Разработка нефтяных месторождений системой горизонтальных скважин. Выбор профиля горизонтальной скважины. Обоснование длины горизонтального ствола скважины. Освоение скважин.

Разработка нефтяных месторождений системойГС является одним из эффективных методов по увеличению нефтеотдачи. Впервые начал говорить о горизонтальной технологии Тимофеев (1941г).

В 1947 г. под руководством Григоряна и Брагина на Краснокамском месторождении с вертикальной скважины с глубины 240 м было забурено два горизонтальных ствола длиной 30-35м.

В 1953г на Яблонинском месторождении была пробурена горизонтальная скважина длиной 170 м.

Необходимо отметить, что в настоящее время происходит ухудшение структуры запасов многих месторождений и уже большая часть классифицируются как трудноизвлекаемые, приуроченные к залежам, характеризующимся сложным геологическим строением, низкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти, осложненным наличием разломов, активных подошвенных вод и газовых шапок.

Эффективная разработка таких объектов не может быть обеспечена традиционными технологиями строительства эксплуатации скважин и требует применения новых методов нефтеотдачи, способных обеспечить повышенную производительность скважин, более интенсивный темп отбора и высокую конечную нефтеотдачу. Практически все методы интенсификации добычи нефти на сегодняшний день реализуют один из следующих механизмов:

· Увеличение рабочего перепада давления

· Снижение фильтрационного сопротивления.

Повышение перепада давления наиболее простой и дешевый способ интенсификации добычи. В то же время его применение ограничивается физическими возможностями существующего внутрипромыслового и внутрискважинного оборудования, да и резервы по Р не велики.

Методы, снижающие фильтрационное сопротивление течению флюидов более трудоемкие, но и более результативные. При этом, если такие технологии как, например, ГРП и физико-химические обработки, воздействуют в основном на ПЗП, уменьшая ее фильтрационное сопротивление, то применение ГС позволит не только снизить фильтрационное сопротивление, но и целенаправленно влиять на направление течения жидкости в удаленном межскважинном пространстве пласта, увеличивая скорости фильтрации флюидов и минимизируя долю слабодренируемых зон в общем поровом пространстве пласта.

ГС протягиваясь по продуктивному горизонту на десятки сотни метров соединяют друг с другом участки повышенной проницаемости, каверны и трещины не только увеличивая скорости фильтрации в межскважинном пространстве, но и повышая степень охвата пласта процессом выработки, увеличивая конечную нефтеотдачу.

Первая ГС в Удмуртии была пробурена в 1992 г. на Мишкинском месторождении, дебит которой был в 4 раза выше соседних вертикальных. Опытно-промышленное бурение началось с 1994 г.

Для применения ГС в разработке следует руководствоваться геологическими, технологическими, экономическими критериями.

Геологический критерий учитывает геолого-физические параметры скважин, наличие осложняющих геологических факторов бурения ГС и их эксплуатации. Минимальная толщина пласта не менее 3 м в Удмуртии, в России – 4 м, в США – не менее 5м.

Технологические критерии определяются реализуемой системой разработки и текущим состоянием разработки месторождения, а главное, наличием целиков нефти или слабоохваченных вытеснением участков залежи по площади и по разрезу, которые невозможно вовлечь в разработку.

Технические критерии включают: состояние эксплуатационной колонны; состояние цементного камня за колонной; наличие зон осложнений в интервале зарезки и бурения БГС (бокового горизонтального ствола).

Экономические – это те факторы, которые учитывают экономический эффект разработки ГС

Первоочередными объектами для бурения БГС следует рассматривать простаивающие скважины: бездействующие, пьезометрические, законсервированные и т.д. Объектами для бурения БГС также могут быть скважины, находящиеся в эксплуатации на нефть с предельно низким, нерентабельным дебитом, в которых существующие методы увеличения продуктивности исчерпаны и не дают положительного результата.

При площадных системах размещения скважин в процессе разработки нефтяных месторождений целики нефти остаются в слабо дренируемых участках залежи, расположенных между добывающими скважинами, в зонах распространения коллекторов с ухудшенными геолого-физичекими характеристиками, которые "обходятся" нагнетаемой водой, а при слабой активности внедрения в залежь пластовых вод на участках, не охваченных процессом заводнения.

Определение местоположения целиков нефти, не участвующих в процессе дренирования, производится по картам разработки, картам изобар, с учетом продуктивности окружающих скважин. Размеры целиков нефти обусловлены характером размещения добывающих скважин на залежи и геологической неоднородностью коллектора, которая влияет на их продуктивность.

Профиль принято выбирать в зависимости от геологических характеристик месторождения, положения ВНК. Если толщина пласта большая, то в этом случае рекомендуется профиль горизонтальной части ствола по нисходящей линии с максимальным охватом пласта по толщине (по мере выработки запасов нефти ВНК перемещается в вверх, поэтому рекомендуется такой вид профиля, чтобы по мере отбора не произошло обводнение пласта сразу). Если пласт характеризуется небольшой толщиной, то рекомендуется профиль по горизонтальной линии вблизи кровли пласта и если характеризуется наличием газовой шапки – по восходящей линии, профиль в сторону газовой шапки. Длина горизонтального ствола определяется размером целиков нефти, экономической эффективностью, технической возможностью реализации, соотношением продуктивности от длины. Обосновывается проектным документом на основе многофакторного анализа. При чрезмерно большой длине горизонтального ствола увеличивается риск вскрытия им уже частично дренированной зоны вблизи соседних добывающих скважин. Практические данные работы БГС на месторождениях Удмуртии указывают, что дебит горизонтального ствола в условиях неоднородных коллекторов, при сетке скважин 500´500 м и отходах от старого ствола на 150 м при увеличении его длины более 150 м не растет.

В среднем по Удмуртии длина – от 80 до 250 м.

Максимальная длина – 1000 м.

Что важнее при разработке высоковязких нефтей длина или диаметр? Диаметр.

ГС область применения:

· В трещиноватых пластах для увеличения охвата (ГС пересекают трещины).

· Водо- и газонефтяных зонах для снижения конусообразования.

· В низкопроницаемых пластах для увеличения площади дренирования скважин и снижения общего количества скважин.

· В высокопроницаемых пластах для снижения градиентов давления и скоростей фильтрации в прискважинной области.

· В нагнетательных скважинах для увеличения эффективности вытеснения и увеличения площади контакта с пластом, особенно при использовании термических и физико-химических методов.

Ограничения:

· Слоистое строение пласта (возможно сочетание с ГРП)

· Стоимость в 1,5 – 3 раза выше, чем по вертикальным скважинам.

Преимущества с ГС по сравнению с ГРП:

– возможность выбора направления и траектории (например, для совместной разработки нефтяных линз малого объема).

Ограничение: вертикальная скважина дороже ГРП в 5 – 10 раз.

При бурении ГС для контроля траектории ствола скважины используются телесистемы с кабельным каналом связи СТТ-108 или "Радиус". Бурение осуществляется турбинным способом с использованием винтовых забойных двигателей и долот PDS фирмы "REED". Для первичного вскрытия продуктивных пластов горизонтальными стволами рекомендуется использовать буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. Большое значение имеют улучшенные смазывающие, противоизносные, ингибирующие способности бурового раствора. Это позволяет обеспечить высокую механическую скорость бурения, долговременную работоспособность телеметрических систем, устойчивость стенок скважины при бурении в толщах терригенных пород, склонных к обвалам и осыпям, повысить качество вскрытия продуктивных пластов. Характерными осложнениями при бурении горизонтального ствола являются осыпи и обвалы стенок скважины, образование шламовых отложений и наличие прихватоопасных зон. Основными мероприятиями по предотвращению осложнений являются: применение высококачественных буровых растворов с низким показателем фильтрации, обладающих улучшенными смазывающими и ингибирующими свойствами; снижение колебания давления в процессе бурения, за счет ограничения скорости движения бурильного инструмента в горизонтальном стволе при выполнении спуско-подъемных операций до величины не более 0,2 м/с; недопущение снижения уровня при подъеме бурильных труб за счет постоянного долива бурового раствора; постоянный контроль выноса выбуренной породы, недопущение образования шламовых скоплений в горизонтальном стволе скважины за счет аксиального и радиального расхаживания бурильной колонны и прокачек пачек бурового раствора повышенной вязкости перед остановкой циркуляции. Основными мерами по предупреждению загрязнения призабойной зоны продуктивного пласта при первичном вскрытии наклонно-направленными скважинами являются: ограничение гидравлического перепада давления на продуктивный пласт; применение буровых растворов с низким показателем фильтрации; придание фильтрату бурового раствора гидрофобизирующих и ингибирующих свойств; применение буровых растворов с дисперсной фазой, размер частиц которой соответствует размерам поровых каналов призабойной зоны и исключает глубокую ее кольматацию; сокращение времени контакта бурового раствора с призабойной зоной. Важным, с точки зрения сохранения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта, является сокращение времени ее контакта с буровым раствором.

Освоение.Процесс вызова притока и ввода в эксплуатацию горизонтальных скважин должен представлять собой неразрывный технологический комплекс, при проведении которого необходимо стремиться избежать работ по глушению скважины и не допустить контакта призабойной зоны продуктивного пласта с водой. Вызов притока осуществляется свабированием.

Поиск по сайту: