Электронный научный журнал
European Student Scientific Journal
ISSN 2310-3094

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ПРЕДЕЛАХ ВАСЮГАНСКОЙ СВИТЫ МЕСТОРОЖДЕНИЯ Л

Саликов А.С. 1
1 ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»
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. За период 2005-2014 гг. на объекте ЮВ1(1) были пробурены десять горизонтальных скважин преимущественно в южной части пласта в водонефтяной зоне (участки с нефтенасыщенными толщинами 4-10 м). 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. 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 поддержания пластового давления. эффективность пробуренных двуствольных горизонтальных скважин объекта ЮВ1(1) 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.
горизонтальная скважина
васюганская свита
нефтяное месторождение
добыча нефти
геолого-техническое мероприятие
1. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Л месторождения», Отчет о НИР. ООО «Ойл-Геоцентр», г. Москва, 2009-2010 гг.
2. Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти Л месторождения Отчет о НИР. ООО «Ойл-Геоцентр», ЗАО «ВНИИнефть-Западная Сибирь», Москва-Тюмень, 2009-2010 гг.
3. Протокол ГКЗ Роснедра №2295 ДСП от 29.09.2010 г.
4. Исследования анизотропии напряженного состояния кернов месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Отчет о НИР. ОАО «ВНИИнефть», г. Москва, 2006 г., 2007 г.
5. Комплексные исследования кернов месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Отчет о НИР. ООО «МГЭ», г. Москва, 2006 г., 2007 г., 2008 г.

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 1.01.15 г.

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

 

ГС

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.


Библиографическая ссылка

Саликов А.С. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ПРЕДЕЛАХ ВАСЮГАНСКОЙ СВИТЫ МЕСТОРОЖДЕНИЯ Л // European Student Scientific Journal. – 2018. – № 3. ;
URL: https://sjes.esrae.ru/ru/article/view?id=438 (дата обращения: 24.06.2024).

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