Материал: Применение горизонтальных скважин

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

В отчетном году по залежам введено на нефть 6 скважин. Добыча по новым скважинам составила 5,4 тысячи т нефти. Средний дебит одной новой скважины – 5,6 т/с по нефти, 7,9 т/с по жидкости, обводнённость 29,3%.

2.2 Анализ выработки пластов

По состоянию на 1.01.10 г. из продуктивных пластов залежей 302, 303

отобрано 4,547 млн. т. нефти или 15,5% начальных извлекаемых запасов.

Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,24. Попутно с нефтью отобрано 12,3 млн. т. воды. Средняя обводненность добываемой продукции

за период разработки составила 73%.

В 2009 г. с площади отобрано 352 тыс. т нефти. Темп отбора нефти составил 1,19% начальных и 1,34% от ТИЗ. Попутно с нефтью отобрано 2322

тыс. т воды.

Обводненность добываемой продукции равна 86,8%. Фонд действующих добывающих скважин составил 518. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти равен 1,88 т/сут, по жидкости 14,24 т/сут. Среднее пластовое давление в зоне отбора и забойное давление добывающих скважин составляет 7,2 и 5,7 МПа.

В продуктивные пласты закачано с начала разработки 18238 млн. м3

воды, компенсация отбора жидкости в пластовых условиях составила 105,9%.

Фонд нагнетательных скважин на 1.01.10 г. равен 29.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Динамика среднегодовой обводненности добываемой продукции, темпа отбора от НИЗ, темпа отбора от ТИЗ приведены на рис. 2.

Рис. 2 Динамика среднегодовой обводненности добываемой продукции,

темпа отбора от НИЗ, темпа отбора от ТИЗ

Динамика изменения накопленной добычи нефти, % от НИЗ и% от НБЗ показаны на рис. 3

Рис. 3 Динамика изменения накопленной добычи нефти, % от НИЗ и%

от НБЗ

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

3. Обзор применяемых горизонтальных технологий на объекте

разработки

Основные нефтяные месторождения РТ вступили в позднюю стадию разработки, характеризующуюся значительным ухудшением структуры запасов нефти: доля трудноизвлекаемых запасов достигла 80% против начальных 37%, высокая обводненность продукции – 83%.

При применении традиционных технологий около 75% остаточных запасов разрабатываемых месторождений и 80% еще не введенных в

эксплуатацию залежей не могут рентабельно разрабатываться.

Проблема повышения эффективности дальнейшей разработки нефтяных месторождений может быть решена только за счет широкого внедрения высокоэффективной комплексной технологии разработки трудноизвлекаемых запасов, одним из важнейших элементов которой является широкое использование горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин наряду с перевооружением и реорганизацией служб бурения, капитального ремонта, повышения нефтеотдачи, стимуляции работы скважин и, что особенно важно, обязательным налоговым стимулированием разработки трудноизвлекаемых запасов. Бурение и эксплуатация горизонтальных,

многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин, проводка горизонтальных стволов из старых, получившие на Западе общее название

«горизонтальные технологии», являются одним из ярких и перспективных достижений в нефтегазовой индустрии за последние два десятилетия.

Общепризнано, что применение горизонтальной технологии с соблюдением вполне четко определенных условий позволяет решить ряд важных проблем разработки нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений.

Горизонтальные скважины (ГС) в большей степени, чем вертикальные,

позволяют разрабатывать нефтяные месторождения при пластовых давлениях,

близких к начальному. Как известно, значительное превышение пластового

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

давления над первоначальным приводит к более высоким темпам обводнения скважин, к уменьшению охвата пласта процессом вытеснения вследствие ускоренного прорыва закачиваемой воды по наиболее проницаемым прослоям продуктивного пласта. Вследствие вышеизложенного, бурение и эксплуатация горизонтальных, разветвленно-горизонтальных скважин в мире стали одним из важнейших направлений научно – технического прогресса в области разработки нефтяных месторождений, вовлечения в промышленное освоение трудноизвлекаемых запасов нефти.

Можно отметить, что месторождение Альба в Северном море является первым месторождением, освоение которого запланировано исключительно с помощью горизонтальных скважин.

К настоящему времени в мире пробурено более 26000 ГС, более 1300- в

России, в том числе около половины – в Татарстане и Башкортостане. На месторождениях Татарстана объектами применения ГС являются:

–залежи пластового типа, представленные чередованием терригенных нефтенасыщенных пластов и плотных глинистых прослоев, приуроченных к отложениям нижнего карбона и девона.

–залежи массивного типа, приуроченные к карбонатным породам нижнего и среднего карбона;

Освоение горизонтальной технологии в республике было начато в 1976–

1978 гг. бурением семи ГС на турнейские отложения Сиреневского и Тавельского месторождений (НГДУ «Ямашнефть»). Две из них (№1990 и 1092) относительно быстро обводнились вследствие проведения при их освоении большеобъемных кислотных обработок. По скважинам 1093,1094,1095 накопленная добыча нефти составила 9,2–13,5 тыс. т, дебиты скважин в 1,3–1,7 раз превышали дебиты окружающих вертикальных скважин (ВС). Скважины 1918 и 1947 Сиреневского месторождения оказались наиболее продуктивными:

накопленная добыча нефти по ним составила 35,9 тыс. т и 40,2 тыс. т при средних дебитах более 6 т/сут, что в 2–2,2 раза выше средних дебитов