Опыт строительства и эксплуатации скважин сложной архитектуры в ОАО «Татнефть»
Информация - География
Другие материалы по предмету География
? нефти в пластовых условиях, МПа.с89,7291,4135,6270,80Плотность нефти в пластовых условиях, т/м30,900,890,880,91Объемный коэффициент нефти, доли ед.1,031,041,051,04Давление насыщения нефти газом, МПа2,983,823,941,60Газосодержание нефти, м3/т2,3411,3717,6612,40Вязкость воды в пластовых условиях, МПа.с1,501,671,721,70Плотность воды в пластовых условиях, т/м31,141,161,451,17Таким образом, сложнопостроенность месторождений Республики Татарстан определяют следующие факторы:
многопластовость;
многозалежность;
высокая неоднородность по площади и разрезу;
различные формы залегания продуктивных объектов;
разнотипность строения залежей нефти;
присутствие нескольких структурно-генетических разностей известняков в карбонатных породах;
разнотипность разрезов терригенной толщи бобриковско-радаевско-елховского времени нижнего карбона;
выделение в терригенных породах нижнего карбона нескольких литотипов, различающихся по гранулометрическому составу, которые определяют выбор и возможность размещения ГС.
Весь пробуренный и проектный фонд скважин с УГУС можно распределить в пределах старых разрабатываемых площадей и залежей, новых залежей с фондом, пробуренным на нижележащий объект эксплуатации и новых залежей, вскрытых одной или несколькими разведочными скважинами.
Анализ эффективности ГС
На рис. 3 представлено распределение средней длины ГС по продуктивным горизонтам. Средняя длина по всем 262 ГС составляет 257 м.
На рис. 4 представлено распределение среднего начального дебита по 183 ГС.
Общий средний текущий дебит нефти ГС превышает дебит нефти ВС в 1,4 раза. В т.ч. турнейские в 1,3 раза, бобриковские в 2,3 раза, данково-лебедянские в 1,6 раза), в отличие от начального, когда превышение составляет 2 и более раз.
Наибольшей добычей нефти отличаются ГС бобриковских отложений. Накопленная добыча нефти, например, по ГС №5826 Пионерского месторождения НГДУ Нурлатнефть на 1.01.2002 г. составляет 132,629 тыс. т, по ГС № 4151 Бурейкинского месторождения этого же НГДУ 46,047 тыс. т.
Как видно из рис. 5 ГС №1947 и ГС № 1918 Сиреневского месторождения, по которым накопленная добыча нефти 47,7 и 51,4 тыс. т, средний дебит нефти за весь срок эксплуатации 5,7 и 6,1 т/сут. и обводненность продукции 21,2 и 14,5% соответственно [3].
С накопленной добычей нефти более 20 тыс. т есть ГС и на Онбийском месторождении НГДУ Татекс (№№ 11461, 11463), на Соколкинском месторождении СМП-нефтегаз (№№ 2870, 3024), на Ашальчинском месторождении НГДУ Татнефтебитум (№ 4752), в НГДУ Чишманефть (№ 10364).
По распределению текущего дебита нефти видно, что более половины фонда ГС (60%) работают с дебитом нефти до 5 т/сут., 40% ГС работают с дебитом нефти больше 5 т/сут. (рис. 6).
Из рис. 7 видно, что с обводненностью продукции до 20% работает почти 13% ГС, а с обводненностью продукции от 20% до 50% 15% ГС и более 50% 72% ГС.
Анализ среднего дебита нефти и обводненности показывает, что при общей средней длине УГУС 257 м дебит составляет 7 т/сут., а по карбонатным залежам 4 т/сут. и по терригенным залежам (бобриковские ГС) до 28 т/сут. Обводненность держится на уровне 30-40%.
Как известно, объективным показателем, отражающим качество ствола, является доля нефтенасыщенных коллекторов в общей длине ствола, а не сама общая длина ствола. В связи с этим по длине ствола ГС выявить зависимость дебита нефти от нее представляется проблематичным. Бобриковские ГС в силу геологических особенностей (НТ, тип коллектора, свойства нефти) имеют самый короткий ствол горизонтального участка, составляя в среднем 159 м, но дебиты нефти, как начальный так и текущий, самые высокие (23,2 и 27,1 т/сут.).
Основные критерии обоснования бурения ГС
В ОАО Татнефть в результате обобщения более 25-тилетнего опыта бурения и эксплуатации около 300 ГС и 10 МЗС обоснован комплекс основных критериев эффективности их бурения на неоднородных многопластовых месторождениях.
Одним из основных является то, что минимальные значения эффективной НТ продуктивных пластов не должны быть ниже технических возможностей бурения с использованием существующего оборудования, при этом величина извлекаемых запасов на скважину не ниже рентабельных.
Выбор направления бурения горизонтальных стволов производится с учетом геолого-промысловых характеристик и истории функционирования соседних скважин, в частности [2]:
размещение горизонтального ствола в приконтурных зонах рекомендуется производить параллельно контуру нефтеносности или границе раздела нефть-вытесняющий агент, преимущественно параллельно большой оси структуры;
при наличии ВНЗ или газонефтяных контактов для исключения преждевременного прорыва воды или газа горизонтальные стволы следует размещать как можно дальше от них (при одновременном учете возможности вылета условно-горизонтального ствола за пределы продуктивного пласта);
при анизотропии поля проницаемости горизонтальный участок ствола располагать ортогонально плоскости максимальной проводимости пласта, т.е. по направлению меньшей проницаемости;
в пластах с трещинами большой размерности, связанными с водоносной частью пласта, необходимо минимизировать вероятность пересечения каналов притока пластовой воды;
ГС рекомендуется располагать по самым длинным путям движения потоков жидкости с учетом развития системы заводнения в процессе разработки;
длину горизонтального ствола в многопластовых залежах устанавливают в пластах прямо пропорционально извлекаемым запасам;