Нефтяное месторождение Л расположено в 10 км на юг и юго-запад от г. Лангепас на территории Нижневартовского и Сургутского районов Ханты-Мансийского автономного округа – Югры Тюменской области на трех лицензионных участках и участке нераспределенного фонда недр. Ближайшие месторождения, находящиеся в промышленном освоении: Кетовское, Новопокурское, Покамасовское, Северо-Островное, Северо-Покурское.
За период 2005-2014 гг. на объекте ЮВ11 были пробурены десять горизонтальных скважин №№457, 462, 471, 473, 474, 475, 481, 482, 483, 480Б преимущественно в южной части пласта в ВНЗ (участки с нефтенасыщенными толщинами 4-10 м) [1-5]. Длина горизонтальных стволов составляет от 200 до 575 м. Дополнительная добыча нефти за счет бурения данных скважин равняется 238,6 тыс. т, что в среднем на одну скважино-операцию – 23,9 тыс.т. Средняя продолжительность эффекта – 684 суток (22 месяца). Относительно невысокая эффективность и малая продолжительность эффекта объясняются временем работы скважин (скважины вводились в 2011-2014 гг.) Из десяти пробуренных скважин две являются многозабойными, то есть имеют два горизонтальных ствола (№№457, 473).
Показатели работы скважин приведены в таблице 1. Расположение скважин показано на рисунке 1.
Таблица 1 – Показатели работы горизонтальных скважин. Объект ЮВ11
|
№ скв |
Длина ГС, м |
Дата ввода |
При вводе |
Состояние по фонду |
На 1.01.2015 г. |
Qн нак., тыс.т |
Qж нак., тыс.т |
Кол-во стволов |
||||
|
qн, т/сут |
qж, т/сут |
Sв, % |
qн, т/сут |
qж, т/сут |
Sв, % |
|||||||
|
462 |
575 |
2011 |
98.3 |
102.0 |
3.6 |
доб. действ. |
6.1 |
253.8 |
97.6 |
57.2 |
141.3 |
1 |
|
473 |
575 |
2011 |
74.5 |
84.5 |
11.8 |
доб. действ. |
12.1 |
45.2 |
73.2 |
17.1 |
36.1 |
2 |
|
474 |
575 |
2011 |
100.7 |
118.8 |
15.2 |
доб. бездейств. |
- |
- |
- |
19.8 |
60.7 |
1 |
|
471 |
200 |
2012 |
53.9 |
65.3 |
17.5 |
нагн. действ. |
- |
- |
- |
23.0 |
28.8 |
1 |
|
475 |
500 |
2012 |
89.8 |
95.5 |
5.9 |
доб. действ. |
18.3 |
47.6 |
61.5 |
28.4 |
45.5 |
1 |
|
480Б |
550 |
2012 |
96.1 |
141.9 |
32.3 |
доб. действ. |
45.0 |
214.8 |
79.1 |
68.2 |
135.9 |
1 |
|
457 |
575 |
2013 |
31.1 |
139.0 |
77.6 |
доб. действ. |
5.7 |
29.7 |
80.8 |
3.2 |
15.5 |
2 |
|
481 |
500 |
2013 |
11.3 |
25.7 |
56.1 |
доб. действ. |
5.8 |
16.7 |
65.3 |
2.1 |
6.8 |
1 |
|
482 |
425 |
2014 |
47.7 |
102.7 |
53.6 |
доб. действ. |
12.4 |
64.3 |
80.8 |
15.1 |
22.1 |
1 |
|
483 |
540 |
2014 |
68.5 |
85.9 |
20.2 |
доб. действ. |
27.8 |
91.8 |
69.7 |
12.0 |
20.9 |
1 |
Рисунок 1 - Расположение горизонтальных скважин. Объект ЮВ11
(выкопировка из карты эффективных нефтенасыщенных толщин)
Наибольшим показателем дополнительной добычи нефти (64,9 тыс.т) характеризуется скважина №480Б, которая пробурена в 2012 году в зоне с максимальными нефтенасыщенными толщинами, вблизи нагнетательной скважины №479. Также весьма успешным следует признать бурение скважины №462 в ЧНЗ (дополнительная добыча нефти составила 57,2 тыс.т). Низкими показателями накопленной добычи нефти (менее 5 тыс.т) характеризуются скважины №№457, 481, пробуренные в 2013 году в краевой зоне восточной части пласта. Главным фактором низкой эффективности скважин является несформированность системы ППД в данной зоне (пластовое давление в зоне отбора менее 19 МПа). Второй причиной является высокая расчлененность пласта (4-5 ед.) на данном участке. На 1.01.2015 г. скважины работают с дебитами жидкости 16,7-29,7 т/сут, что является очень низким показателем. Показатели работы скважин представлены на рисунках 2-4.
Рисунок 2 - Динамика дебитов нефти горизонтальных скважин. Объект ЮВ11
Рисунок 3 - Динамика дебитов жидкости горизонтальных скважин. Объект ЮВ11
Рисунок 4 - Динамика обводненности горизонтальных скважин. Объект ЮВ11
Дополнительная добыча нефти за счет бурения остальных скважин составляет 12,0-26,5 тыс.т, однако, результативность бурения горизонтальных скважин еще предстоит оценить, поскольку эффект от их бурения продолжается. Для более эффективной работы скважин требуется усиление системы заводнения на отдельных участках залежи с пониженным пластовым давлением.
В целом, бурение горизонтальных скважин можно признать эффективным мероприятием для условий верхнеюрских коллекторов, однако, для бурения горизонтальных скважин необходимо подбирать участки с учетом расчлененности коллектора. Также при вводе скважин в разработку необходимо обеспечить адекватное усиление системы ППД.
За период 2005-2014 гг. на объекте ЮВ11 были пробурены десять горизонтальных скважин, из них восемь с одним стволом (№№462, 471, 474, 475, 481, 482, 483, 480Б) и две с двумя (№№457, 473).
Поскольку время работы отдельных скважин, вводившихся в 2013-2014 гг., не превышает одного года, проведем сравнительный анализ за годичный период. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина в зоне размещения одноствольных скважин составляет 8,8 м, двуствольных скважин – 9,5 м, поэтому можно говорить о сопоставимости полученных результатов.
Одним из основных показателей эффективности эксплуатации скважин является дебит нефти (рисунок 5). Средний начальный дебит нефти одноствольных горизонтальных скважин составляет 67,2 т/сут. Средний начальный дебит нефти многозабойных горизонтальных скважин практически в три раза ниже и составляет 24,7 т/сут. В течение годичного периода эксплуатации скважин отмечается существенное снижение дебитов, связанное с ростом обводненности. На двенадцатый месяц эксплуатации дебит нефти одноствольных скважин составляет 36,2 т/сут, многозабойных – 8,2 т/сут, то есть дебит нефти для скважин с двумя стволами через год после начала эксплуатации в 4,4 раза ниже, чем дебит одноствольных скважин.
Рисунок 5 - Сравнение дебитов нефти горизонтальных скважин. Объект ЮВ11
Начальные дебиты жидкости (рисунок 6) одноствольных и двухствольных горизонтальных скважин практически идентичны и составляют соответственно 96,1 и 95,6 т/сут, однако, на второй месяц работы двуствольных скважин отмечается более чем двукратное снижение дебита. После четырех месяцев работы дебит одноствольных горизонтальных скважин стабилизируется на уровне 60 т/сут, в то время как для двуствольных скважин – на уровне 40 т/сут.
Рисунок 6 - Сравнение дебитов жидкости горизонтальных скважин. Объект ЮВ11
Начальная обводненность (рисунок 7) одноствольных скважин составляет 29,4%, в течение годичного периода эксплуатации отмечается рост до 45,0%. Начальная обводненность двуствольных скважин гораздо выше и составляет 71,3%, в дальнейшем также отмечается рост до 80,2%, после чего данный показатель стабилизируется. Падение обводненности на двенадцатый месяц эксплуатации двуствольных скважин связано с проведением оптимизации скважины №473.
Рисунок 7 - Сравнение обводненности горизонтальных скважин. Объект ЮВ11
Средняя накопленная добыча нефти одноствольных горизонтальных скважин за год эксплуатации составляет 17,3 тыс.т/скв., что в 5,4 раза выше аналогичного показателя для многозабойных ГС – 3,2 тыс.т/скв.
Таким образом, эффективность пробуренных двуствольных горизонтальных скважин объекта ЮВ11 существенно ниже эффективности аналогичных 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.