Full Text

Введение Существующие системы разработки не позволяют равномерно и полно извлекать нефть из продуктивных пластов, таким образом, в недрах остаются значительные объемы нетронутых запасов. В то же время возможности современных методов моделирования процессов разработки и вытеснения нефти из продуктивных пластов с учетом горно-геологических и горно-технических условий позволяют с большой вероятностью определять наиболее перспективные зоны для довыработки остаточных запасов нефти. Наиболее эффективным и экономичным способом довыработки остаточных запасов нефти из водонефтяных и тупиковых зон с использованием ранее пробуренного фонда скважин, находящихся в простое из-за аварий или по причине нерентабельной эксплуатации, является реконструкция части имеющегося фонда скважин строительством боковых стволов (БС) [1–5]. Промышленное использование нефтяными компаниями России данной технологии началось с середины 90-х гг. К 2005 г. компания «Сургутнефтегаз» произвела строительство БС в 332 скважинах, а к 2016 г. планируется построить 6500 БС [3]. На нефтяных месторождениях ОАО «Татнефть», находящихся в завершающей стадии разработки, планируется восстановить до 20 % малодебитных нерентабельных скважин методом бурения БС [5]. Увеличиваются объемы бурения БС на площадях, разрабатываемых нефтяными компаниями ОАО «НК-Роснефть», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «ТНК-ВР». Строительство БС из ранее пробуренных скважин является эффективным методом повышения нефтеотдачи пластов при разработке не только нефтяных месторождений России, но и месторождений, находящихся за рубежом – в большинстве нефтедобывающих стран Западной Европы (преимущественно на морских месторождениях), на Ближнем и Среднем Востоке, в Австралии и Индонезии. Широкое и интенсивное развитие строительства БС на западе стало возможным благодаря, во-первых, крупным капитальным вложениям в научно-исследовательские и опытно-промышленные работы, во-вторых, благодаря промышленному внедрению ряда эффективных технологий [6–10]. Технология строительства боковых стволов Процесс строительства БС состоит из следующих этапов: выбор скважины-кандидата для бурения БС; выбор конструкции БС; выбор профиля и расчет траектории БС; вырезание «окна» в обсадной колонне; зарезка и бурение БС; крепление, освоение и вызов притока пластового флюида. Эксплуатационные колонны выше интервала установки цементного моста по данным соответствующих приборов и опрессовки должны быть технически исправны, а траектории стволов подобранной и соседних скважин достаточно достоверными для исключения пересечения стволов [1]. Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать: 1. Максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины. 2. Применение оптимальных режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов. 3. Условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины. 4. Необходимую горно-геологическую информацию по вскрываемому разрезу. Таблица 1 Геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений № п/п Наименование Значение минимальное максимальное среднее 1 Средняя глубина залегания, м 1660 2400 2113 2 Пористость, доли ед. 0,08 0,18 0,13 3 Проницаемость, мкм2 0,008 0,6 0,165 4 Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,1 0,82 0,34 5 Коэффициент расчленности, доли ед. 1,6 21,4 5,98 6 Начальная пластовая температура, °С 25 33 28,94 7 Начальное пластовое давление, МПа 18,6 25 22,18 8 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с 0,91 10,55 2,38 9 Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 730 855 778 10 Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 816 887 835,75 11 Давление насыщения нефти газом, МПа 10,95 18,5 14,29 12 Газосодержание нефти, м3/т 48,9 179,4 94,77 5. Условия охраны недр и окружающей среды за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств. 6. Максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины. Боковые стволы проектируются к бурению из скважин, обсаженных колоннами диаметрами 139,7, 146, 168,3 мм и более. Для них рекомендуются обсадные трубы потайных колонн-хвостовиков диаметрами 89, 101,6 и 110 (114,3) мм соответственно [11]. Характеристика нефтяных месторождений На территории Верхнекамского месторождения калийно-магниевых солей (ВКМКС) открыто семь нефтяных месторождений, которые находятся в промышленной эксплуатации, разработку месторождений ведёт ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Объём добычи по этим месторождениям в настоящее время превышает 40 % всей извлекаемой в Пермском крае нефти. Значительные запасы сосредоточены на Уньвинском и Юрчукском месторождениях – более 50 % всего объема нефти. Промышленная нефтеносность месторождений выявлена в тульских и бобриковских терригенных, а также в верейских, башкирско-серпуховских и турнейско-фаменских карбонатных отложениях. Нефть данных месторождений (табл. 1) характеризуется низкой вязкостью в пластовых условиях (до 10,6 мПа·с), по плотности нефть легкая (720–855 кг/м3). Проницаемость изменяется от 0,008 до 0,6 мкм2. Разрабатываемые объекты залегают на глубине от 1660 до 2400 м, при этом начальное пластовое давление изменяется в пределах от 18,6 до 25 МПа. Нефть характеризуется высоким содержанием растворенного газа (до 179,4 м3/т). Коэффициент песчанистости терригенных коллекторов в несколько раз выше, чем в карбонатных. Расчлененность объектов разработки данных месторождений варьируется от 1,6 до 21,4. Анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов На территории ВКМКС при текущих и капитальных ремонтах скважин в 2007–2011 гг. укрупненно можно выделить следующие методы повышения нефтеотдачи пластов (ПНП): 1. Гидродинамические (ввод новых нагнетательных скважин, перевод на другие объекты разработки и др.) – 21 операция. 2. Методы интенсификации добычи (увеличение приемистости нагнетательных скважин, промывка забоя скважин, обработка скважин против гипса и др.) – 82 операции. 3. Физические (бурение дополнительного ствола, радиальное бурение, гидро- Рис. Количество операций по методам ПНП (а) и по технологиям физического метода (б) за 2007–2011 гг. разрыв пласта, кислотный гидроразрыв пласта и др.) – 178 операций. 4. Химические (ремонтно-изоляционные работы, обработка призабойной зоны пласта и др.) – 17 операций. За рассматриваемый период количество операций в нефтедобывающих скважинах, связанных с увеличением нефтеотдачи пласта, увеличилось в 4,7 раза (рис., а). Основными методами ПНП являются физические, составляющие более 60 % всех проводимых операций, преимущественно по технологии гидравлического разрыва пласта (ГРП) (рис., б). Следует отметить, что число операций по проводке боковых стволов увеличивается в среднем за год на 43 % [13–15]. При анализе эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ) методов ПНП оценены следующие характеристики: – дополнительный прирост дебита (т/сут); – продолжительность эффекта (сут/скв.). Наибольший прирост дебита получен от физических методов – 8,7 т/сут. Продолжительность эффекта – 867 сут/скв. Среди физических методов по технологии строительства дополнительного ствола прирост дебита по нефти составил 10,8 т/сут, продолжительность эффекта – 1416 сут/скв. [12]. Расчет успешности Для оперативного прогнозирования, изучения степени влияния технических параметров бокового ствола, геологического строения вскрываемых объектов, а также промысловых показателей эффективности работы скважины на обводненность продукции и производительность бокового ствола Т.В. Токаревой рекомендована регрессионная модель [4]. В данной статье определение успешности строительства боковых стволов из ранее пробуренных скважин предлагается путем выделения из множества факторов тех, которые влияют на успешность строительства бокового ствола. Таким образом, было выделено 3 группы параметров: 1. Геолого-физические (а), характеризующие пласт и извлекаемый флюид: тип коллектора, абсолютная отметка водо-нефтяного контакта (ВНК), глубина скважины, вязкость пластовой нефти, проницаемость, коэффициент расчлененности, коэффициент песчанистости; плотность пластовой нефти, газосодержание. 2. Технологические параметры (б), характеризующие работу скважины: фактический прирост дебита по нефти, начальная обводненность, эффективная нефтенасыщенная толщина, время работы скважины с эффектом. 3. Параметры строительства (в): контакт цементного камня с колонной, контакт цементного камня с породой. Исходные данные по параметрам геолого-физических и технологических групп были взяты из проектных документов и технологических режимов работ, параметры третьей группы оценивались по акустическому каротажу цемента пробуренных скважин. Рассматриваемая задача представлена в виде зависимости (1) где – успешность операции – величина, принимающая значение от 0 до 1 при недостижении эффекта и при его достижении соответственно; lВНК – расстояние от перфорационных отверстий до абсолютной отметки ВНК, м; Красч – коэффициент расчлененности, доли ед.; rн – плотность пластовой нефти, кг/см3; Кпрон – проницаемость, м2; – вязкость пластовой нефти, мПа·с; qдоп – прирост дебита по нефти, т/сут; w0 – начальная обводненность, доли ед.; – эффективная нефтенасыщенная толщина, м; tэф – время работы с эффектом, сут; rкол – плотность цементного камня с колонной; rпор – плотность цементного камня с породой. Оценка влияния выделенных критериев на успешность строительства и эксплуатации боковых стволов возможна при помощи построения статистической модели, описывающей данные уравнением регрессии. Перед расчетом параметры переводят из размерных независимых факторов xi в безразмерные zi, нормированные по . (2) Для получения коэффициентов в уравнении регрессии используется полином в виде Таблица 2 Показатель Коэффициент в уравнении регрессии Геолого-физические параметры Расстояние от перфорационных отверстий до абсолютной отметки ВНК 3,09 Коэффициент расчлененности 2,92 Плотность пластовой нефти –1,99 Проницаемость 1,48 Вязкость пластовой нефти –0,51 Технологические параметры Прирост дебита по нефти 0,49 Начальная обводненность –0,34 Эффективная нефтенасыщенная толщина 0,08 Время работы с эффектом 0,06 Параметры строительства скважины Контакт цемента с колонной 0,03 Контакт цемента с породой 0,02 (3) где bi – коэффициент в уравнении регрессии; N – количество операций. Проверка статистической значимости коэффициентов регрессии проводится с помощью критерия Стьюдента. Для проверки адекватности математического описания опытным данным достаточно определить отклонение по полученному уравнению регрессии величины отклика от полученных результатов. Проверку гипотез об адекватности и однородности двух выборочных дисперсий проводят по F-критерию Фишера. Полученное уравнение регрессии имеет вид (4) Используя (1)–(3), определили коэффициенты в уравнении регрессии (4) (табл. 2). В табл. 2 отражены значения, критерий Стьюдента по которым опровергает нуль-гипотезу и оценку коэффициента признает статистически значимой с вероятностью α ≤ 0,05. Таблица 3 Определение успешности Группа Параметры Количество скважин Количество успешных операций по данным ПермНИПИнефть геолого-физические технологические строительства 1 + + + 28 37 2 + + – 0 3 + – + 2 4 – + + 7 5 + – – 2 7 6 – + – 0 7 – – + 0 8 – – – 5 Анализируя табл. 2, можно выделить параметры, которые оказывают наибольшее влияние на успешность строительства БС: расстояние от перфорационных отверстий до ВНК, прирост дебита по нефти, контакт цементного камня с колонной и породой. Оценка успешности строительства БС выполнена по (4). Результаты занесены в табл. 3, где «+» отмечена успешность мероприятия по группе параметров. Соответственно, успешность по всем трем группам параметров (первая строка табл. 3) свидетельствует об успешности мероприятия в целом. Имея отрицательные значения успешности (последняя строка табл. 3), можно говорить о неудавшемся мероприятии. Оценка успешности ГТМ в промежуточных группах должна проводиться индивидуально. Для проверки адекватности модели выполнено сравнение с результатами оценки успешности проведенных ГТМ по данным Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми. Данное сравнение подтвердило адекватность полученной модели (последний столбец табл. 3). Выводы 1. На основе регрессионного анализа определены критерии выбора скважин-кандидатов для строительства из них боковых стволов при разработке нефтяных месторождений на территории Верхнекамского месторождения калийно-магниевых солей с учётом геолого-физических параметров продуктивных пластов, технологических параметров работы скважин и параметров строительства боковых стволов. 2. Влияние на успешность проводимых операций в сильнейшей степени оказывает расстояние от перфорационных отверстий до ВНК, начальная обводненность, в меньшей степени влияет плотность нефти, проницаемость и эффективная нефтенасыщенная толщина. 3. Для увеличения успешности строительства боковых стволов предлагается проводить гидродинамическое моделирование с учетом показателей успешности, применять разработанные для данных месторождений буровые и тампонажные растворы, вскрытие продуктивных пластов производить щадящими методами.

About the authors

Egor Nikolaevich Ust'kachkincev

Author for correspondence.
Email: egoruv@mail.ru
614600, Perm, ul. Lenina, 62

operator of desalting and dewatering installation CDNG № 7, LUKOIL PERM LLC

References

Statistics

Views

Abstract - 239

PDF (Russian) - 54

Refbacks

• There are currently no refbacks.