Стабилизация добычи нефти за счет бурения боковых стволов на примере Южно-Нурлатского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» ОАО «Татнефть»

Oil production stabilizing at expense of side bores drilling after example of South-Nurlatskoe field of Tatneft JSC Nurlatneft OGPD

I. SALIKHOV, M. SAYFUTDINOV, R. AKHMADULLIN, A. KUZNETSOV, V. KORMUKHIN, NURLATneft OGPD of TATneft JSC

Проблемой дальнейшей разработки водоплавающих залежей бобриковского горизонта месторождений Мелекесской впадины является стремительный рост обводнения добываемой продукции.

On using experience of drilling technology of side bores South-Nurlatskoe field that allowed stopping drop of oil production

К основным факторам обводнения следует отнести высокую вязкость неф­ти при больших толщинах продуктивных пластов с хорошими коллекторскими свойствами, появление затрубной циркуляции пластовых нижележащих вод. Обводнение продукции опережает выработку запасов высоковязкой нефти из-за образования конусов подошвенных вод.

Эффективных методов изоляции подошвенных вод для однородных пластов нет. Как показал опыт, одним из радикальных методов доизвлечения остаточных запасов нефти из невыработанного межскважинного пространства является зарезка боковых ответвлений (стволов) с уплотнением существующей сетки скважин. Такой метод при предварительном изучении околоскважинного пространства пласта и правильном выборе направления и размещения забоя, за счет отхода от конуса обводнения, как правило, восстанавливает первоначальный дебит скважины. Это равноценно бурению новой вертикальной скважины при значительно меньших затратах, так как используется часть ранее пробуренного ствола ликвидированной, бездействующей или нерентабельной скважины.
Сведения по скважинам, введенным из бездействия (зарезки БС) по НГДУ «Нурлатнефть»
Успешность мероприятий по зарезке боковых стволов зависит от точности определения величины и местоположения остаточных запасов. Это достигается при проведении геолого-промыслового анализа по разработанной в «ТатНИПИнефть» методике, путем выявления характерных особенностей геологического строения и процессов заводнения. При обосновании выбора скважин для зарезки боковых стволов результаты анализа сводятся в таблицу, где по скважинам приводятся величины остаточных запасов, типы пород, толщины глинистых перемычек до водоносных интервалов, пластовые давления, длина бокового ствола и его направление, ожидаемые показатели после мероприятия. Все эти данные служат основой для выбора скважин старого фонда, в которых рекомендуется зарезка бокового ствола с целью вовлечения в активную разработку остаточных запасов по выделенному пласту. Технологическая эффективность бурения вторых стволов зависит от обоснованности ориентации ствола, целесообразность бурения определяется количеством экономически рентабельных остаточных запасов.
В настоящее время по НГДУ «Нурлатнефть» она составляет около 20 тыс. тонн и является начальным критерием для выбора представленных скважин-кандидатов из старого фонда. В то же время при выборе скважин необходимо учитывать и степень охвата заводнением пластов, вскрытых в разрезе на момент проведения операции по зарезке (БС). В этой связи рекомендуется по каждой скважине проводить детальный анализ разрезов соседних скважин и характера распространения коллекторов по пластам, являющимся объектами зарезки БС. При проводке второго ствола большое значение имеет учет проблем, связанных с техническими сложностями при бурении и эксплуатации. Необходимо также учитывать, что при эксплуатации скважины с боковой зарезкой особую трудность представляет изоляция обводненных интервалов, поэтому при бурении необходимо предусмотреть меры по исключению быстрого прорыва воды.
Результаты бурения боковых стволов показали, что дебиты нефти по ряду пробуренных скважин превосходят текущие дебиты окружающих скважин в два и более раз или равны показателям при вводе новых с вертикальным стволом скважин на неразбуренных участках месторождений.

Примером целенаправленного применения метода зарезки боковых стволов для выработки остаточных запасов с уплотнением существующей сетки скважин является Южно-Нурлатское месторождение. Боковые зарезки осуществлялись из ликвидированных, законтурных, приконтурных пьезометрических, аварийных скважин, а также высокообводненных скважин, в которых водоизоляционные работы оказались безуспешными. На данном месторождении за период 2004 – 2008 гг. боковые зарезки выполнены в 20 скважинах. Дебиты скважин по нефти составили от 4,5 т/сут. до 23,6 т/сут.

Накопленная дополнительная добыча нефти из скважин с боковыми зарезками на 01.01.2009 г. составила более 260 тыс. тонн.

Зарезка «окна» бокового ствола осуществляется в интервалах плотных пород серпуховского горизонта (1100 – 1200 м). Длина боковых стволов составляет от 183 м до 440 м, отход от старого забоя от 30 м до 320 м, углы входа БС в пласт до 55°. Средний срок строительства боковой зарезки составляет 29 суток, при затратах 5 – 7,5 млн руб. (в ценах 2005 г.). Средний срок окупаемости затрат составил 9 – 10 месяцев.

Месторождение приурочено к песчаным коллекторам бобриковского горизонта, в промышленной разработке находится с 1979 г. Тип залежи пластово-сводовый, режим упруго-водонапорный, разрабатывается на естественном режиме.

Эксплуатационный фонд – 46 скважин, расположенных по сетке 200х200 м. Главная особенность нефтяного месторождения – наличие внешнего, внутреннего водонефтяного контура, большие толщины (до 40 м) нефтенасыщенных песчаников.

Начальное пластовое давление составляло 130 атм., на текущий год – 120 атм. Анализ реализуемой системы разработки месторождения свидетельствует о том, что природный упруго-водонапорный режим является для данных типов залежей достаточно эффективным и может обеспечить запроектированную высокую нефтеотдачу. Текущий КИН составляет 0,2, проектный конечный КИН – 0,315. Средний дебит всех добывающих скважин по нефти составляет 5,8 т/сут. Среднесуточный дебит скважин с боковыми стволами составляет 10,7 т/сут. Ожидаемый конечный коэффициент нефтеотдачи составляет 0,4. Уплотнением существующей сетки скважин вовлечено в активную разработку более 500 тыс. тонн остаточных запасов нефти межскважинного пространства.
Протокол ГТМ с 6 месяца 2003 г. по 12 месяц 2005 г. по залежи Бобриковского горизонта Южно-Нурлатского месторождения
Основные задачи совершенствования разработки по Южно-Нурлатскому месторождению:
  • Оценка результатов проведенных ГТМ в части расчета эффективности уплотнения сетки скважин бурением боковых стволов из существующего эксплуатационного фонда скважин.
  • Испытание и расширение применения эффективных методов водоизоляции для обводненных скважин в случае большой толщины терригенных коллекторов.
  • Испытание метода форсированного отбора жидкости по элементам, участкам.
Для решения первой задачи произведен расчет текущей рентабельности Южно-Нурлатского месторождения на основании баз данных из месячных геологических отчетов на период с 1 января 2003 г. по декабрь 2005 г. с использованием предложенной методики. Рассчитана рентабельность разработки объекта на основе фактических экономических показателей.
В расчетах использованы фактические и справочные данные экономических показателей НГДУ «НН», ОАО «Татнефть», из баз данных «ТатАСУнефть»: стоимости, затрат по видам работ, удельных затрат, цен реализации, себестоимости, текущих коэффициентов, действующих налоговых вычетов. На основании расчетов определена текущая рентабельность месторождения, проведена оптимизация разработки, путем подбора вариантов комплекса ГТМ. Проведенные за период с 2003 г. по 12 месяц 2005 г. мероприятия указаны в протоколе мероприятий.

Получены показатели эксплуатации месторождения: добыча нефти, жидкости, динамика основных показателей разработки участка после применения комплекса ГТМ. Рентабельность разработки объекта после бурения боковых стволов из бездействующего фонда увеличилась от 0.81 до 1.8 к 01.2005 г. и сохраняется на уровне 1.05 на 01.2006 г., расчетная величина без ГТМ составляет 0.53. Данные позволили однозначно заключить о высокой технологической эффективности бурения боковых стволов в скважинах Южно-Нурлатского месторождения.

За счет применения технологии бурения боковых стволов на Южно-Нурлатском месторождении решены следующие задачи:
  1. Восстановлены скважины ликвидированного, бездействующего, неработающего фонда при высоких дебитах по нефти.
  2. Уплотнением существующей сетки скважин вовлечено в активную разработку 500 тыс. тонн остаточных запасов нефти межскважинного пространства.
  3. Приостановлено снижение добычи нефти по Южно-Нурлатскому месторождению, выполняются проектные уровни отборов.
  4. Выяснены критерии подбора скважин-кандидатов для бурения боковых стволов.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Кормухин В.А.

    Кормухин В.А.

    начальник ТОРНиГМ

    НГДУ «Нурлатнефть» ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина

    Сайфутдинов М.А.

    Сайфутдинов М.А.

    главный геолог – заместитель начальника управления

    НГДУ «Нурлатнефть», ОАО «Татнефть»

    Кузнецов А.Н.

    начальник геологического отдела

    НГДУ «Нурлатнефть» ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина

    Салихов И.М.

    Салихов И.М.

    начальник управления

    НГДУ «Нурлатнефть», ОАО «Татнефть»

    Ахмадуллин Р.Р.

    главный инженер

    НГДУ «Нурлатнефть» ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина

    Просмотров статьи: 8010

    Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru