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

       На  многослойных и неоднородных нефтяных пластах применение ГС может не дать ожидаемого большого увеличения дебитов  и даже существенно снизить нефтеотдачу пластов. 

       9.2. Ошибки прогнозирования  кровли и подошвы нефтяных            

               пластов и ошибки  бурения горизонтальных  скважин. 

       Как уже неоднократно было замечено в  научно-производственных статьях, что  при бурении горизонтальных скважин  обнаруживаются серьезные ошибки. Вина за них обычно возлагается на проекты разработки нефтяных залежей, где было запроектированно применение горизонтальных скважин, и на проекты бурения горизонтальных скважин. По мнению авторов статей, вина состоит в недостаточном или даже неудовлетворительном учете геологического строения нефтяных пластов. Выявленные ошибки связывают с отсутствием общепризнанной методики проектирования разработки нефтяных залежей с применением горизонтальных скважин.

       Конечно, критика проектов и проектировщиков  за неучет фактического геологического строения нефтяных пластов в определенной мере справедлива, поскольку нередко при проектировании применения горизонтальных скважин не учитывают самые очевидные особенности геологического строения пластов; наличие множества слоев эффективной толщины и разделяющих прослоев неэффективной толщины. Кроме того, не учитывают неоднородность слоев по проницаемости.

       Безусловно, в проектах разработки нефтяных залежей  с применением ГС такие недостатки надо устранить, чтобы дать более реалистическую оценку эффективности ГС и не допускать значительного преувеличения эффективности.

       Однако  имеются недостатки, которые практически  невозможно устранить, их надо постоянно  иметь в виду и учитывать.

       Таким недостатком является заметная и  даже значительная погрешность экстраполяции глубины залегания кровли и подошвы нефтяных пластов и слоев на расстоянии 400-800 м. Этот факт уже был отмечен на примере пласта-репера верхнего  известняка Ромашкинского нефтяного месторождения в Татарии.

       Приведем  данные (таблица 4), которые взяты  тоже по Ромашкинскому месторождению, но не по девоны, а по карбону, и будут полезны при проектировании разработки ГС нефтяных залежейц карбона (верейского, башкирского, тульского и турнейского горизонтов).

Из этой таблицы  следует, что среднее значение измененя глубины залегания кровли турнейского яруса по соседней скважине без учета знака изменения равно Dh = 6,08 м. Неоднородность совокупности значений по 20 соседним скавжинам количественно характеризуется квадратом коэффициента вариации V² = 1.41. Для сравнения, по девону по пласту-реперу верхнего известняка Dh = 3,54 м и неоднородность совокупности значений по 16 соседним скважинам V² = 0,76. С учетом этого глубина залегания кровли пласта в соседних скважинах математически описывается известным показательным распределением с квадратом коэффициента вариации V² = 1,00. Доля случаев, когда значение измененя глубины меньше или равно Dh₁, составит Р₁ = 1- е^{-Dh /Dh} , соответственно доля случа ев, когда значение Dh₁*Dh*Dh₂, будет Р₂ = е^{-Dh /Dh} - е^{-Dh /Dh}.                                               

                                                                                        Таблица 4.

Номер скважины	Глубина залегания кровли, м	Разность  отметок глубин в соседних скважинах, м	Расстояние  до соседней скважины
6791 6792 6793 6794 6795 6796 6813 6814 6815 6816 6817	916,1 921,2 920,2 911,4 905,5 900,6 916,1 904,8 916,6 916,3 916,7	+5,1 -1,0 -8,8 -5,9 -4,9 +15,5 -11,3 +11,8 -0,3 +0,4 +5	625 625 625 625 625 625 625 625 625 625 625
6903 6904 6905 6906 6907 6908 6908д 6909 6910 6911 6912 6913 6914 6915	894,1 895,1 897,7 895,7 906,6 907 915,8 916,0 911,8 896,7 890,1 887,6 894,5 891	+1 +4,5 -2,9 +10,9 +0,4 +8,8 +0,2 -4,2 -15,1 -6,6 -2,5 +6,9 +8,7 -5,3	425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425 425

 
 

       Далее рассматриваем последствия случайных  изменений глубины залегания  кровли и подошвы нефтяного пласта. Расчет выполням на примере пласта со следующей характеристикой: его общая толщина

h_об = 40 м., эффективная толщина h_эф = 12 м, число нефтяных слоев n_сл = 8, эффективная толщина одного слоя h = 12/8 = 1,5 м, неэффективная толщина одного разделяющего непроницаемого прослоя h_р = (40-12)/(8-1) = 4 м. Непроницаемый пласт-раздел, отделяющий нефтяной пласт от нижележащего водяного пласта, имеет толщину h_р = 10 м.

       Случайные изменения глубины кровли и подошвы  рассматриваемого нефтяного пласта на дальнем конце горизонтальной части ГС могут быть положительными и отрицательными. Среднее значение изменения глубины принимаем равным Dh_ср = 6 м. По отдельности совокупность положительных значений изменения глубины и совокупность отрицательных представляется показательным распределением с V² = 1.00. При положительных значениях изменения глубины кровли и подошвы пластов, слоев и прослоев произойдет следующее:

1. часть проектной горизонтальной длины L ГС выйдет за пределы нефтяного пласта и горизонтальная длина в пределах нефтяного пласта уменьщится

                           L_н = L* h_об/(h_об + Dh), L_н < L, (L - L_н) = L* Dh/(h_об + Dh);

2. часть проектной горизонтальной длины L выйдет за пределы не только нефтяного пласта, но и непроницаемого пласта-раздела и попадет в нижележащий водяной пласт

  L_в = L* (h_об + h_р)/(h_об + Dh), L_в < L, (L – L_в) = L*(Dh - h_р)/(h_об + Dh).

       При этом горизонтальная добывающая скважина с самого начала эксплуатации вместе с нефтью будет добывать воду, а  при повышенной и высокой вязкости нефти обводненность отбираемой жидкости может быть выше предельной экономически допустимой.

       При отрицательных значениях изменения  глубины кровли и подошвы пластов, слоев и прослоев может быть выпадение  из разработки одного или нескольких нефтяных слоев с потерей их извлекаемых запасов нефти:

1. из разработки выпадает один, самый нижний нефтяной слой, если Dh₁ £ Dh £ Dh₂, где Dh₁ = h₁ и Dh₂ = h₁ + h_п1 + h₂;
2. из разработки выпадают два нижних нефтяных слоя, если Dh₃*Dh*Dh₄, где Dh₃ = h₁ + h_п1 + h₂ + h_п2 + h₃
3. из разработки выпадают три нефтяных слоя, если Dh₃*Dh*Dh₄, где Dh₄ = h₁ + h_п1 + h₂ + h_п2 + h₃ + h_п3 + h₄,

 и так  далее.

         С учетом этого относительное уменьшение коэффициента нефтеотдачи пластов при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами составит

d = DK_но/K_но = 1/2h_эф[h₁*P₂(h₁ + h₂)*P₃ + ( h₁ + h₂ + h₃)*P₄ +…+

(h₁ + h₂ + h₃ +… h_к + h_m)*Р_m],

где K_но - коэффициент нефтеотдачи, DK_но – снижение коэффициента нефтеотдачи; h₁, h₂, h₃ – эффективная толщина соответственнопервого, второго и третьего нефтяного слоя; h_k, h_m – эффективная толщина соответственно предпоследнего и последнего нефтяного слоя;

       Фактическая эффективная горизонтальная длина l_н в долях проектной эффективной горизонтальной длины скважины равна

       l_н/l = ½[1+ h_об*P₁/(h_об + 1/2Dh₁) + h_об*P₂/(h_об + 1/2(Dh₁ + Dh₂)) +  h_об*P₃/(h_об + 1/2(Dh₂ + Dh₃)) +…+ h_об*P_m/(h_об + 1/2(Dh_k + Dh_m))];

       доля  горизонтальных скважин, вскрывших  нижележащий водяной пласт, определяется по формуле

       Р_в = ½*е^{-Dh /Dh} ,  когда Dh ³ h_р

       Для рассматриваемого нефтяного пласта рассчитаем долю снижения коэффициента нефтеотдачи:

       d = 1/12*2[1.5*0.4675 + 3*1.1867 + 4.5*0.0748 + 6*0.0299 +

       7.5*0.0119 + 9*0.0048] = 0.0796 = 0.08;

       эффективная фактическая горизонтальная длина  в долях проектной горизонтальной длины

       l_н/l = ½(1 + 0.9816*0.2212 + 0.904*0.4675 + 0.804*0.1867 + 0.724*0.0748 + 0.6584*0.0299 + 0.6038*0.0119 + 0.5575*0.0048) = 0.937;

       доля  горизонтальных скважин, вскрывших  нижележащий водяной пласт:    Р_в = ½*e^10/6 = 0.0944.

       Следовательно, применительно к рассмотренному нефтяному пласту из-за ошибок прогнозирования кровли и подошвынефтяного пласта, нефтяных слоев и водяного пласта теряется 8% извлекаемых запасов нефти; на 6,3% оказывается короче эффективная горизонтальная длина ГС; 9.4% ГС вступают в эксплуатацию с высокой обводненностью, при повышенной и высокой вязкости нефти их экономически нерентабельно эксплуатировать. Потери извлекаемых запасов нефти при этом составляют

8 + 9,4 = 17,4%.

       Таким образом, из-за невозможности безошибочного  прогнозирования кровли и подошвы пластов и слоев на дальнем конце горизонтальной длины ГС при разработке многослойных нефтяных пластов обязательно будут дополнительные потери извлекаемых запасов нефти и дополнительные потери скважин, которые нельзя избежать, но обязательно надо учитывать.

       Общий вывод:

       При проектировании разработки нефтяных залежей  ГС обязательно следует учитывать  особенности геологического строения нефтяных пластов, в том числе  ошибки прогнозирования глубины залегания пластов и слоев, определять возможные отрицательные эффекты, соизмерять их с ожидаемыми положительными эффектами и принимать всесторонне обоснованное решение.

10. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Анализ  работы горизонтальных и окружающих скважин за 1998 год показывает:

• Бесперспективность бурения горизонтальных скважин на башкирский ярус без тщательного изучения пород коллекторов.
• Дебит нефти горизонтальных скважин пробуренных по турнейскому ярусу   до 5 раз выше (скв.11298г), чем по окружающим наклонно-направленным скважинам. В среднем по кизеловскому и упинскому горизонтам в 1998 году дебит нефти горизонтальных скважин в 2,4 раза выше дебита наклонно направленных скважин.
• Практически по всем горизонтальным скважинам темпы роста % воды гораздо ниже, чем по окружающим скважинам (за исключением скв.11481г и 11472г).
• Неоднородность и изменчивость пород коллекторов кизеловского и упинского горизонтов, что видно по шламу при бурении горизонтальных скважин  и по результатам эксплуатации скважин. Дебит нефти двух горизонтальных скважин, находящихся в пределах одной структуры 3 участка (сравнимых по эффективной нефтенасыщенной мощности и по длине ствола) 11127г. и 13396г  составляет соответственно 10,0 т/сут и 3,5 т/сут нефти.
• Необходимость тщательного обоснования заложения горизонтального  ствола скважин, с точки зрения определения разуплотненных зон и плотных пород.
• Анализ работы скважины 11477г, после проведения усиленной кислотной обработки, доказывает необходимость  их проведения при наличии достаточного расстояния до водо-нефтяного контакта.
• Перспективность бурения горизонтальных скважин с целью снижения себестоимости добычи нефти.