Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
быча, тыс. тОтработано днейСреднесуточный дебит по нефти, т/сутнефтиводыЗа первый год работыТекущий199625,83610,2564635,92,01,01997650,25633,62013640,53,23,019982177,968346,09237504,82,81,6199918129,231742,26726716,72,92,6200022107,905556,01920831,23,23,520011857,34094,53818416,73,52,620021535,87380,97311512,93,72,720031914,26132,6063896,23,7-Итого121463,9181896,371174659,43,12,4
Большой интерес представляют скважины, пробуренные на тот же продуктивный пласт, который эксплуатировался до бурения бокового ствола Данные по эксплуатации этих скважин представлены в таблице 18. Практически все скважины отключали с обводненностью 9899%, при этом ВНФ изменялся от 0,5 до 19,2 т/т. Так по скважине №1305 Туймазинского месторождения при ВНФ равном 10,56 т/т и величине отхода от старого ствола в 41м, средний дебит по нефти после бурения БС составил 2,6 т/сут.
Таблица 18. Показатели работы скважин, эксплуатирующих тот же пласт до и после бурения боковых стволов
Скважина (пласт)Отход, мПоказатели до бурения БСПоказатели после бурения БСДебит в
момент вывода из
эксплуатации, т/сутОбводненность, %Средний дебит, т/сутОбводненность, %жидкостинефтижидкостинефти160 (DII)19825,02,092,010,34,754,3306 (DII)14670,01,797,284,86,792,1308 (DII)180466,93,697,3157,73,297,9336 (DI)11579,94,383,755,45,290,61294 (DII)1953,00,198,111,84,661,01317 (DI)13294,41,098,76,51,380,01427 (DI)141,71,120,03,80,684,21434 (DII)4524,90,199,710,84,459,21675 (DII)276214,62,798,51158,992,21282 (DI)23411,50,298,57,01,381,41605 (DII)106105,51,898,3136,51,498,91519 (DII)8476,52,796,47,44,341,91245 (DI)167346,64,298,82,51,924,01305 (DI)41102,61,598,645,52,694,21989 (DI)212136,02,398,46,23,740,31495 (DIV)-22,70,996,7125,95,595,6
Анализ работы боковых стволов, пробуренных на отложения карбона, показывает их низкую эффективность. Основной фонд БС на эти продуктивные пласты был пробурен в 19961998 годах. На сегодняшний момент только 4 скважины достигли уровня накопленной добычи нефти выше предельно допустимых значений с точки зрения оправданности затрат на проведение мероприятия. Это объясняется худшими по сравнению с пластами девона фильтрационно-емкостными характеристиками продуктивных объектов, низкими значениями начальных и текущих дебитов по нефти и жидкости, несовершенством техники и технологии строительства боковых стволов на начальных стадиях внедрения метода. Работы по боковой зарезке на карбонаты кизеловского горизонта турнейского яруса показали, что вскрытие нефтенасыщенной части открытым забоем без применения глинистого раствора и без цементирования увеличивало продуктивность скважин, но дебиты по нефти не всегда поднимались до рентабельной величины. Применение многократных кислотных обработок с целью создания в открытом стволе каверн увеличивает приток кратковременно (до двух месяцев), т.е. низкий дебит скважин связан не только с конструкцией забоя, но и с низкой проницаемостью всей матрицы карбонатных пород нефтенасыщенных пород.
Также к основным причинам низкой эффективности бурения боковых стволов можно отнести:
геологические (неподтверждение разреза, неоднородность, раiлененность и прерывистость пластов);
технологические (выработанность запасов, совместная перфорация пластов в БС, низкие пластовые давления в залежах);
технические (несовершенные параметры конструкции БС, нерациональные режимы работы скважин).
Анализ эффективности работы боковых стволов скважин Туймазинского месторождения показывает:
низкую эффективность добычи нефти в малодебитном фонде БС, который составляет около 50% от общего количества пробуренных на месторождении боковых стволов;
основная причина неэффективности работы БС низкая продуктивность скважин;
работа БС девонских продуктивных отложений характеризуются более лучшими показателями по сравнению с БС карбонатных отложений карбона;
В целом метод показал свою эффективность, так как эффект от скважин с достаточно хорошими технологическими показателями перекрывает потери в добыче нефти из малоэффективного и неэффективного фонда БС.
Сокращение числа неэффективных БС возможно при дальнейшем совершенствовании методик обоснования бурения боковых стволов и прогнозирования показателей их работы, а также в результате оптимизации работы действующих скважин.
3.5 Проектирование бурения и последующей эксплуатации бокового ствола скважины №1554 Туймазинского месторождения
3.5.1 Геолого-физическое обоснование точки заложения забоя бокового ствола
Строительство боковых стволов на заводненных объектах с целью повышения нефтеотдачи является одной из наиболее сложных задач, требующей наличия информации о распределении по пласту остаточных запасов нефти.
Остаточная нефть в заводненных пластах сосредоточена:
в слабопроницаемых пропластках и в застойных зонах, не охваченных заводнением 27%;
в застойных зонах неоднородных пластов 19%;
в линзах, вскрытых недостаточным числом скважин 16%;
в виде пленочной нефти 30%;
вблизи зон смещения коллекторов (непроницаемые экраны) 8%.
Учитывая это, бурение боковых стволов принципиально возможно во всех перечисленных случаях, кроме бурения их в заводненных зонах с остаточной пленочной нефтью.
Задача определения остаточных запасов нефти по пласту решается на основе анализа карт первоначальных нефтенасыщенных толщин, суммарных и текущих отборов нефти и воды, карт изобар. В результате анализа геолого-промысловой информации, построения структурных карт по кровле и подошве пласта, карт первоначальных эффективных нефтегазонасыщенных толщин, геологических профилей и схем сопоставления, определения положения водонефтяного контакта, средних значений основных параметров физико-химических свойств пластовой и поверхностной нефти, пористости и проницаемости, нефтена
Copyright © 2008-2014 studsell.com рубрикатор по предметам рубрикатор по типам работ пользовательское соглашение