в процессе бурения раствор должен обеспечить сохранение коллекторских свойств и воспрепятствовать разбуханию глинистых частиц вскрываемого разреза.

На главную страницу