Сетевое издание
Международный студенческий научный вестник
ISSN 2409-529X

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИИ

Кашапов А.Р. 1 Пономарева Д.В. 1 Павлова А.А. 1 Нестерец А.А. 1
1 ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»
Бурение скважин с горизонтальным профилем на объекте началось в 2007 году, с этого времени пробурено 12 скважин. За период эксплуатации дебиты нефти горизонтальных скважин снизились в среднем на 34% (с 98,9 до 65,7 т/сут), дебиты жидкости – на 34% (со 150,7 до 99,4 т/сут), обводненность практически не изменилась (32,1%). Причиной снижения дебитов является частичная выработка запасов нефти, а также снижение пластового давления в районах расположения скважин. Эффективность пробуренных двуствольных горизонтальных скважин объекта ЮВ1(1) ниже эффективности одноствольных горизонтальных скважин. К возможным причинам низкой эффективности бурения горизонтальных скважин с двумя стволами можно отнести высокую интерференцию стволов в зонах с невысокими нефтенасыщенными толщинами, повышенный риск вскрытия водонасыщенных интервалов в водонефтяных зонах залежей.
нефть
геолого-техническое мероприятие
месторождение
пласт
дополнительная добыча нефти
1. Балин В.П., Мохова Н.А., Синцов И.А., Остапчук Д.А. Учет расчлененности пласта в расчетах коэффициента охвата воздействием // Нефтепромысловое дело. — 2016. — № 1. — С. 14-20.
2. Дорофеев Н.В., Талдыкин С.А., Калугин А.А., Бочкарев А.В. Причины и пути минимизации прорыва газа в добывающие скважины на месторождении им. Ю. Корчагина // Нефтепромысловое дело. — 2014. — № 7. — С. 5-10.
3. Кривова Н.Р., Решетникова Д.С., Федорова К.В., Колесник С.В. Повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов месторождений Западной Сибири системой горизонтальных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2015. — № 5. — С. 52-57.
4. Синцов И.А., Александров А.А., Ковалев И.А. Сравнение эффективности применения гидроразрыва пласта и бурения горизонтальных скважин для условий верхнеюрских пластов Нижневартовского свода // Нефтепромысловое дело. — 2014. — № 4. — С. 41-44.
5. Хасанов М.М., Мельчаева О.Ю., Рощектаев А.П., Ушмаев О.С. Стационарный дебит горизонтальных скважин в рядных системах разработки // Нефтяное хозяйство. — 2015. — № 1. — С. 48-51.

Бурение скважин с горизонтальным профилем [1-5] на объекте началось в 2007 году (скв. 365). За период 2007-2015 гг. пробурены 12 горизонтальных скважин (№№365, 850, 852, 854, 856, 858, 860, 855, 861, 853, 784, 863), три из них с двумя стволами (№№850, 854, 853). Длины горизонтальных участков стволов изменяются от 70 (второй ствол скв. №850) до 670 м (скв. №855). На 01.01.2016 г. добыча нефти от бурения ГС составила 265,8 тыс. т (6,9% от накопленной добычи нефти в целом по объекту). Удельный технологический эффект в среднем на одну горизонтальную скважину – 22,2 тыс. т, средняя продолжительность работы – 390 суток (более 12 месяцев). Бурение всех 12 скважин можно признать технологически эффективным (входной дебит нефти более 25 т/сут). Максимальные входные дебиты нефти получены в скважинах №856 (177,9 т/сут), №852 (140,3 т/сут), №861 (138,0 т/сут). Все они расположены в районе скважины №300П (нефтенасыщенная толщина пласта на данном участке превышает 4 м, проницаемость достигает 30*10-3 мкм2).

Средний входной дебит нефти по горизонтальным скважинам составляет 98,9 т/сут, обводненность – 34,6%. По состоянию на 01.01.2016 г. все 12 скважин являются действующими. Доля горизонтальных скважин от действующего добывающего фонда в целом по объекту составляет 18%. Показатели работы горизонтальных скважин приведены в таблицах 1 и 2. Расположение скважин показано на рисунке 1.

Таблица 1 – Показатели работы горизонтальных скважин. Объект ЮВ11.

№ скв

Дата ввода

При вводе

На 01.01.2016 г.

Qн нак., тыс.т

Qж нак., тыс.т

Кол-во гориз. стволов

Длина ГС, м

qн, т/сут

qж, т/сут

Sв, %

qн, т/сут

qж, т/сут

Sв, %

365

2007

128.4

150.2

14.5

18.5

129.8

85.7

129.7

483.2

1

470

850

2015

102.9

148.5

30.7

71.6

76.6

6.5

26.8

36.1

2

70; 600

852

2015

140.3

220.7

36.4

124.7

134.4

7.2

39.3

51.2

1

465

854

2015

111.1

170.7

34.9

31.5

51.8

39.3

14.8

23.6

2

635; 620

856

2015

177.9

203.2

12.4

89.3

98.1

9.0

24.2

28.2

1

595

858

2015

91.3

102.8

11.1

71.3

75.2

5.1

12.7

14.6

1

608

860

2015

73.3

134.8

45.6

118.1

153.2

22.9

15.3

22.7

1

617

855

2015

61.3

79.8

23.2

24.8

35.0

29.2

4.9

7.9

1

670

861

2015

138.0

222.3

37.9

97.9

138.8

29.4

12.3

18.9

1

650

853

2015

72.7

185.2

60.7

42.9

146.7

70.7

4.9

15.3

2

562;620

784

2015

27.5

62.1

55.7

15.0

28.0

46.5

1.5

3.1

1

485

863

2015

62.1

128.1

51.5

82.4

124.8

34.0

3.9

6.6

1

637

 

Рисунок 1 - Расположение горизонтальных скважин. Объект ЮВ11

Таблица 2 – Показатели работы горизонтальных скважин по годам. Объект ЮВ11.

Показатель

Год

Итого

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Кол-во пробуренных ГС

1

0

0

0

0

0

0

0

11

12

в т.ч. ГС с одним стволом

1

0

0

0

0

0

0

0

8

9

ГС с двумя стволами

0

0

0

0

0

0

0

0

3

3

Кол-во действующих ГС

1

1

1

1

1

1

1

1

12

12

в т.ч. ГС с одним стволом

1

1

1

1

1

1

1

1

9

9

ГС с двумя стволами

0

0

0

0

0

0

0

0

3

3

Доля ГС от действующего фонда доб. скв, %

2

2

2

2

3

3

3

2

19

21

в т.ч. доля ГС с одним стволом

2

2

2

2

3

3

3

2

15

15

доля ГС с двумя стволами

0

0

0

0

0

0

0

0

5

5

 

Продолжение таблицы 2

Показатель

Год

Итого

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Годовая добыча нефти из ГС, тыс.т

40.3

28.5

16.4

8.6

6.5

3.5

7.5

7.1

147.4

265.8

в т.ч. из ГС с одним стволом

40.3

28.5

16.4

8.6

6.5

3.5

7.5

7.1

105.4

223.8

из ГС с двумя стволами

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

42.0

42.0

Доля добычи нефти ГС, %

13.2

11.6

7.8

5.4

4.0

2.5

5.8

6.9

60.3

13.0

в т.ч. ГС с одним стволом

13.2

11.6

7.8

5.4

4.0

2.5

5.8

6.9

43.1

10.9

ГС с двумя стволами

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

17.2

2.1

Годовая добыча жидкости из ГС, тыс.т

48.7

51.8

55.0

49.8

51.9

53.4

51.6

60.7

251.6

674.4

в т.ч. из ГС с одним стволом

48.7

51.8

55.0

49.8

51.9

53.4

51.6

60.7

185.1

607.9

из ГС с двумя стволами

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

66.5

66.5

Время работы всех ГС, сут

336.0

359.8

360.3

339.0

334.5

360.8

360.0

365.0

1861.0

4676.5

в т.ч. ГС с одним стволом

336.0

359.8

360.3

339.0

334.5

360.8

360.0

365.0

1294.0

4109.5

ГС с двумя стволами

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

567.0

567.0

Средние дебиты ГС, т/сут

по нефти

120.1

79.3

45.4

25.4

19.5

9.6

20.8

19.5

79.2

56.8

по жидкости

145.0

143.9

152.5

146.9

155.2

148.0

143.3

166.2

135.2

144.2

Средняя обводненность, %

17.2

44.9

70.2

82.7

87.4

93.5

85.5

88.3

41.4

60.6

Средние дебиты ГС с одним стволом, т/сут

по нефти

120.1

79.3

45.4

25.4

19.5

9.6

20.8

19.5

81.5

54.5

по жидкости

145.0

143.9

152.5

146.9

155.2

148.0

143.3

166.2

143.0

147.9

Средняя обводненность, %

17.2

44.9

70.2

82.7

87.4

93.5

85.5

88.3

43.0

63.2

Средние дебиты ГС с двумя стволами, т/сут

по нефти

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

74.1

74.1

по жидкости

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

117.3

117.3

Средняя обводненность, %

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

36.8

36.8

 

За период эксплуатации дебиты нефти горизонтальных скважин снизились в среднем на 34% (с 98,9 до 65,7 т/сут), дебиты жидкости – на 34% (со 150,7 до 99,4 т/сут), обводненность практически не изменилась (32,1%). Причиной снижения дебитов является частичная выработка запасов нефти, а также снижение пластового давления в районах расположения скважин.

На рисунке 2 приведено распределение накопленной добычи нефти по всем горизонтальным скважинам. Из рисунка видно, что основная добыча нефти приходится на скважину №365, которая работает с 2007 года. Из скважин, введенных в эксплуатацию в 2015 году, наибольшая добыча нефти получена по скважинам №№852, 856, 850. Причиной этому являются более высокие входные дебиты нефти, а также большее время работы скважин.

Рисунок 2 - Показатели накопленной добычи нефти по горизонтальным скважинам

Поскольку максимальное время работы скважин с двумя стволами не превышает десяти месяцев, проведем сравнительный анализ именно за этот период. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина в зоне размещения одноствольных и двуствольных скважин находится в пределах 4-4,5 м, поэтому можно говорить о сопоставимости полученных результатов.

Одним из основных показателей эффективной эксплуатации скважин является дебит нефти. Средний начальный дебит нефти одноствольных горизонтальных скважин составляет 100,2 т/сут, что сопоставимо с дебитом нефти многозабойных горизонтальных скважин (103,7 т/сут). В течение десяти месяцев эксплуатации скважин отмечается существенное снижение дебитов, связанное с ростом обводненности (рисунок 3). На десятый месяц эксплуатации дебит нефти одноствольных скважин составил 73,8 т/сут, многозабойных – 43,6 т/сут, то есть дебит нефти для скважин с двумя стволами через год после начала эксплуатации в 1,7 раза ниже, чем дебит одноствольных скважин.

Рисунок 3 - Сравнение дебитов нефти горизонтальных скважин с одним и двумя стволами. Объект ЮВ11

Начальные дебиты жидкости (рисунок 4) также отличаются незначительно (двуствольные скв. – 167,4 т/сут, одноствольные скв. – 166,0 т/сут). В первые четыре месяца темп снижения дебита выше у одноствольных скважин, последующие шесть месяцев – у двуствольных. После десяти месяцев эксплуатации дебит жидкости одноствольных скважин составил 93,1 т/сут, двуствольных – 84,6 т/сут.

Рисунок 4 - Сравнение дебитов жидкости горизонтальных скважин с одним и двумя стволами. Объект ЮВ11

Начальная обводненность одноствольных скважин составляет 39,6% (рисунок 5), двуствольных – практически в два раза выше (61,6%). Для обоих типов скважин обводненность в первые пять месяцев имеет скачкообразный характер, однако, если для одноствольных скважин обводненность после пяти месяцев достаточно стабильна, то для двуствольных увеличивается.

Рисунок 5 - Сравнение обводненности горизонтальных скважин с одним и двумя стволами. Объект ЮВ11

На 1.01.2016 года суммарная добыча нефти из скважин с одним горизонтальным стволом составила 223,8 тыс.т (5,7% от накопленной добычи нефти по объекту). На одну ГС приходится 24,9 тыс.т нефти. Суммарная добыча нефти из скважин с двумя ГС составила 42,0 тыс. т (1,1% от накопленной добычи нефти по объекту). Накопленная добыча нефти на одну скважину равна 14,0 тыс.т (в 1,8 раз меньше, чем по скважинам с одним стволом).

Динамика накопленной добычи нефти по типу скважин с момента начала работы горизонтальной скважины №365 (введена в первом квартале 2007 года) представлена на рисунке 6.

Рисунок 6 - Структура накопленной добычи нефти по типу скважин.
Объект ЮВ11 (2007-2015 гг.)

Таким образом, эффективность пробуренных двуствольных горизонтальных скважин объекта ЮВ11 ниже эффективности одноствольных горизонтальных скважин. К возможным причинам низкой эффективности бурения горизонтальных скважин с двумя стволами можно отнести высокую интерференцию стволов в зонах с невысокими нефтенасыщенными толщинами, повышенный риск вскрытия водонасыщенных интервалов в ВНЗ залежей.


Библиографическая ссылка

Кашапов А.Р., Пономарева Д.В., Павлова А.А., Нестерец А.А. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИИ // Международный студенческий научный вестник. – 2017. – № 5. ;
URL: https://eduherald.ru/ru/article/view?id=17330 (дата обращения: 28.03.2024).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1,674