1.4. Задачи доразведки объектов с помощью горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин
Объектами доразведки с помощью ГС и РГС являются [76]:
Широкие водонефтяные зоны залежей разрабатываемых нефтяных месторождений, которые эксплуатируются разной сеткой вертикальных скважин. Вертикальные добывающие скважины в водонефтяных зонах из-за конусообразования довольно быстро обводняются и не обеспечивают удовлетворительную выработку запасов нефти. С целью оценки остаточных запасов, уточнения строения локальных участков и выяснения возможности рентабельной эксплуатации остаточной водонасыщенной части пласта различных участков водонефтяных зон залежи рекомендуется пробурить единичные скважины с горизонтальными стволами, проведенные вблизи кровли продуктивного пласта. По результатам геофизических и гидродинамических исследований ГС и их эксплуатации определяются участки для разработки системой ГС и РГС.
Водонефтяные зоны залежей вновь вводимых в разработку нефтяных месторождений. Многолетний опыт разработки нефтяных зон залежей показал низкую эффективность их эксплуатации вертикальными скважинами, особенно там, где нефтенасыщенная часть пласта имеет малую толщину - менее 5-7 м. Поэтому с целью уточнения строения продуктивного пласта и сравнения добычных возможностей вертикальных и горизонтальных скважин в этих зонах рекомендуется бурение нескольких разведочных ГС, размещенных на различных его участках, которые будут органически вписаны в систему разработки залежи с помощью ГС и РГС.
Залежи нефти, приуроченные к сложно построенным терригенным коллекторам, в которых происходит опережающая выработка запасов нефти из хорошопроницаемых коллекторов, и добывающие скважины работают с обводненностью продукции на 80-90%, а запасы нефти изолированных линз и низкопроницаемых прослоев при существующих сетках вертикальных скважин вырабатываются слабо.
После многолетней эксплуатации скважин и неоднократной перфорации обсадной колонны в продуктивном интервале возникает вопрос о сохранности и качестве запасов нефти в изолированных линзах и низкопроницаемых прослоях. Ответ на этот вопрос может дать лишь бурение нескольких оценочных ГС на эти запасы, с проведением в них комплекса геофизических и гидродинамических исследований.
Залежи с небольшими запасами нефти, не вовлеченными в разработку - т.н. «возвратные объекты», которые в силу изношенности добывающих скважин более целесообразно разрабатывать самостоятельной сеткой скважин. Если их ввод в разработку традиционной технологией пока что является нерентабельным, то применение системы ГС и РГС может быть достаточно эффективным. Поэтому «возвратные объекты» должны быть доразведаны ГС с определением возможности и сроков ввода их в разработку.
Остаточные запасы нефти в карбонатных коллекторах с весьма низкими значениями коэффициента нефтеотдачи. За счет быстрого прорыва пластовых вод в добывающие скважины остаточные запасы могут быть значительными, поэтому доразведка и разработка их новой технологией с применением ГС и РГС является первостепенной задачей.
Целики нефти в застойных зонах крупных залежей нефти, приуроченных к структурам платформенного типа, разрабатываемых путем их разрезания рядами внутриконтурных нагнетательных скважин на самостоятельные блоки или участки. Доразведка целиков путем бурения ГС является более предпочтительной, так как вероятность выявления целиков нефти в застойных зонах с помощью ГС значительно выше, чем вертикальной скважиной.
Нефтяные оторочки в газовых скважинах, изученность которых чрезвычайно низка. Доразведку нефтяных оторочек следует осуществить ГС с последующим переходом на системы разработки с помощью ГС.
Выработанные залежи со значительными остаточными балансовыми запасами. Бурение оценочных ГС позволит определить возможность получения дополнительной добычи нефти из этих ГС.
1.5. Системы разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин
В отличие от размещения вертикальных скважин в случае ГС появляются многочисленные разновидности линейной системы. На рис. 1.4 приведен пример линейного размещения ГС [76]. Здесь горизонтальные стволы располагаются параллельно на определенном расстоянии друг от друга. При линейном размещении в условиях монолитного пласта выделяются одно-, трех- и пятирядные системы закачки рабочего агента. Закачка рабочего агента проводится в нагнетательную ГС, расположенную в середине толщины продуктивного пласта. На рис. 1.4 дан пример однорядной системы закачки рабочего агента.
На рис. 1.5 дан пример однорядного линейного размещения скважин с пятиточечным объемным воздействием. Такое размещение нагнетательного ствола особенно выгодно при использовании тепловых методов воздействия, так как заметно уменьшаются потери тепла через кровлю и подошву пласта, и появляется возможность бурения большого числа скважин с одного куста, сохраняя простой трехинтервальный профиль ГС, что снижает затраты на подготовительные работы.
Батарейная система чаще всего должна применяться в тех случаях, когда естественная и подаваемая с поверхности энергия равномерно распределяется по площади залежи. Это нефтяные оторочки, расположенные под мощной газовой шапкой, водонефтяные зоны в платформенных и массивных залежах, а также нефтяные оторочки, подпираемые снижу подошвенной водой. На рис. 1.6 показано размещение ГС, характерное для этих случаев.
Наиболее простые системы размещения батарей предлагаются для залежей с подгазовыми оторочками, водонефтяными зонами, а также по месторождениям, разработку которых предполагается вести без поддержания пластового давления. Во всех этих случаях размещение батарей ГС должно быть равномерным (по квадратной или треугольной сеткам). На рис. 1.7 приводятся схемы для этих двух вариантов расположения батарей. По аналогии с линейной системой размещение ГС в пределах отдельной батареи можно осуществить по схеме однорядного, пятиточечного и семиточечного объемного воздействия. Наиболее простые примеры разделения нагнетательных и добывающих ГС приведены на рис. 1.8. Здесь же представлены варианты, в которых предусматривается применение как горизонтальных, так и вертикальных скважин. Для того чтобы учесть наличие скважин двух типов, в название системы вводятся понятие количества каналов фильтрации, равных числу горизонтальных стволов и число точек, соответственно числу вертикальных стволов.
Разделение добывающих и нагнетательных ГС в специальные батареи позволяет более гибко регулировать процесс разработки путем выбора надлежащей протяженности горизонтальных стволов и установления соответствующих режимов закачки и отбора из отдельных скважин. Кроме того, оно эффективно и с точки зрения наземного обустройства месторождения.
Расчет дебитов горизонтальных скважин приводится в работе [76] на основании работ Н.В. Ювченко.
Для практических целей большое значение имеет изучение характера зависимости относительного дебита ГС при заданных значениях длины горизонтального ствола l.
На рис. 1.9 показана зависимость отношения дебита горизонтальной скважины к дебиту вертикальной скважины (qг/qв) от расстояния между скважинами (l) при l/ 0,9, т.е. когда невскрытый промежуток между концами горизонтальных стволов составляет минимальную величину.
Из рис. 1.9 следует, что эффективность ГС с точки зрения повышения дебитов тем выше, чем более плотную сетку вертикальных скважин они заменяют. При замене сетки вертикальных скважин 200200 м ГС протяженностью 2l = 400 м производительность залежи увеличивается более чем в 5 раз, если же ГС 2l = 200 м заменяет вертикальную сетку 600600, то увеличение производительности не произойдет, так как qг/qв в этом случае примерно равно 1.
Ожидаемый экономический эффект от внедрения системы разработки с применением ГС и РГС, с одной стороны, определяется степенью увеличения дебитов против вертикальных скважин и повышением конечной нефтеотдачи, а с другой стороны - величиной дополнительных затрат на бурение ГС и РГС. Естественно, что затраты на бурение ГС выше, чем вертикальных или наклонно-направленных скважин.
Приближенный метод расчета затрат на строительство ГС базируется на оценке отношений стоимостей горизонтальной и вертикальной (или наклонно-направленной) скважин.
На рис. 1.10 показано отношение стоимостей строительства горизонтальной и вертикальной скважин от числа пробуренных скважин, построенное по зарубежным источникам [76] для месторождений Роспо-Мара (Италия) и Прадхо-Бей (Аляска).
Первые ГС дороже вертикальных в 2-3 раза, однако по мере освоения техники и технологии бурения и исследования ГС отношение стоимостей резко падает и стабилизируется на уровне 1,25-1,30, т.е. затраты на строительство ГС превышают затраты на вертикальные скважины на 25-30%.
Такая же закономерность получена при бурении ГС в Западной Сибири. Первые скважины значительно дороже. При бурении последующих скважин отношение стоимостей ГС и ННС стабилизируются на уровне 1,3-1,4.
Таким образом, при массовом бурении ГС и РГС и правильном выборе системы разработки экономический эффект становится очевидным.
Интересны оценки возможности и эффективности применения систем разработки в ГС для низкопродуктивных залежей Ноябрьского района. Были рассмотрены практически не вводимые в разработку и законсервированные зоны основных эксплуатационных объектов Карамовского, Вынгапуровского и Вынгаяхинского месторождений, характеристика которых представлена в табл. 1.1.
Особое внимание было уделено обоснованию длины ствола ГС в продуктивном пласте с учетом таких факторов, как глубина залегания пласта, затраты на бурение и обустройство скважины, ожидаемая добыча нефти и т.д.
В результате проведенных расчетов и с учетом всего комплекса влияющих факторов была принята протяженность горизонтальной части ствола в продуктивной толще 500 м с волнообразным профилем, пересекающим продуктивную толщу от кровли до подошвы четыре раза, с волнообразным укороченным профилем, пересекающим продуктивную толщу три раза, либо просто пологонаклонным стволом [6].
Всего было исследовано семь вариантов. Вариант 1 (базовый) - проектная система размещения вертикальных скважин, реализуемая в настоящее время. Вариант 2 - обращенный пятиточечный элемент с центральной нагнетательной скважиной. Пять ГС параллельны в плане и имеют волнообразный профиль. Длина ствола в продуктивном пласте - 500 м. Расстояния между соседними скважинами и рядами - 500 м. Вариант 3 - то же, что и вариант 2, но профиль ГС не волнообразный, а полого-наклонный. Вариант 4 - то же, что и вариант 2, но ГС имеют неполный волнообразный профиль: отсутствует четвертая полуволна горизонтального ствола, а его длина составляет 375 м. Вариант 5 - обращенный пятиточечный элемент с нагнетательной вертикальной и четырьмя добывающими ВГС длиной 500 м. ГС расположены на сторонах квадрата. Вариант 6 - то же, что и вариант 2, но воду закачивают в две нагнетательные вертикальные скважины, расположенные между противолежащими горизонтальными [6].
Таблица 1.1.
Характеристика объектов
Показатель
|
Месторождение (пласт)
|
Карамовское БС11
|
Выггапуровское БВ8
|
Вынгаяжин-ское БП11
|
Средняя глубина залегания, м
|
2600
|
2900
|
2400
|
Нефтенасыщенная толщина, м
|
3-12
|
4-11
|
6-12
|
Коэффициент:
|
|
|
|
расчлененности
|
4-5
|
4,4
|
3
|
песчаностости
|
0,35-0,52
|
0,49
|
0,68
|
Средняя пористость, %
|
17,1
|
16,1
|
16,6
|
Проницаемость, мкм2
|
0,004-0,021
|
0,001-0,010
|
0,001-0,010
|
Начальная нефтенасыщенность
|
0,535-0,542
|
0,43-0,59
|
0,43-0,56
|
Вязкость нефти в пласте, мПас
|
1,5
|
0,4
|
0,5
|
Газосодержание, м3/т
|
49
|
149
|
87
|
Начальное пластовое давление, МПа
|
26,3
|
25,6
|
24
|
Осложняющие геологические факторы
|
наличие водо-носной части в объеме
|
глинизация, выклинива-ние песчаников, низкие фазовые проницаемости
|
глинизация
|
Плотность сетки скважин, га/скв.
|
25
|
25
|
25
|
Коэффициент, м3/(сут/МПа)
|
|
|
|
Продуктивность
|
<1
|
<1
|
<0,5 (прогноз)
|
Приемистость
|
7-30
|
11-13
|
10 (прогноз)
|
Таблица 1.2
Результаты расчетов схем разработки месторождений
Вариант разработки
|
Число скважин
|
Длина ствола ГС в пласте
|
Коэффициент нефтеизвлечения, %
|
Средний дебит скважины на первые 5 лет эксплуатации, т/сут
|
Срок разра-ботки, годы
|
Накопленная добыча неф-ти на одну скважину, тыс. т
|
нагнета-тельных
|
добыва-ющих
|
конеч-ный
|
при обводне-нии 90%
|
Карамовское месторождение, участок №1
|
1 (базовый)
|
3 ВС
|
4 ВС
|
-
|
3,7
|
1,5
|
7,1
|
61
|
13
|
2
|
1 ГС
|
4 ГС
|
500
|
9,6
|
3,3
|
18,1
|
51
|
33
|
3
|
1 ГС
|
4 ГС
|
500
|
8,1
|
2,4
|
14,7
|
53
|
28
|
4
|
1 ГС
|
4 ГС
|
375
|
8,4
|
2,7
|
14,0
|
54
|
29
|
5
|
1 ВС
|
4 ГС
|
500
|
7,8
|
2,5
|
10,6
|
55
|
27
|
Карамовское месторождение, участок №2
|
2-1(базовый)
|
4 ВС
|
1 ВС
|
-
|
8,0
|
5,0
|
8,3
|
35
|
41
|
2-2
|
4 ВС
|
1 ГС
|
500
|
10,0
|
7,0
|
14,3
|
8
|
54
|
2-3
|
4 ВС
|
1 ГС
|
500
|
9,0
|
5,8
|
14,0
|
29
|
49
|
2-4
|
4 ВС
|
1 ГС
|
375
|
9,5
|
6,4
|
11,6
|
33
|
51
|
Вынгапуровское месторождение
|
1 (базовый)
|
2 ВС
|
10 ВС
|
-
|
10,7
|
-
|
3,3
|
19
|
8,5
|
2
|
1 ГС
|
4 ГС
|
500
|
18,2
|
-
|
13,0
|
21
|
36
|
3
|
1 ГС
|
4 ГС
|
500
|
15,3
|
-
|
11,0
|
20
|
30
|
4
|
1 ГС
|
4 ГС
|
375
|
16,2
|
-
|
12,0
|
20
|
32
|
5
|
1 ВС
|
4 ГС
|
500
|
14,2
|
-
|
8,0
|
18
|
28
|
6
|
1 ВС
|
4 ГС
|
500
|
9,0
|
-
|
3,1
|
19
|
17
|
7
|
2 ВС
|
4 ГС
|
500
|
15,0
|
-
|
12,5
|
18
|
30
|
Вынгаяхинское месторождение
|
1 (базовый)
|
3 ВС
|
8 ВС
|
-
|
15,2
|
10,2
|
11
|
67
|
27
|
2
|
1 ГС
|
4 ГС
|
500
|
23,6
|
18,8
|
27
|
36
|
85
|
3
|
1 ГС
|
4 ГС
|
500
|
19,9
|
13,9
|
22
|
41
|
72
|
4
|
1 ГС
|
4 ГС
|
375
|
7
|
15,3
|
21
|
43
|
75
|
5
|
1 ВС
|
4 ГС
|
500
|
19,2
|
14,2
|
16
|
45
|
67
|
6
|
1 ВС
|
4 ГС
|
500
|
19,0
|
13,0
|
16
|
60
|
68
|
7
|
2 ВС
|
4 ГС
|
500
|
19,0
|
14,0
|
20
|
37
|
70
|
В результате расчетов было показано, что на всех участках наилучшими показателями характеризуется вариант 2, обеспечивающий максимальные текущие дебиты и коэффициенты нефтеизвлечения за счет лучшего вскрытия и охвата пласта. Другие варианты с ГС уступают по технологической эффективности варианту 2, хотя и превосходят базовый (табл. 1.2). Коэффициент замещения (число ВС, замещаемых одной ГС, исходя из добычи нефти на одну скважину) по вариантам составляет от 2 до 3, нефтеизвлечение также увеличивается в 2-3 раза, что позволяет констатировать, что внедрение ГС на низкопродуктивных сложно построенных коллекторах может заметно улучшить текущие показатели добычи нефти и увеличить нефтеизвлечение по сравнению с традиционной разработкой ВС.
Однако с силу естественных ограничений, присущих данным залежам, потребуется разработка комплексных технологий, сочетающих использование скважин с горизонтальным стволом с воздействием физико-химическими методами, а также с применением оптимальных давлений нагнетания воды и депрессий, реализуемых в окрестности добывающих скважин.
|
