Курсовой проект написан по материалам, собранным в НГДУ «Ямашнефть» ОАО «Татнефть». В работе рассматривается бобриковский горизонт Ямашинского нефтяного месторождения.
С начала разработки нефтяных месторождений Татарстана отобрано более 80% начальных извлекаемых запасов. Большими темпами вырабатываются активные запасы при одновременном повышении из года в год доли трудноизвлекаемых запасов. Поздняя стадия разработки большинства месторождений и рыночные условия требуют от нефтяных компаний страны и, в частности, от ОАО «Татнефть» принятия всех мер по обеспечению высокой эффективности капитальных вложений в строительство и эксплуатацию скважин для увеличения дебита и снижения затрат на бурение и обустройство месторождений.
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 бурение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов с бездействующего и нерентабельного фонда. Применение этой технологии с соблюдением определенных условий позволяет решить ряд важных проблем разработки нефтяных месторождений: значительно уменьшить количество скважин при разбуривании новых месторождений; существенно увеличить степень нефтеизвлечения; регулировать процессы обводнения скважин, увеличить срок безводной эксплуатации; вовлечь в разработку запасы под труднодоступными участками земной поверхности (реками, водоемами, заповедниками и т.д.).
Основной задачей курсового проекта является оценка эффективности применения боковых горизонтальных стволов для бобриковского горизонта Ямашинского нефтяного месторождения. Для решения поставленной задачи необходимо:
— дать общую характеристику месторождения, включающую стратиграфию и литологический разрез залежи;
— проанализировать текущее состояние разработки бобриковских отложений, выявить положительный эффект от внедрения БГС;
— на основании оценки эффективности применения боковых горизонтальных стволов сделать выводы и дать рекомендации.
Технология и техника строительства нефтяной эксплуатационной ...
... работ с сохранением минимальных затрат на скважину. Дипломный проект состоит из 7 частей: общей, геологической, технической, специальной части, охраны труда и окружающей природной среды, организационной - экономической части. При разработке дипломного ... В частности, освоение нефтяного месторождения Южный купол Одопту-Море с берега требует бурения скважин с горизонтальным отклонением 5000-6000 ...
1. Геолого-физическая характеристика месторождения
1.1. Характеристика геологического строения
В геологическом строении Ямашинского месторождения принимают участие породы девонского, каменноугольного, пермского, третичного и четвертичного возрастов. Общая толщина осадочных пород составляет в среднем около 1800 м.
В региональном структурном плане Ямашинское месторождение расположено на западном склоне Южного купола Татарского свода, имеющего ярко выраженное моноклинально-ступенчатое строение. Свод сложен несколькими структурными террасами, простирающимися с севера на юг (Акташско-Ново-Елховская, Черемшано-Ямашинская и др.).
Террасы разделены уступами и прогибами северного и северо-западного направления. Прогибы имеют большую протяженность (более 100 км), малую ширину (до 1,5 км) при глубине до 100 м и отделяют сводовую часть Южного купола от западного склона.
Западнее, параллельно Алтунино-Шунакскому, прослеживается Кузайкинский прогиб, разделяющий Акташско-Ново-Елховский вал и Черемшано-Ямашинскую структурную террасу, к которой приурочены локальные поднятия III порядка (Ямашинское, Сиреневское).
1.2. Коллекторские свойства продуктивных пластов
Как видно из таблицы 1, общая толщина отложений бобриковского горизонта меняется от 3,2м до 53,4м и в среднем составляет 14,6м. Нефтенасыщенная толщина равна в среднем 4,2м, изменяясь от 0,9 до 11,3м.
В таблице 2 приводится характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности отложений бобриковского горизонта.
Продуктивный пласты бобриковского горизонта сложен в основном песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов.
Пласт-коллектор охарактеризован геофизическими, гидродинамическими исследованиями скважин и лабораторными исследованиями керна. Средние значения пористости бобриковскихотложений (пласт С1 бр-1) по ГИС составляют 20,5 % (19 определений), нефтенасыщенности – 72,4 % (19 определений), проницаемости – 0,297 мкм2 (19 определений), что дает возможность классифицировать данные отложения как высокоемкие и высокопроницаемые коллекторы. По лабораторным данным средняя проницаемость по гидродинамическим исследованиям бобриковских отложений составила 0,155 мкм2 , что значительно ниже данных по лабораторным и геофизическим исследованиям скважин (таблица 2.).
На разброс данных по проницаемости оказывает значительное влияние состояние призабойной и промытой зоны скважины, величина перфорированной толщины пласта-коллектора, его емкостно-фильтрационные свойства.
В целом бобриковский пласт-коллектор довольно однороден по своим коллекторским свойствам. Коэффициент песчанистости равен 0,951, расчлененности – 1,0.(таблица 3)
Для проектирования приняты следующие средние значения параметров: пористость – 0,205; проницаемость – 0,297 мкм2 ; нефтенасыщенность- 0,724. Эти данные получены на основании результатов промыслово-геофизических исследований.
Характеристика толщин отложений бобриковского горизонта.
Таблица 1
|
Толщина |
Наименование |
По пласту в целом |
|
Общая |
Средняя, м |
14,6 |
|
Коэффициент вариации, д. ед. |
0,644 |
|
|
Интервал изменения, м |
3,2-53,4 |
|
|
Эффективная |
Средняя, м |
4,2 |
|
нефтенасыщенная |
Коэффициент вариации, д. ед. |
0,643 |
|
Интервал изменения, м |
0,9-11,3 |
|
|
Эффективная |
Средняя, м |
6,6 |
|
Коэффициент вариации, д. ед. |
0,756 |
|
|
Интервал изменения, м |
0,9-21,4 |
|
Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности отложений бобриковского горизонта
|
Метод опреде- ления |
Наименование |
Прони- цаемость, мкм 2 |
Порис- тость, д. ед. |
Нефтена- сыщен- ность, д.ед. |
Таблица 2
|
Лабора- торные исследо- вания керна |
Количество скважин, шт. Количество определений, шт. Среднее значение Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения |
12 80 1,174 0,885 0,0077-3,828 |
12 109 0,240 0,22 0,064-0,32 |
6 32 0,885 0,154 0,284-0,967 |
|
Гидроди- намичес- кие иссле- дования скважин |
Количество скважин, шт. Количество определений, шт. Среднее значение Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения |
67 67 0,155 1,092 0,001-1,077 |
н.о. |
н.о. |
|
Принятые при проектировании |
0,297 |
0,205 |
0,724 |
|
Статистические показатели характеристик неоднородности пласта.
Таблица 3
|
Горизонт, ярус |
Кол-во скважин, используемых для определения |
Коэффициент песчанистости, д. ед. |
Коэффициент расчлененности, д. ед. |
||
|
песчанистости |
среднее |
коэффициент |
среднее |
коэффициент |
|
|
(расчленности) |
значение |
вариации |
значение |
вариации |
|
|
бобриковский (пласт Бр-0) |
34 |
0,840 |
0,267 |
1,618 |
0,561 |
|
бобриковский (пласт Бр-3) |
53 |
0,951 |
0,097 |
1,0 |
0 |
|
бобриковский |
37 |
0,443 |
0,551 |
1,865 |
0,516 |
1.3. Физико-химические свойства пластовых флюидов
Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и каппилярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа «Кристалл-2000М». Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 “Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений”.
Исследование свойств нефти бобриковского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 5 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 15 проб, следующие: давление насыщения – 3,7 МПа, газосодержание — 15,3 м3 /т, объемный коэффициент — 1,034 д.ед., динамическая вязкость пластовой нефти составляет 39,4 мПа·с. Плотность пластовой нефти – 895,0 кг/м3 , сепарированной – 907,0 кг/м3 . По данным анализов поверхностных проб нефть бобриковского горизонта относится к группе битуминозных нефтей. По содержанию серы – 3,2 % массовых нефть является высокосернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 о С составляет 76,4 мм2 /с. В бобриковском горизонте водонасыщенным является песчано-алевролитовые породы. Дебит скважин составляет 18-60м3 /сут при динамических уровнях 200-400 м от устья. Статический уровень устанавливается на абсолютных отметках плюс 35-50 м. Режим залежи упруговодонапорный.
По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу. Общая минерализация составляет 224-249 г/л, плотность 1145-1165 кг/м3 , вязкость 1,59-1,72 мПа∙с, рН равняется 6,2. Газовый состав подземных вод метано-азотный. Газонасыщенность составляет 0,13-0,16 м3 /т. Объемный коэффициент по расчету-0,9934. Упругость газа составляет 20-60 кг/см2 .
Свойства и состав пластовых флюидов продуктивных отложений бобриковского горизонта приведены в таблицах 4, 5, 6.
|
Свойства пластовой нефти бобриковского горизонта. (таблица 4) |
||||||||||||||||
|
Наименование параметра |
Численные значения |
|||||||||||||||
|
диапазон значений |
принятые значения |
|||||||||||||||
|
min |
max |
|||||||||||||||
|
Пластовое давление, МПа |
10 |
|||||||||||||||
|
Пластовая температура, °С |
25 |
|||||||||||||||
|
Давление насыщения, МПа |
3,65 |
3,75 |
3,70 |
|||||||||||||
|
Газосодержание, м 3 /т |
15,06 |
15,51 |
15,3 |
|||||||||||||
|
Плотность в условиях пласта, кг/м 3 |
874,33 |
919,90 |
895,0 |
|||||||||||||
|
Вязкость в условиях пласта, мПа с |
38,42 |
40,11 |
39,4 |
|||||||||||||
|
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10 -4 |
6,99 |
7,36 |
7,2 |
|||||||||||||
|
— при однократном (стандартном) разгазировании |
1,02 |
1,06 |
1,036 |
|||||||||||||
|
Плотность дегазированной нефти, кг/м 3 , при 20°С: |
||||||||||||||||
|
— при однократном (стандартном) разгазировании |
890,54 |
925,33 |
907,0 |
|||||||||||||
|
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти бобриковского горизонта.(таблица 5) |
|||||||||
|
Наименование параметра |
Кол-во исследованных |
диапазон значений |
Среднее |
||||||
|
скважин |
проб |
min |
max |
значение |
|||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|||||
|
Плотность при 20 0 С, кг/м3 |
5 |
15 |
888,08 |
— |
931,82 |
907,0 |
|||
|
Вязкость, мПа . с |
|||||||||
|
при 20 О С |
5 |
15 |
75,06 |
— |
77,90 |
76,3777778 |
|||
|
при 50 О С |
не опр. |
||||||||
|
Молярная масса, г/ моль |
5 |
15 |
249,96 |
— |
260,58 |
257,3 |
|||
|
Температура застывания, °С |
не опр. |
||||||||
|
Массовое содержание, % |
|||||||||
|
серы |
5 |
15 |
3,16 |
— |
3,31 |
3,23 |
|||
|
смол силикагелевых |
5 |
15 |
17,00 |
— |
17,71 |
17,25 |
|||
|
асфальтенов |
5 |
15 |
5,23 |
— |
5,52 |
5,37 |
|||
|
парафинов |
5 |
15 |
3,07 |
— |
3,18 |
3,13 |
|||
|
воды |
не опр. |
||||||||
|
механических примесей |
не опр. |
||||||||
|
Содержание микрокомпонентов, г/т |
|||||||||
|
ванадий |
|||||||||
|
никель |
|||||||||
|
Температура плавления парафина, °С |
не опр. |
||||||||
|
Температура начала кипения, °С |
5 |
15 |
58,44 |
— |
61,76 |
60 |
|||
|
Фракционный состав , % |
|||||||||
|
до 100°С |
5 |
15 |
3,4 |
||||||
|
до 150°С |
не опр. |
||||||||
|
до 200°С |
5 |
15 |
15,3666667 |
||||||
|
до 250°С |
не опр. |
||||||||
|
до 300°С |
5 |
15 |
36,8333333 |
||||||
В составе нефтяного газа основное место занимают метаново – пропановые фракции – 32,86% .
Компонентный состав нефтяного газа (мольное содержание, %)
Таблица 6
|
Наименование |
Бобриковский горизонт |
||
|
При однократном разгазировании пластовой нефти в станд.условиях |
Пластовая нефть |
||
|
Выделившийся газ |
Нефть |
||
|
Сероводород |
0,23 |
— |
— |
|
Углекислый газ |
0,14 |
— |
0,734 |
|
Азот + редкие |
0,71 |
— |
5,8 |
|
В т.ч. гелий |
— |
— |
— |
|
метан |
22,22 |
0,160 |
7,7 |
|
этан |
22,48 |
0,314 |
5,6 |
|
пропан |
21,67 |
2,004 |
5,1 |
|
изобутан |
2,50 |
0,841 |
1,11 |
|
н.бутан |
5,94 |
3,01 |
3,49 |
|
изопентан |
1,87 |
2,58 |
2,5 |
|
н.пентан |
1,49 |
2,782 |
2,4 |
|
гексаны |
1,04 |
88,31 |
65,1 |
|
молекулярная масса |
24,92 |
257,3 |
230,8 |
2. Анализ текущего состояния разработки залежи
2.1. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности
Начало разработки площади было положено в семидесятые годы, когда была разработана технологическая схема, в дальнейшем, в связи с уточнением запасов был составлен новый проектный документ, в соответствии с которым и ведется разработка.
Текущее состояние фонда скважин
На 1.01.2007г. в эксплуатационном фонде площади числится 403 скважины, из которых в действующем фонде находится 257 скважин, что составляет 63,7% от эксплуатационного фонда. Характеристика фонда скважин, пробуренных на залежи, приводится в таблице 7,
На основе наблюдений за весь предыдущий период разработки режим залежи на участках, окруженных водоносной зоной, характеризуется как упруговодонапорный. С целью улучшения состояния разработки и снижения темпов падения добычи на площади проводились следующие геолого-технические мероприятия:
— бурение и ввод добывающих скважин;
— оптимизация работы добывающих скважин;
— ремонтно-изоляционные работы в добывающих скважинах.
2.2. Анализ выработки пластов
Самыми нижними по разрезу продуктивными отложениями на месторождении являются пласты-коллекторы пашийского и кыновского горизонтов. Поверхность пашийского возраста частично размыта и имеет ограниченное развитие.. Отложения кыновского возраста развиты повсеместно. Пласты представлены песчаниками и алевролитами, поэтому неоднородны по коллекторским свойствам.
В турнейском карбонатном комплексе продуктивными являются отложения кизеловского, черепетского горизонтов верхнетурнейского подъяруса и упинского горизонта нижнетурнейского подъяруса. Пористо-проницаемые породы упинского горизонта представлены следующими карбонатными разновидностями: известняками обломочными, комковатыми, органогенно-детритовыми, сильно доломитизированными и кальцитизированными, фораминиферо – сгустковыми.
Верхнетурнейский подъярус представлен известняками нефтенасыщенными, неравномерно нефтенасыщенными, с тонкими прослоями известняков плотных, светло-серых. Текстура известняков массивная, неяснослоистая, в черепетском горизонте встречаются слоистые известняки..
Таким образом, карбонатные породы можно считать среднеемкими и среднепроницаемыми коллекторами.
Продуктивные пласты бобриковско-радаевского и тульского горизонтов сложены в основном песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов, во врезовых зонах встречаются угли и углистые сланцы.
Преобладают в разрезе песчаники мелкозернистые, алевритовые и алевролиты крупнозернистые песчаные, представляющие собой группу пород с наиболее высокими коллекторскими свойствами.
Продуктивные породы алексинского возраста неоднородны по составу, коллекторским свойствам и нефтенасыщению. По структурно-генетическим признакам выделяются известняки фораминиферо-полидетритовые, водорослево-детритовые и фораминиферо-сгустковые.
Отложения протвинского горизонта серпуховского яруса представляют собой относительно однородную толщу карбонатных прослоев сложенных «сахаровидными», разнозернистыми, иногда с пятнистой текстурой от неравномерного нефтенасыщения, доломитами и известняками светло-серыми, почти белыми, органогенными. Доломиты часто закарстованы, иногда трещиноватые, в верхней части прослоями пропитаны жидкой нефтью.
Карбонатные породы башкирского возраста представлены в основном органогенными известняками с прослоями известковых доломитов, реже хемогенных (тонко-среднезернистых) известняков. Характерной особенностью пород является их перекристаллизация, неравномерная, участками, полосами.
Описанные выше разности пород по емкостно-фильтрационным свойствам, а также характеру проявления процессов тектонических трещин и выщелачивания, могут быть отнесены к коллекторам трещинно-каверново-порового типа.
Верхняя часть яруса является наиболее неоднородной. Доля коллекторов в разрезе скважин составляет 0,728 при расчлененности равной 2,38.
Граничные пределы пород-коллекторов верей-башкирских отложений. Пласты-коллекторы С2 вр-2+1 верейского горизонта представлены в основном известняками органогенно-обломочными с прослоями аргиллитов алевритистых, слюдистых, с тонкими прослоями песчаников мелкозернистых, известковистых. Средняя часть горизонта (пласты С2 вр-3-4) слагается карбонатно-терригенными разностями пород. Наибольшим развитием в разрезе верейских пластов пользуются органогенные известняки.
В породах верейского горизонта встречаются доломиты тонко- мелкозернистые и мелкозернистые, составляющие 12,5 %.Доля коллекторов в общей толще верейских отложений небольшая не превышает 8,0 %.
В каширской карбонатной толще выделяется один продуктивный пласт – С2 кш-1, залегающий в подошвенной части горизонта. Горизонт слагается переслаивающими между собой микрозернистыми доломитами и органогенно-обломочными известняками с прослойками терригенного материала.
Таким образом:
1) по всем продуктивным отложениям Ямашинского месторождения проведены лабораторные исследования керна, геофизические и гидродинамические исследования скважин.
2) Продуктивные отложения пашийского, кыновского, тульского и бобриковско-радаевского возраста:
— представлены песчано-алевролитовыми породами;
— неоднородны как по площади, так и разрезу;
— являются коллекторами порового типа;
— относятся к высокопроницаемым и высокоемким коллекторам.
3) Продуктивные отложения турнейского, серпуховского и башкирского ярусов, алексинского, верейского и каширского горизонтов:
— представлены карбонатными породами (известняками и доломитами);
— являются коллекторами порового и трещинно-порового типа;
— относятся к средне — и высокопроницаемым и среднеемким коллекторам;
— неоднородны по составу и коллекторским свойствам.
3. ОБЗОР ПРИМЕНЕНИЯ БОКОВЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ НА ОБЪЕКТЕ РАЗРАБОТКИ
Бурение ГС в республике развивалось в 1991 году, в основном, на малопродуктивные турнейские и башкирские отложения небольших месторождений и залежей. С 1998 года в республике наблюдается рост строительства ГС, начинается новый этап. Сегодня Татарстан является одним из ведущих регионов, где успешно внедряется технология бурения горизонтальных скважин. В настоящее время на месторождениях ОАО «Татнефть» пробурено 375 горизонтальных скважин, более 150 боковых горизонтальных стволов (БГС), 16 многозабойных скважин.
В настоящее время в связи с истощением нефтяных месторождений, полным использованием возможностей вторичных методов разработки ежегодно увеличивается число отработанных, нерентабельных скважин. Вместе с тем в продуктивных пластах остается значительное количество нефти в застойных зонах. Решением проблемы извлечения таких запасов и восстановления старых бездействующих скважин является ввод этих скважин в эксплуатацию путем бурения вторых стволов.
Мировой опыт свидетельствует об эффективности горизонтальных скважин в следующих случаях:
— при разработке трещиноватых коллекторов с высокой горизонтальной проницаемостью;
— при освоении залежей углеводородного сырья с ограниченной площадью для установки бурового оборудования;
— для повышения нефтеотдачи пластов при доразработке месторождений на поздней стадии эксплуатации;
— при разработке продуктивных коллекторов в условиях интенсивного образования газового и водного конусов;
— при разработке локальных залежей углеводородов и др.
Горизонтальные стволы, проходя по продуктивному пласту на сотню метров, а в отдельных случаях на несколько сотен метров, могут вскрыть в неоднородном пласте участки трещиноватых зон с повышенной проницаемостью.
Профиль БС в основном 5-интервальный, который включает следующие участки: участок набора зенитного угла; участок стабилизации зенитного угла; участок снижения зенитного угла; участок набора зенитного угла; горизонтальный забой скважины (рис.1).
Тип профиля бокового ствола выбирается, исходя из выбора глубины и места установки насосного оборудования. Решение об установке глубинного насосного оборудования в боковой ствол должно приниматься из условия соответствия зенитных углов наклона ствола скважины в интервале спуска насоса допустимым для данного типоразмера глубинного оборудования. При эксплуатации скважин с БС ввиду наклонно-направленного профиля бокового ствола и наличия участков набора, стабилизации и снижения зенитного угла второго ствола возможен ряд ограничений по применению типоразмеров насосного оборудования, спускаемого в боковой ствол.
Типы профилей боковых стволов ( Рисунок 1).
1 – участок набора зенитного угла; 2 – участок стабилизации зенитного угла; 3 – участок снижения зенитного угла; 4 – участок набора зенитного угла; 5 – горизонтальный забой скважины
При превышении зенитных углов предельных значений неизбежны осложнения при работе глубинного оборудования. Поэтому для профиля бокового ствола накладываются определенные технологические требования.
Спуск глубинного насосного оборудования для эксплуатации скважины осуществляют либо до интервала выхода бокового ствола из скважины, либо непосредственно в боковой ствол.
В случае установки насосного оборудования в боковой ствол профиль БС должен обеспечивать свободный спуск и надежную работу подземного насосного оборудования.
Участки скважин, включающие глубины спуска насосов, должны быть пробурены со стабилизацией направления скважины.
Зенитный угол в интервале установки УЭЦН всех типоразмеров должен быть не более 40 градусов, для установок ШСНУ – от 42 до 51 градусов. Проектирование и бурение интервала набора зенитного угла необходимо производить с градиентом, обеспечивающим вписываемость наиболее габаритных узлов подземного насосного оборудования. Для скважин, эксплуатируемых установками штанговых глубинных насосов, должна обеспечиваться вписываемость штанг в колонне насосно-компрессорных труб.
4. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЯЕМЫХ БОКОВЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ В УСЛОВИЯЗ РАССМАТРИВАЕМОГО ОБЪЕКТА РАЗРАБОТКИ
Для увеличения нефтеотдачи было принято решение строительства горизонтальных скважин путем бурения боковых горизонтальных стволов в вертикальных обводнившихся, нерентабельных и резервных скважинах.
Практика бурения боковых стволов из обсаженных скважин показала, что этот метод является одним из наиболее эффективных при интенсификации добычи нефти благодаря относительно малой стоимости бурения по сравнению с бурением новых скважин, возможности использования существующей системы обустройства скважины и месторождения в целом.
Внедрение боковых стволов на рассматриваемой площади обусловлено их очевидными преимуществами перед вертикальными скважинами большим коэффициентом нефтеотдачи (в 2 – 3 раза).
При бурении бокового горизонтального ствола возникает возможность:
а) восстановление продуктивности аварийных скважин, доступ в которых к интервалу эксплуатации затруднен или невозможен;
б) увеличение производительности за счет вскрытия менее дренированной части пласта;
в) вскрытие пропущенных продуктивных объектов при направленном бурении второго ствола;
. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ .
5.1.Выбор участка.
Боковой горизонтальный ствол позволяет вовлекать в разработку участки с низкой проницаемостью пласта, различные линзы, увеличивается приведенный радиус скважины, коэффициент охвата. Все это позволяет увеличить общую нефтеоотдачу залежи, что особенно важно для участков с вязкой нефтью и большим количеством трудноизвлекаемых запасов.
На Ямашинском нефтеном месторождение имеются бездействующие и малодебитные скважины. Основными причинами вывода таких скважин, из числа действующих является истощение продуктивного пласта или недостаточно отработанная технология вскрытия пласта, освоения и эксплуатации. Очевидно, что сокращение числа бездействующих и малодебитных скважин является важным резервом увеличения добычи нефти и позволит получить дополнительную отдачу от ранее сделанных капитальных вложений на бурение этих скважин.
Для увеличения нефтеотдачи было принято решение строительства горизонтальных скважин путем бурения боковых горизонтальных стволов в вертикальных обводнившихся, нерентабельных и резервных скважинах.
Для повышения результативности бурения БГС необходимо совершенствование техники и технологии бурения и повышения достоверности геологического обоснования местоположения забоя, его направления и отхода от забоя пробуренной скважины.
5.2. По методу «прямого» счета в сравнении с вертикальными скважинами
В координатах «месячная добыча нефти — время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц на 1 год раньше месяца начала воздействия МУН, т.е. в качестве ближней предыстории берут 12 месяцев, причем, за 12 месяц предыстории принимаем месяц начала воздействия МУН. На график наносим точки месячной добычи нефти по месяцам предыстории и истории. Проводим вертикальную черту через месяц начала воздействия (июль 2008).Далее определяем среднемесячную добычу нефти в период предыстории (52,4 т) и проводим равную ей горизонтальную линию до пересечения с вертикальной чертой.
Затем период предыстории второй вертикальной чертой делим на два равных полупериода, каждый длительностью 6 мес. Таким образом, период предыстории превратился графически в квадрантную диаграмму, в которой первый (а) и второй (б) квадранты расположены выше среднемесячной добычи нефти, а третий (в) и четвертый (г) — ниже ее.
Для определения наличия тренда и его надежности используем наиболее простой критерий — коэффициент ассоциации Юла
где а(4), б(1), в(2), г(2) — число точек в соответствующих квадрантах.
Поскольку Ка Юл больше 0,7, тренд (тенденция изменения месячной добычи нефти) считаем установленным и достаточно надежным.
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого вычисляем среднемесячную добычу нефти за первые 6 месяцев (57,3 т) и вторые 6 месяцев(47,5 т) предыстории, расчетным путем наносим прямую тренда до пересечения с первой вертикальной чертой (месяцем начала воздействия).
В точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (40 т) и из нее проводим горизонтальную (параллельную оси времени) прямую на весь период истории.
Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, что, естественно, занижает технологический эффект.
Для количественного определения эффективности вычисляем среднемесячную добычу нефти от месяца начала воздействия до даты анализа (448,5 т), вычитаем из нее базовую среднемесячную добычу(40 т), и умножая полученную разность на число месяцев (9 месяцев), получаем величину дополнительно добытой нефти (3676,5 т).
Полученные результаты:
Таблица 8
Ключевые слова —
|
1 |
Добыча нефти за 10 месяца предыстории, т |
629 |
