Анализ эксплуатации горизонтальных скважин на Онбийском месторождении ЗАО “ТАТЕХ”.

       До  конца 1992 г. на месторождении продолжались сейсморазведочные работы с целью детализации и уточнения геологического строения залежей нефти. Кроме того проводилась переинтерпретация ранее полученной информации этих видов работ. В конце 1993 г. были обобщены результаты проведенных исследований, которые существенно уточнили имеющееся представление о формах и размерах залежей на момент подсчета запасов. Кроме того, началось разбуривание эксплуатационной сеткой скважин участка 5 на юго-востоке площади, который к началу 1995 г. был практически уже разбурен в пределах турнейского контура нефтеносности, т.е. появилась существенная дополнительная информация. Эти два достаточно объективных аргумента вызвали необходимость оперативного пересчета запасов нефти. При этом также возник вопрос о дифференцированной оценке запасов по пачке кизеловско-черепетских и малевско-упинских отложений, поскольку утверждались запасы в целом по турнейскому ярусу.

       При оперативном подсчете запасов использовались без изменения все подсчетные параметры, которые были утверждены в ГКЗ, за исключением тех залежей, где была получена дополнительная информация. В этих случаях также оперативно оценивались параметры с учетом дополнительной информации. В зависимости от полученных результатов изменялись или оставлялись прежние величины. Такая оценка в большей степени касалась определения средневзвешенных толщин. Но основной причиной оперативного подсчета запасов стало изменение размеров и форм залежей. Из сопоставления видно, что все изменения запасов по участкам и отложениям связаны, главным образом, с размерами продуктивной площади, и только в некоторых случаях с толщинами. В результате пересчета балансовые запасы в целом по месторождению практически не изменились и составили 45930 тыс.т. По горизонтам эти изменения существеннее. Например по башкирскому ярусу количество балансовых запасов уменьшилось на 2035 тыс.тонн (16,8%), а по турнейскому ярусу  в целом запасы увеличились на 2796 тыс.т (13,2%). По другим отложениям также произошли изменения в ту или иную сторону. Самое значительное сокращение запасов на 37% произошло по отложениям пашийского горизонта. Таким образом, оперативный подсчет запасов показал на существенные изменения запасов непосредственно по продуктивным отложениям.

       Запасы нефти в различном соотношении сосредоточены по отложениям. Базовым являются коллекторы кизеловско-черепетских отложений, доля запасов которых от общего объема составляет 45,5%. Немногим более 20% запасов сосредоточено в коллекторах башкирского горизонта. По остальным отложениям доля запасов сосредоточенная в коллекторах изменяется от 1,8% до 10,4%.  Участки разработки также существенно отличаются по величине запасов от 1,8% (участок 1) до 16,9% (участок 5). 

12. АНАЛИЗ  ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ  РАЗРАБОТКИ

 

       По  состоянию на 1.01.1999 г. на месторождении пробурено 246 скважин, в т.ч. 202 - добывающих, 18- нагнетательных, 6 - в освоении после бурения, 3 - в консервации из-за отсутствия обустройства, 15 - ликвидированы по геологическим причинам, 4 - пьезометрические, 3 - дают техническую воду и одна скважина гидрогеологическая.

       Действующий фонд добывающих скважин составляет 180. Все они эксплуатируются механизированным способом, причем 93,3% из них оборудованы ШГН.

       Ниже  более подробно проанализируем текущее  состояние разработки участков № 2, 3, 5 и в целом месторождения.

       Участок №2 разрабатывается на естественном упруго-водонапорном режиме.

       С начала разработки на участке добыто 358,8 тыс.т нефти, что составляет 20,4% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), текущая нефтеотдача равна 4,5%. При этом суммарный водонефтяной фактор достиг 0,44. Текущее пластовое давление в зоне отбора по кизеловско-черепетским отложениям снизилось от первоначального на 3,0 МПа и составляет 8,0 МПа (70,5% от первоначального), а по девонским - на 2,6 МПа и равно 14,9 МПа (85,1%).

       Средние давления на забое добывающих скважин  изменяются от 3,8 (кизеловско-черепетский) до 7,1 МПа (девонский). Средние дебиты по нефти и жидкости на одну действующую  добывающую скважину составляют 3,8  и 6,1 т/сут. соответственно.

       Участок №3 введен в разработку в 1988 г. По состоянию на 1.01.1999 г. средняя плотность сетки в зоне разбуривания составила 6,7 га на скважину.

       С начала разработки на участке добыто 715,8 тыс.т нефти, что составляет 49,16% от НИЗ, текущая нефтеотдача равна 3,5%. При этом суммарный водонефтяной фактор достиг 0,11. Текущее пластовое давление в зоне отбора по кизеловско-черепетским отложениям снизилось от первоначального на 4,5 МПа и составляет 6,7 МПа (72,7%), а по девонским - на 2,4 МПа и равно 15,1 МПа (86,3%).

       С 1989 по 1993 г.г. на участке бурение скважин  не проводилось и добыча нефти  стабильно удерживалась на уровне 30 тыс.т. Ввод в эксплуатацию 5 добывающих скважин в 1994 г. позволил увеличить добычу нефти с участка почти в 2 раза и довести ее до 56,4 тыс.т, что составляет 3,6% НИЗ и 4,1% ТИЗ. Обводненность добываемой продукции равна 52,4%.

       Средние давления на забое добывающих скважин  колеблются от 3,7 (кизеловско-черепетский) до 13,9 МПа (девонский).

       Средние дебиты по нефти и жидкости на одну действующую добывающую скважину составляют 6,8 т/сут и 14,2т/сут соответственно.

       Участок №5 введен в разработку в 1986 г. По состоянию на 1.01.1999 г. средняя плотность сетки в зоне разбуривания составила 10,1 га на скважину.

       С начала разработки на участке добыто 226,9 тыс.т нефти, что составляет 25,4% от НИЗ, текущая нефтеотдача равна 4,8%. При этом суммарный водонефтяной фактор достиг 0,45. Текущее пластовое давление в зоне отбора по верей-башкирским отложениям снизилось от первоначального на 4,3 МПа и составляет 4,2 МПа (48,4%), а по кизеловско-черепетским - на 4,8 МПа и равно 6,1 МПа (80,9%).

         Обводненность добываемой продукции  достигла 28,3%. Средние давления на  забое добывающих скважин изменяются  от 1,2 (верей-башкирский) до 3,3 МПа (кизеловско-черепетский).

       Средние дебиты по нефти и жидкости на одну действующую добывающую скважину составляют соответственно 3,3 и 4,6 т/сут.

       Участок №8 введен в разработку в 1998 г. По состоянию на 1.01.1999 г. средняя плотность сетки в зоне разбуривания составила 15,1 га на скважину.

       С начала разработки на участке добыто 54,8 тыс.т нефти, что составляет 7,8% от НИЗ, текущая нефтеотдача равна 1,5%. При этом суммарный водонефтяной фактор достиг 0,55. Текущее пластовое давление в зоне отбора по кизеловским отложениям снизилось от первоначального на 4,4 МПа и составляет 6,1 МПа (58,1%).

         Обводненность добываемой продукции  достигла 23,9%. Средние давления на  забое добывающих скважин составляют 4,5 МПа (кизеловско-черепетский).

       Средние дебиты по нефти и жидкости на одну действующую добывающую скважину составляют соответственно 2,9 и 3,7 т/сут.

       Участок №9 введен в активную разработку в 1998 г. По состоянию на 1.01.1999 г. средняя плотность сетки в зоне разбуривания составила 12,4 га на скважину.

       С начала разработки на участке добыто 83,1 тыс.т нефти, что составляет 5,6% от НИЗ, текущая нефтеотдача равна 1,1%. При этом суммарный водонефтяной фактор достиг 0,12. Текущее пластовое давление в зоне отбора по кизеловским отложениям снизилось от первоначального на 1,9 МПа и составляет 8,6 МПа (58,1%).

         Обводненность добываемой продукции  достигла 12,1%. Средние давления на  забое добывающих скважин составляют 4,5 МПа (кизеловско-черепетский).

       Средние дебиты по нефти и жидкости на одну действующую добывающую скважину составляют соответственно 10,2 и 11,6 т/сут.

       Участок №10 разрабатывается на естественном упруго-водонапорном режиме. По состоянию на 1.01.1999 г., с начала разработки на участке добыто 43,4 тыс.т нефти, что составляет 3,3% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), текущая нефтеотдача равна 0,8%. При этом суммарный водонефтяной фактор достиг 0,6. Текущее пластовое давление в зоне отбора по кизеловско-черепетским отложениям снизилось от первоначального на 4,8 МПа и составляет 5,7 МПа (54,3% от первоначального), а по девонским - на 0,6 МПа и равно 16,9 МПа (95,0%).

       Средние давления на забое добывающих скважин  изменяются от 2,5 (кизеловско-черепетский) до 8,6 МПа (девонский). Средние дебиты по нефти и жидкости на одну действующую  добывающую скважину составляют 2,1  и 2,6 т/сут соответственно.

       Участок №11 разрабатывается тремя разведочными скважинами по тульскому реперу.

       С начала разработки на участке добыто 90,9 тыс.т нефти, что составляет 275,7% от НИЗ, текущая нефтеотдача равна 44,0%. При этом суммарный водонефтяной фактор достиг 0,08. Текущее пластовое давление в зоне отбора по тульскому реперу снизилось от первоначального на 5,8 МПа и составляет 4,7 МПа (71,4%)

         Обводненность добываемой продукции  достигла 10,4%. Средние давления на  забое добывающих скважин составляют 4,0 МПа. 

       Средние дебиты по нефти и жидкости на одну действующую добывающую скважину составляют соответственно 13,8 и 15,4 т/сут.

       С начала разработки  месторождения  добыто 1833,7 тыс.т нефти, что составляет 18,45% от НИЗ, текущая нефтеотдача  равна 4%. При этом суммарный водонефтяной фактор достиг 0,49.

         Обводненность добываемой продукции  равна 36,4%.

       Средние дебиты по нефти и жидкости на одну действующую добывающую скважину составляют соответственно 5,7 и 8,9 т/сут.

       Максимальный  прирост дебитов получен в 1998 году за счет ввода новых скважин по 1 участку (бобриковский горизонт) и по 9 участку ( турнейский ярус) в том числе по  4 горизонтальным скважинам 9 участка. Средний дебит новых скважин по нефти в 1998 г. составил 12 т/сут ( В 1997 году 4,6 т/сут).

       Проведенный выше анализ показывает, что месторождение находится в стадии разбуривания. Несмотря на это, отсутствие системы поддержания пластовой энергии  по отдельным объектам эксплуатации привело к значительному снижению давления. Исследованиями установлено, что уменьшение пластового давления может привести к необратимым деформациям продуктивных пластов со снижением начальной проницаемости коллекторов. Особенно это явление характерно для карбонатных трещинно-кавернозных пластов. Поэтому с целью избежания возможных отрицательных последствий процесса разработки эксплуатационных объектов на естественном режиме, необходимо  организовать закачку рабочего агента  в продуктивные отложения и в первую очередь, турнейского яруса.  

13. БУРЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН  НА

ОНБИЙСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ 

6.1.  Обоснование бурения  горизонтальных скважин 

       Онбийское месторождение содержит трудно извлекаемые  запасы в низко продуктивных пластах  с высовязкой нефтью, выработка которых  при имеющемся уровне российской технологии малоэффективна, требует  значительных финансовых инвестиций и технологических ресурсов. На 1.01.1992 года продуктивность скважин находилась ниже пределов рентабельности, дебиты скважин по нефти в среднем составляли 2,8 т/сут.

          Бурение горизонтальных скважин  является одним из перспективных методов увеличения производительности скважин и нефтеотдачи пластов для карбонатных пластов нижнего и среднего карбона. Вертикальные скважины вскрывают пласт перпендикулярно напластованию, горизонтальные кратно повышают поверхность вскрытия продуктивного пласта, благодаря чему создается возможность ввести в разработку месторождения, ранее нерентабельные из-за низкой продуктивности. Применение горизонтальных скважин в больших масштабах, кроме того позволяет значительно увеличить фактические коэффициенты нефтеизвлечения.

       С началом работ на Онбийском  месторождении, перед ЗАО «ТАТЕХ»   была поставлена задача внедрения  наиболее эффективных методов  и новых технологий в процессе разработки месторождения. Одним из важных направлений деятельности на первом этапе стало освоение новой техники и технологии бурения горизонтальных скважин. На втором и третьем этапах работ по горизонтальному бурению стало усовершенствование технологии горизонтального бурения и повышение эффективности горизонтального бурения. Так была изменена конструкция скважины. В целях сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта эксплуатационная колонна 6" спускалась и цементировалась до начала бурения горизонтального ствола, с целью уменьшения проникновения бурового и тампонирующего раствора в продуктивный пласт. Затем бурение велось долотом малого диаметра из под эксплуатационной колонны. В 1997-1998 года были пробурены первые разветвленные скважины с двумя стволами.

  
 

6.2. Техника и технология  проводки горизонтальных  стволов скважин 

       Проблема  точности проводки горизонтальных стволов  является одной из главных при бурении горизонтальной скважины и от ее решения зависит качественное вскрытие продуктивного пласта. Существует несколько типов приборов по контролю за профилем горизонтального ствола: с электромагнитным каналом связи, электрическим и гидравлическим каналами. Наиболее широко применяется, как наиболее надежный, гидравлический канал связи. В 1993 году ЗАО «ТАТЕХ» закупило телеметрическую систему MWD c гидравлическим каналом связи.