Р.С.ХИСАМОВ
главный геолог ОАО «Татнефть»,
д-р геолого-минералогических наук, академик АГН РФ
Вступление крупных высокопродуктивных месторождений нефти и газа России в позднюю стадию разработки закономерно сопровождается ухудшением структуры запасов и снижением дебитов скважин. В основных нефтегазовых регионах 70 — 80% запасов составляют высоковязкие и трудноизвле-каемые нефти, содержащиеся в осложненных геологических условиях, слабопроницаемых, глинистых и карбонатных коллекторах. Вместе с тем, освоение новых месторождений Восточной
держит элемент разработки с ГС и МЗС.
В Татарстане первые семь ГС пробурены в 1977-78 гг. на Тавель-ском и Сиреневском месторождениях на кизеловский горизонт турнейского яруса. Строительство скважин осуществлялось с целью отработки техники и технологии бурения и определения их эффективности. Были достигнуты достаточно высокие технико-экономические результаты, а две скважины работают и сегодня с суммарной добычей — скв. № 1918 —
применения данной технологии является наличие эффективной системы заводнения и учет геологических особенностей строения залежей. Геолого-геофизические характеристики основных продуктивных горизонтов, представленные в табл. 2, показывают, что объекты имеют небольшую толщину продуктивного пласта (5 — 10 м), низкую проницаемость по карбонатным отложениям (до 130 мД) и высокую вязкость нефти (35 — 9010-3Пас).
Геологическим фактором, существенно сдерживающим широ-
СИСТЕМНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Сибири, Дальнего Востока, Тима-но-Печорского региона, шельфа северных морей требует огромных инвестиций.
По ОАО «Татнефть» доля активных запасов снизилась с 73,4% до 7,5%. В текущих извлекаемых запасах (ТИЗ) их доля составляет 37%; в трудноизвле-каемых запасах — 63%. Из на-чальноизвлекаемых запасов (НИЗ) выработано 80%.
Разработка запасов трудноиз-влекаемой нефти и увеличение добычи из старых месторождений требуют применения современных системных технологий, в том числе — горизонтальных скважин (ГС) и многозабойных скважин (МЗС).
Системные технологии предполагают внедрение комплекса методов воздействия на объем текущих запасов нефти определенного участка месторождения, всей залежи или участка, разрабатываемого в течение определенного периода времени — до выработки экономически рентабельных запасов. Системная технология с применением горизонтальных скважин включает воздействие на участок, который со-
47 тыс. т и скв. № 1947 — 51 тыс. т (табл. 1).
К настоящему времени в Татарстане пробурено более 240 ГС и более 100 боковых горизонтальных стволов (БГС) из старого фонда скважин. Все ГС распределены по объектам разработки следующим образом: башкирско-серпуховские отложения — 55 скважин; тер-ригенные бобриковско-радаев-ские — 21 скважина; турнейско-заволжские — 149 скважин; дан-ково-лебедянские — 4 скважины. Средняя длина горизонтальных стволов составляет 257 м, в том числе по башкирскому ярусу — 290 м, по терригенным бобриковским отложениям — 159 м, по турнейскому ярусу — 275 м, данково-лебедянскому горизонту — 303 м. Средний начальный дебит ГС составил 7 т/сут, в том числе по карбонатным отложениям — 4 т/сут, по терригенным — 28 т/сут. Он превысил дебит вертикальных скважин в среднем в 1,4 раза, а по терригенным отложениям — в 2,3 раза.
Как показал анализ эксплуатации ГС, необходимым условием
кое внедрение технологий ГС на девонские отложения Ромашкин-ского нефтяного месторождения, является высокая расчлененность объекта разработки Д1 (8 пластов), когда маломощные про-пластки (3 — 4 м), содержащие нефть и воду, чередуются с глинистыми прослоями, склонными к «разбуханию» и осыпанию в процессе первичного вскрытия. Это было подтверждено при бурении первых горизонтальных стволов на скважинах №14076, №23535 фирмой EASTMAN CHRISTENSEN в 1991 г. Анализ результатов гидродинамических исследований подтвердил загрязнение призабойной зоны на значительную глубину в процессе эксплуатации скважин (до 50 м) и возможность увеличения в несколько раз продуктивности скважин при бурении БГС (скв / 14076, 0,66 м3/сутМПа — 6,93/сутМПа).
Одной из основных причин низких дебитов и конечного коэффициента извлечения нефти при эксплуатации залежей с карбонатными коллекторами является смыкание трещин в призабой-ной зоне и, соответственно, сни-
Скв. № 1918 Дата ввода в эксплуатацию 10.12.1977г. Длина ствола, м всего 1416, в т.ч. горизонтального — 251 Скв. № 1947 Дата ввода в эксплуатацию 10.12.1977г. Длина ствола, м всего 1416, в т.ч. горизонтального — 251
Годы Дебит нефти, т/сут Дебит жидкости, т/сут % обводнения Примечание Годы Дебит нефти, т/сут Де-бит жидкости, т/сут % обводнения Примечание
На дату ввода 3,0 3,0 12.77г СКО дебит неф-ти с 3 до 9,2 т/сут На дату вво-да 21,2 22,2 4,5 12.76г - СКО
1978 8,9 10,2 12,7 8.78г - КИН дебит нефти - 11,214,8 т/сут 1977 25,4 28,4 10,5
1979 17,7 21 16,6 03.79г - увеличение числа качаний 1978 13 14,8 12,3
1980 11,1 14,4 22,9 1979 19,2 22,2 13,5
1981 9,1 10,9 16,5 1980 12,5 16,2 22,8 04.81 - КИН дебит неф-ти 6,410,7 т/сут
1982 6,1 7,4 17,1 03.82г -КН дебит нефти 4,6 -11.7 т/сут 1981 7,9 12,2 35,4 04.82г КНН дебит неф-ти 3,811,7 т/сут
1983 3,1 3,7 17,2 1982 4,5 6,2 26,6
1984 4,1 4,4 7 7.84 НКО дебит нефти 1,5-5,8 т/сут 1983 2,4 3,2 24,3 4,84г - КНН дебит неф-ти 0,71,6 т/сут
1985 2,9 3,2 8,4 1984 1,2 1,5 19,1
1986 4,2 5,1 17,4 1985 0,9 1,1 19,3
1987 4,2 5,5 24,2 1986 0,9 1,3 33
1988 1,5 1,7 12,7 1987 3,2 5,0 35,2
1989 1,1 1,2 11,8 1988 3,3 5,1 34,5
1990 3,1 3,3 12,2 1989 3,6 4,8 24,2
1991 5,3 6,1 12,5 1990 3,1 3,3 5
1992 9,5 10,9 12,5 1991 2,5 2,6 5,2
1993 6,6 7,6 12,5 1992 2,9 3,6 18,5
1994 8,2 9,3 12,4 1993 6,1 7,5 18,4
1995 8,1 9,3 12,4 1994 6,8 8,4 18,5
1996 7,4 8,4 12,3 1995 7 8,5 18,4
1997 7,2 8,2 12,3 1996 7 8,5 18,3 05-07.99 внедрение гидродинамических исследований
1998 18,5 7,1 12,5 1997 4,6 5,6 18,4
1999 18,4 5,6 12,4 1998 6,2 7,6 18,4
2000 18,5 4,3 12,2 1999 5,6 7,4 23,8
2001 18,4 4 9,9 2000 4,9 6,2 20,8
2002 18,3 4,9 12 2001 3,2 4,2 24,2
жение продуктивности скважины. Изучение влияния напряженного состояния горных пород в приза-бойной зоне на проницаемость или продуктивность при лабораторном моделировании и изучении этого распределения в межскважинном интервале методом сейсмолокации бокового обзора (СЛБО-Геоинформсис-
тем) позволяют сделать следующие выводы:
1. В вертикальных скважинах влияние напряжений на изменение гидропроводности и продуктивности слабое, а в горизонтальных — очень сильное.
2. Вертикальная составляющая напряжения от действия горного давления снижает проницаемость
горизонтальных трещин в приза-бойной зоне горизонтальной скважины до величин ниже 5% потенциально возможного.
3. Значительное снижение де-битов ГС происходит в скважинах, расположенных непосредственно в зоне горизонтальной трещиноватости.
Табл.1. Сведения по горизонтальным скважинам №№1918, 1947 Сиреневского месторождения НГДУ «Ямашнефть» с начала разработки
Табл. 2. Геолого-физические характеристики основных продуктивных пластов
Параметры Башкирский Бобриковский Турнейский Данко-лебедянский
Средняя глубина залегания, м 886 1288 1164 1310
Тип залежи массивный пластово-сводовый массивный пластово-сводовый
Тип коллектора порово-трещинный литологически-ограниченно-поровый порово-трещинный порово-трещинный
Средняя общая толщина, м 20 14 31,15 7,10
Средняя нефтенасыщенная толщина, м 6,10 7,04 9,77 5,10
Пористость, % 14,42 24,30 12,67 7,0
Средняя нефтенасыщенность, доли ед. 0,79 0,86 0,69 0,65
Проницаемость, мкМ 0,13 0,91 0,12 0,03
Коэффициент песчанистости, доли ед 0,43 0,58 0,52 0,52
Коэффициент расчлененности, доли ед 5,0 2,33 5,72 2,05
Начальная пластовая температура, "С 22,25 25,29 25,03 25,0
Начальное пластовое давление, МПа 8,72 13,16 11,26 13,10
Вязкость нефти в пластовых условиях, МПас 89,72 91,41 35,62 70,80
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м' 0,90 0,89 0,88 0,91
Объемный коэффициент нефти, доли ед 1,03 1,04 1,05 1,04
Содержание серы в нефти, % 3,83 3,89 3,46 3,00
Содержание парафина в нефти, % 2,98 2,87 3,61 3,60
Содержание асфальтенов, % 6,41 7,67 7,14 4,11
Давление насыщения нефти газом, Мпа 2,98 3,82 3,94 1,60
Газосодержание нефти, м'/т 2,34 11,37 17,66 12,40
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас 1,50 1,67 1,72 1,70
Плотность воды в пластовых условиях, т/м' 1,14 1,16 1,45 1,17
4. Наиболее высокие и стабильные дебиты имеют скважины, расположенные на границе зоны горизонтальной трещинова-тости.
С учетом этих особенностей нами разработана технология размещения оптимального профиля горизонтального ствола в продуктивном пласте. Получен патент РФ № 2153064. Мы предлагаем проводить горизонтальную скважину в продуктивном пласте ниже или выше зоны горизонтальной трещиноватости, выполнять перфорацию, гидроразрыв пласта или бурение боковых стволов (для многозабойных скважин) до зоны горизонтальной трещиноватости.
Как показывает анализ изучения трещиноватости продуктивных коллекторов, даже в пределах одного месторождения эксплуатационные объекты имеют различные характеристики трещиноватости, определяемые геологическими особенностями залежи. В пределах отдельных зон — различная густота и основная направленность трещин, а в отдельных зонах — наличие различной направ-
ленности трещин должны определять оптимальную плотность сетки скважин, а также направление, длину и профиль ГС и стволов по пласту.
Нами получен патент РФ №2176725 на технологию разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами, предусматривающую бурение основного горизонтального ствола параллельно направлению тре-щиноватости. При этом проведение боковых стволов осуществляется перпендикулярно трещино-ватости. Эта технология позволяет охватить выработкой весь трещиноватый участок, в котором трещины служат дополнительными каналами, связывающими всю площадь размещения боковых стволов.
Основными составляющими, определяющими принципы развития и внедрения системных технологий, являются комплексность и этапность.
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.