Повышение эффективности проектирования бурения горизонтальных скважин

Как любая новая технология, горизонтальное бурение довольно дорого, но повышение продуктивности скважин и другие положительные аспекты технологий разработки залежей углеводородов системами горизонтальных скважин могут быть столь существенными, что экономическая эффективность значительно превысит затраты на строительство скважин.

В настоящее время накоплен богатый опыт строительства и эксплуатации горизонтальных скважин, который позволяет сделать вывод, что дебиты таких скважин обычно кратно превышают дебиты соседних вертикальных.

Однако горизонтальные скважины часто не оправдывают своего назначения, дебит растет несущественно по сравнению с теорией, наблюдается быстрое обводнение продукции, уменьшается доля работающих интервалов и т. п. Анализ бурения ГС показывает, что одной из основных причин низкой эффективности использования горизонтальных технологий является отсутствие или недостаточное использование соответствующего информационного обеспечения [1,2].

Рассмотрим отложения верхней подсвиты Вартовской свиты и нижней подсвиты Алымской свиты с приуроченными к ним продуктивными пластами А2 и А1/3 соответственно на участке одного из месторождений Западной Сибири [3].

Для того, чтобы определить как происходило осадконакопление в различные временные этапы построены карты проводимости [5] пластов А2 (верх вартовской свиты) и А1/3 (низ алымской свиты) представленные на рисунках 1 и 2 соответственно.

Коэффициент проводимости Кпров определяли по формуле [5], где Кп – средневзвешенное значение пористости коллекторов пласта.

Кпесч – коэффициент песчанистости, определенный по формуле [5], где hс.п. – суммарная толщина коллекторов пласта; Н – мощность пласта.

Рис. 1 Карта проводимости пласта А2

Анализируя карту проводимости, построенную по пласту А2 (рис. 1), мы видим, что осадконакопление данных коллекторов происходило во время постоянно изменяющегося уровня моря, вследствие чего при трансгрессии моря накапливалась преимущественно глинистая и алевролитовая фракция, последующая регрессия приводила к образованию русел рек и осаждению более крупного осадочного материала обладающего максимальной гидропроводностью. Области наибольшей проводимости соответствуют руслам палеорек. Центральные части палеорусел обладают наибольшей проводимостью, что вполне объясняется большими скоростями потоков в осевой части рек [4].

Если развитие коллекторов А2 связано с действием равнинных рек, то коллектора пласта А1/3 зарождались при трансгрессии моря. При увеличении уровня моря на северо-востоке пласт А1/3 имеет наибольшую проводимость с характером постепенного вырождения при движении на юго-западе.

Еще одним важным параметром, свидетельствующим об условиях осадконакопления и являющимся приоритетными для эффективной разработки залежи, является толщина глинистой перемычки разделяющей нефтеносную и водоносную части пласта А2. На данном участке месторождения пласты А2 и А1/3 практически не имеют выдержанного по площади глинистого раздела, представляя собой единую гидродинамически связанную систему.

Для более полного представления условий осадконакопления построена карта толщин глинистого раздела (рис. 3). Области с минимальной мощностью глин прорисовываются в русла палеорек (области максимальных гидродинамических потоков).

Рис. 2 Карта проводимости пласта А1/3

Рис. 3 Карта толщина глинистого раздела (м) между водоносной и нефтеносной частями пласта А2

Залежь нефти пласта А2 приурочена к регрессионо-трансгрессионному циклу осадконакопления и является водоплавающей. Залежь нефти пласта А1/3 приурочена к протяженной трансгрессивной части пласта, которая прослеживается и в перекрывающей песчаное тело покрышке.

Основной закономерностью структуры порового пространства пластов А2 и А1/3 является ухудшение вверх по разрезу порометрической характеристики за счет изменения содержания алевритовой и крупнодисперсной (каолинит, хлорит) пелитовой фракции (наблюдается эффект анизотропии проницаемости, изменение проницаемости от сотен мД в подошвенной части пласта А2 до десятых долей мД в кровле пласта А1/3).

Рассмотрим эксплуатационные характеристики нескольких горизонтальных скважин пробуренных на данном участке.

  • Скважина ХХ185g

    Проектным является пласт А1/3 в данной области характеризующийся достаточно высоким коэффициентом проводимости и наличием глинистой перемычкой, выдержанной по мощности и простиранию (рис. 4), как следствие скважина работает со средним дебитом нефти и малым воды (500 – 1600 т/мес. и 50-200 т/мес. соответственно) с обводненностью продукции 9 - 18 %.

    Рис. 4. Геолого-геофизический профиль, построенный по ГИС в скважинах ХХ184 – ХХ185g – ХХ186

  • Скважина XX566g

    Проектным является пласт А2, на данном участке характеризующийся высоким коэффициентом проводимости и отсутствием глинистой перемычкой разделяющей нефтеносную и водоносную части пласта (рис. 5), как следствие наблюдаем процесс подтягивания подошвенной воды - обводненность продукции увеличивается до 85% через несколько месяцев после ввода скважины в эксплуатацию.

  • Скважина ХХ542g

  • Проектным является пласт А1/3, пласт на данном участке характеризуется худшей по сравнению со скважиной ХХ185g проводимостью и отделен от пласта А2 глинистой перемычкой, меньшей толщины и не выдержаной по простиранию (рис. 6), как следствие скважина работает с малым дебитом нефти и значительным воды (300 – 600 т/мес. и 150-350 т/мес. соответственно) - обводненность меняется в диапазоне от 30 до 40 %.

    Рис. 5. Геолого-геофизический профиль, построенный по ГИС в скважинах ХХ551 – ХХ566g

    Рис. 6. Геолого-геофизический профиль, построенный по ГИС в скважинах ХХ541 – ХХ542g – ХХ544

    Учитывая сложности и особенности геологического строения залежи пластов А1/3 и А2 на данном участке месторождения, построены карты учитывающая факторы влияющие на низкую эффективность работы скважин и выделены области залежи с различными свойствами.

    В первой области (рис. 7, рис. 8), выделенной желтым цветом, бурение горизонтальных скважин неэффективно, скважины пробуренные в данной области будут характеризоваться малыми дебитами и высокой начальной обводненностью, либо последующей обводненностью связанной с подтягиванием подошвенных вод.

    Вторая область, выделенная голубым цветом, объединяет участки залежи, где бурение горизонтальных скважин эффективно, но с некоторыми ограничениями. На данных участках скважины будет работать с меньшими дебитами и с начальной обводненностью продукции 10 – 30 %.

    Третья область (выделена фиолетовым цветом на рис. 7, рис. 8) наиболее благоприятна для бурения горизонтальных скважин, продукция скважин пробуренных на данном участке будет характеризоваться высокими дебитами и низкой начальной обводненностью.

    Рис. 7. Области эффективного использования горизонтальных технологий для выработки запасов пласта А1/3

    Рис. 8. Области эффективного использования горизонтальных технологий для выработки запасов пласта А2

Заключение

На основании вышеописанного можно сделать следующие выводы:

  • Коллекторы пластов А2 и А1/3 на большой площади рассматриваемого участка залежи гидродинамически взаимосвязаны, за счет сложности геологического строения (связанной с действием палеорек) и непрерывного распространения в песчаном теле эффективных пор крупных размеров, при наличии подошвенной воды этот фактор обеспечит раннее обводнение продукции.

  • Отмечается неблагоприятное соотношение между проницаемостью нефтенасыщенной и водонасыщенной частями пласта – абсолютная проницаемость в водоносной зоне на три порядка превышает проницаемость нефтяной зоны. При закономерном уменьшении проницаемости к кровле пласта и отсутствии выдержанного глинистого раздела, разделяющего водоносную и нефтеносную части залежи происходит раннее обводнение продукции скважин.

  • Для выбора оптимального участка прохождения горизонтального ствола скважины по нефтенасыщенной части пласта, с целью эффективной выработки запасов, следует выбирать зоны:


    • для пласта А1/3 – с целью повышения рентабельности разработки пласта А1/3 на данном участке месторождения системой горизонтальных скважин, проводимость нефтеносной части пласта А1/3 в данной области должна превосходить проводимость водоносной части пласта А2, при обратном соотношении должна быть выдержанная по мощности литологическая перемычка отделяющая нефтеносную и водоносную части залежи. На рис. 7 показаны области, где наиболее эффективно бурение горизонтальных скважин.
    • для пласта А2 – с целью повышения рентабельности разработки пласта А2 на данном участке месторождения системой горизонтальных скважин, проводимость нефтеносной части пласта А2 в данной области должна превосходить проводимость водоносной части пласта А2, при обратном соотношении должна быть выдержанная по мощности литологическая перемычка отделяющая нефтеносную и водоносную части залежи. На рис. 8 показаны области, где наиболее эффективно бурение горизонтальных скважин.
    • ввиду того, что коллектора рассматриваемых пластов на данном участке месторождения образовались в результате постоянно изменяющихся условий осадконакопления, горизонтальные стволы скважин необходимо закладывать в областях, где сохраняются рассмотренные выше характеристики залежи на всем протяжении прохождения бурением горизонтального ствола. С целью более эффективного бурения горизонтальных скважин на пласты А1/3 и А2, необходимо проектировать прохождение горизонтальных стволов на основании выявленных закономерностей (рис. 7, рис. 8).

Литература

  • Кнеллер Л.Е., Гайфуллин Я.С., Антонов К.В. К оценке промысловой эффективности горизонтальных, наклонно-направленных скважин по материалам геофизических исследований (на основе геологической интерпретации и прогнозирования потенциальных дебитов). (окт.2003 г., доклад в Ижевск).

  • Кнеллер Л.Е., Гайфуллин Я.С., Салихянов А.М. Информационное обеспечение горизонтальных скважин – важнейший резерв повышения их эффективности. НТВ «Каротажник» Тверь: №5-6 (132-133) 2005. с. 209 – 220.

  • Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975. с. 680.

  • Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. М.: Недра. 1984. с. 252.

  • Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами. М.: Недра. 1977. с. 239.


Авторы:  А. М. Мустафин
Следующая Предыдущая