Отчет по практике в ООО «РН-Пурнефтегаз»

Несовершенство технологий крепления скважин и разобщения пластов способствовало неучтенным перетокам закачиваемой воды по заколонному пространству и увеличению числа высокообводненных добывающих скважин.

Месторождение находится на первой стадии разработки. Ведется бурение месторождения, в течение 2004-2006 г. пробурено 38 скважин. В 2007 г. количество пробуренных скважин за 8 месяцев составило 15 ед. На 01.01.2007 г. накопленная добыча составляет 13242 тыс.т, отбор от НИЗ промышленных категорий 10,2 %, обводненность 64,5 %. В настоящее время в промышленной разработке находятся объекты II-IV и VII-IX. Текущие показатели разработки представлены в таблице 2.8.1

Восточного купола, объекты V, VI разрабатываются единичными скважинами. Объекты Западного купола не разрабатываются. Исследования по трассеровке потоков выявили наличие высокопроницаемых каналов, ухудшающих выработку. Исследования ПГИ выявили скважины с негерметичностью эксплуатационной колонны и с заколонной циркуляцией жидкости и газа, это обстоятельство препятствует равномерной выработке и

эффективному воздействию на объекты.

 

 

 

 

Таблица 2.8.1 – Текущие показатели разработки объектов

Показатели	Объекты
	II	III	IV	VII	VIII	IX	В целом
Начальные геологические запасы, тыс.т	73428	51133	45208	95112	86325	84944	458865
Начальные извлекаемые запасы , тыс.т	21207	14657	13975	27561	27279	20616	129607
Остаточные извлек. запасы, тыс.т	18477	13858	10899	25762	23622	19529	116365
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.	0.289	0.287	0.309	0.290	0.316	0.243	0.282
Добыча нефти, тыс.т	703	206	228	292	359	64	1863
Обводненность, %	52,3	73,0	71,5	55,5	71,9	75,8	64,5
Добыча нефти с начала разработки, тыс.т	2730	799	3076	1799	3657	1087	13242
Кратность запасов, лет	27.3	68.4	48.9	89.2	66.8	304.4	63.5
Дебит нефти, т/сут	17,5	11,1	13,3	13,8	16,3	9,4	15,6

 

 

На рисунке 2.8.1 показана зависимость обводненности от отбора вовлеченных извлекаемых запасов, так как бурение скважин продолжается, и не все запасы введены в разработку. Видно, что все объекты уже на  ранней  стадии  разработки  характеризуются  повышенной  обводненностью.

Рисунок 2.8.1- Зависимость обводненности от отбора вовлеченных извлекаемых запасов.

Основной объект разработки, предусмотренный к первоочередному разбуриванию – пласт ПК18. Предполагалась реализация обращенной 7-точечной системы с плотностью сетки 10,6 га/скв. В настоящее время данная система на пласте не реализована, разработка ведется выборочно с нагнетанием воды в очаговые скважины. Фактическая плотность сетки скважин с учетом всего пробуренного фонда на 01.01.07 г. составляет 25,9 га/скв. Разбуренность объекта - 34,5 %. За анализируемый период на пласт ПК18 пробурено 23 скважины, из них 9 ГС.

Остальные объекты Восточного купола предполагается разрабатывать существующей сеткой скважин с последующим бурением в 2010-2022 гг. Система разработки по всем объектам – обращенная семиточечная с плотностью сетки 10,6 га/скв. кроме VII и IX объектов, по которым планируется размещение скважин по сетке 500х500 м.

Ориентировочные планы по дальнейшей разработке месторождения на период 2012-2015 года по проекту разработки составляют:

-за 2012 год из бурения  планируется ввести 45 скважин, 29 добывающих и 16 нагнетательных. Фонд скважин с начала разработки 911 скважин,действующий фонд 797 скважин, 593 добывающих, 204 нагнетательных. Планируемое выбитие из действующего фонда – 8 скважин,в том числе 1 нагнетательная. Среднегодовой дебит на одну скважину ожидается 16,9 т/сут нефти, 48,2 т/сут жидкости, 1,6 тыс м3/сут газа. Коэффициент нефтеизвлечения ожидается 4,8 %, от начальных извлекаемых запасов 17,6 % ,обводненность продукции на уровне 64,9 %, добыть 3323,4 тыс тонн нефти.

-за 2013 год из бурения планируется ввести 89 скважин, 62 и добывающих и  27 нагнетательных. Фонд скважин с начала разработки 1000 скважин,действующий фонд 872 скважин, 643 добывающих, 229 нагнетательных. Планируемое выбитие из действующего фонда – 6 скважин,в том числе 0 нагнетательных. Среднегодовой дебит на одну скважину ожидается 16,6 т/сут нефти, 48,9 т/сут жидкости, 1,5 тыс м3/сут газа. Коэффициент нефтеизвлечения ожидается 5,4 %, отбор от начальных извлекаемых запасов 19,8 % ,обводненность продукции 66,0 %, добыть 3555,8 тыс тонн нефти.

- за 2014 год из бурения планируется ввести 89 скважин, 63 и добывающих и 26 нагнетательных. Фонд скважин с начала разработки 1089 скважин,действующий фонд 948 скважин, 697 добывающих, 251 нагнетательных. Планируемое выбитие из действующего фонда – 10 скважин,в том числе 1 нагнетательная. Среднегодовой дебит на одну скважину ожидается 16,6 т/сут нефти, 50,0 т/сут жидкости, 1,5 тыс м3/сут газа. Коэффициент нефтеизвлечения ожидается 6,0 %, от начальных извлекаемых запасов 22,1 % ,обводненность продукции  66,9 %, добыть 3826,0 тыс тонн нефти.

- за 2015 год из бурения планируется ввести 89 скважин, 63 и добывающих и  26 нагнетательных. Фонд скважин с начала разработки 1178 скважин,действующий фонд 1015 скважин, 742 добывающих, 273 нагнетательных. Планируемое выбитие из действующего фонда – 16 скважин,в том числе 2 нагнетательных. Среднегодовой дебит на одну скважину ожидается 16,2 т/сут нефти, 50,4 т/сут жидкости, 1,5 тыс м3/сут газа. Коэффициент нефтеизвлечения ожидается 6,7 %, от начальных извлекаемых запасов 24,5 % ,обводненность продукции 67,9 %, добыть 4001,1 тыс тонн нефти.

Окончание разработки приходится на 2064 год. Из пласта отбирается 26,4 % от НБЗ. К концу разработки накопленный ВНФ равен 3,4. Отбор от утвержденных НИЗ составит 94,3 %.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Анализ эффективности бурения

3.1 Анализ эффективности бурения горизонтальных скважин

По состоянию на 01.01.07 г. из 57 горизонтальных скважин добыто 1221,7 тыс.т нефти, что составляет 9,0 % от накопленной добычи по месторождению, на 1 скважину в среднем отобрано 24,2 тыс.т нефти. Добыча жидкости с начала разработки составила 2292,7 тыс.т. Начальные дебиты нефти изменяются в широких пределах от 5,0 до 170,0 т/сут, безводный период работы отсутствует. Уже на первом этапе разработки с применением горизонтальных стволов были выявлены такие преимущества как: сокращение количества скважин; начальные дебиты горизонтальных скважин в 2-5 раз больше в сравнении с дебитами наклонно–направленных скважин; меньшая обводненность продукции, чем у вертикальных (наклонно-направленных) скважин; возможность разработки газонефтяных и краевых водонефтяных зон продуктивных пластов.

Распределение скважин по технологическим показателям приведено на рисунке 3.1.1

Рисунок 3.1.1 – Распределение ГС по технологическим показателям

По скважинам, работавшим продолжительное время, дебиты нефти снизились в среднем в 3,0 раза, обводненность возросла в 2,0 раза.

Длина горизонтального участка скважин, вводимых в разработку в 2002-2003 гг., чаще всего не превышала 150 м, на 01.01.2007 средняя длина горизонтального ствола – 484 м. Распределение скважин по длине горизонтального ствола представлена на рисунке 3.1.2

 Рисунок 3.1.2 – Распределение скважин по длине горизонтального ствола

В качестве примера динамики показателей разработки, представлен пласт ПК18, для которого было пробурено 35 скважин, на рисунке 3.1.3. Следует отметить, что наиболее продуктивными оказались ГС, пробуренные в последние годы, накопленная добыча которых за три года составила 30,1 % от общей добычи, полученной из ГС.

Рисунок 3.1.3 – Динамика показателей разработки ГС пласта ПК18

Как видно из графиков, средний дебит жидкости существенно снижается уже через год и на протяжении всего периода имеет невысокие значения. Следует отметить, что большинство горизонтальных скважин объекта пробурены в зоне интенсивного отбора.

Расположение скважин в зонах, характеризующихся пониженным пластовым давлением по отношению к первоначальному, обусловило, значительное снижение дебитов жидкости.

Условно все ГС можно разделить на три группы: высокоэффективные, среднеэффективные и низкоэффективные. Критерием эффективности служит средний дебит за период эксплуатации. К первой группе можно отнести 16 скважин, накопленная добыча на 1 скважину в данной группе составляет 35,4 тыс.т. С низкой эффективностью (дебит нефти меньше 5,0 т/сут или обводненностью больше 90,0 %) работают 12 скважин, на одну ГС приходится 8,4 тыс.т накопленной добычи нефти. Остальные ГС (6 скв.) отнесены по эффективности к средней группе – 14,4 тыс.т/.

Для анализа эффективности использовалось деление геологического строения на три зоны: нефтяная зона  и газонефтяная, водонефтяная, водогазонефтяная . Наибольшее число ГС (15 скважин) расположены в ГНЗ и НЗ, 11 ГС расположены в ВНЗ и 8 – в ВГНЗ. Для анализа, технологические показатели работы скважин приведены к единой дате и представлены на рисунке 3.1.4.

Рисунок 3.1.4 – Технологические показатели ГС пласта ПК18 в различных геологических зонах

Максимальный эффект достигнут при бурении горизонтальных скважин в водогазонефтяной зоне. Начальные дебиты нефти достигают 170,0 т/сут и удерживаются в течение длительного периода на уровне 60,0 т/сут. По скважинам, расположенным в ГНЗ и НЗ, средний дебит нефти при запуске существенно ниже – 41,7 т/сут, а средний дебит нефти в 2007 г. составил 19,2 т/сут. Минимальные средние дебиты ГС зафиксированы в ВНЗ – 8,4 т/сут. Это свидетельствует об их низкой эффективности на этих участках пласта, что связано с меньшими толщинами в этой зоне. В подобных зонах наиболее целесообразен пологий тип проводки скважин, поскольку имеется возможность изменения интервалов перфорации при вскрытии промытых зон.

Для сравнения показателей горизонтальных и вертикальных скважин проводился анализ промысловой информации по каждой ГС и окружающим ее добывающим скважинам. Построение совместных графиков технологических показателей позволяет сравнить работу горизонтальных и вертикальных скважин и делать выводы об их эффективности. На рисунках 3.1.5, 3.1.6 приведена сравнительная характеристика ГС и ВС, расположенных в различных геологических зонах пласта.

Рисунок 3.1.5 – Технологические показатели разработки ГС и ВС пласта ПК18, расположенных в ВГНЗ

Как видно из рисунка 3.1.5, продуктивность по ГС в несколько раз выше, чем по вертикальным скважинам, а обводненность ниже, накопленная добыча на одну скважину составила 48 тыс.т, тогда как по вертикальным этот показатель равен 19,5 тыс.т/скв. При расположении скважин в непосредственной близости к контуру газоносности в большинстве случаев наблюдается стягивание контуров нефтеносности как за счет подъема ВНК, так и за счет расширения газовой шапки, обеспечивая благоприятные условия вытеснения нефти. Однако в последующем работа скважин может быть осложнена процессом разгазирования. Результаты исследований показывают, что газовый фактор данных ГС кратно (500-600 м3/т) превышает средний по пласту (48 м3/т), тогда как максимально допустимый газовый фактор не должен превышать первоначальный более чем в три раза.

Рисунок 5.1.6 – Технологические показатели разработки ГС и ВС пласта ПК18, расположенных в НЗ и ГНЗ

Горизонтальные скважины, пробуренные в ГНЗ и НЗ, по продуктивности практически не отличаются от аналогичного показателя вертикальных скважин, средняя обводненность продукции ниже в 2 раза(обводненность – 7,0 %). Накопленная добыча нефти составляет 211 тыс.т, на одну ГС приходится 14 тыс.т нефти, примерно столько же (12,3 тыс.т/скв.) отобрали окружающие вертикальные скважины.

Водонефтяные зоны пласта являются зонами повышенного риска при бурении горизонтальных скважин, так как стягивание контура нефтеносности повышает вероятность быстрого обводнения. По ряду ГС (4325, 4462, 4117, 4478, 4069) отмечается высокая обводненность при небольших накопленных отборах (2-9 тыс.т), причиной тому прорыв краевых вод.

Сравнение входных и средних дебитов нефти вертикальных и горизонтальных скважин говорит о преимуществе вертикальной проводки (рисунок 3.1.7). За один и тот же период разработки накопленный отбор на одну вертикальную скважину составляет 21,7 тыс.т, по ГС – 14,4 тыс.т.

Рисунок 3.1.7 – Технологические показатели разработки ГС и ВС пласта ПК18, расположенных в ВНЗ.

3.2 Анализ эксплуатации скважин с боковыми стволами

На Комсомольском месторождении первый боковой ствол 12394BH2 был пробурен в 2002 г. на пласт ПК22. Бурение БС явилось успешным. После пуска в работу в октябре 2002 г. только до конца года было добыто 1,4 тыс.т нефти, дебит нефти составил 16 т/сут при обводненности 20,0 %. В последующем было пробурено еще семь боковых стволов без горизонтального окончания. Остальные БС в количестве 31 штуки были с горизонтальным окончанием различной длины. Всего за весь период разработки месторождения было пробурено 39 боковых стволов, большая часть из них пробурена в 2004-2006 гг.

Средняя длина горизонтального участка составляет 234 м (минимальная – 40 м, максимальная – 480 м). Анализ полученных результатов показал, что с увеличением длины ГУ возрастает дебит нефти.

Средний дебит нефти, полученный в первый год из пробуренных боковых стволов, составил 29,8 т/сут, при этом средний дебит по наклонно-направленным БС составил 16,9 т/сут (при максимальном значении 22,1 т/сут, при минимальном 13,7 т/сут). При реализации бурения БС с горизонтальным окончанием средний дебит нефти, полученный в первый год, вырос на 50,0 % и составил 32,4 т/сут. Из общего числа пробуренных БС – четыре скважины (644BH2, 6164BH2, 681BH2, 1211BH2) отнесены к неэффективным – после бурения начальный дебит по ним составил от 0,7 до

2,6 т/сут при обводненности 99,0 %. Проведенные в скважинах 644BH2 и 1211BH2 геофизические исследования ГУ показали, что обводнение связано с ЗКЦ сверху (некачественное крепление хвостовика скважины). В боковом стволе скв. 681 направленном в зону увеличения толщины пласта БП61-3, фактически был вскрыт коллектор толщиной 18,0 м (подошва оказалась промытой нагнетаемой водой от скв. 682), т.е. пробуренный боковой ствол изменил представление о геологическом строении залежа на данном участке. Анализ работы БС 6164BH2 показал, что бурение было произведено в область с пониженным пластовым давлением, что привело к кольматаци нефтенасыщенной части пласта (технологическая причина). Скважины 681BH2, 6164BH2 в течение полугода были переведены на вышележащие пласты, всего на вышележащий пласт (возврат) переведено 24 скважины, на