Анализ выработки запасов боковыми стволами и горизонтальными скважинами. Анализ эффективности зарезки боковых стволов и горизонтальных скважин, страница 2

На рисунке 5 приведена карта нефтенасыщенных толщин с изображением боковых стволов.

Рисунок 5 – Карта нефтенасыщенных толщин кизеловского горизонта

Для создания комплексных проектов разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, проектов стабилизации добычи нефти и доразработки Туймазинского месторождения, а также для эффективного размещения горизонтальных, многозабойных, разветвленно горизонтальных скважин и боковых стволов из скважин старого фонда, необходим детальный анализ и обощение результатов эксплуатации первых нескольких скважин с боковыми стволами на кизеловском горизонте.

Проанализируем скважины №1029_БС (1996 г), №137_БС (1998 г), №1092_2ГС (2000 г), №1088_ГС (2002 г).

Выделим элемент пласта, в центре которого находится скважина с боковым стволом, а рядом – вертикальные (реагирующие) скважины.

Скважина № 1029. Боковой ствол был пробурен в 1996 году. Скважина перфорирована в интервале продуктивного пласта 1266–1275 метров. По результатам ГИС было установлено: мощность пласта 6,8 м, пористость 12%, коэффициент глинистости=0,02, пласт – пористый карбонатный коллектор, характер насыщения - нефтеводонасыщен.

Начальные балансовые запасы элемента пласта определим по формуле:

V_{н. бал}=S_э×h×m×n×K×g,                                            (1)

где S_э – площадь элемента пласта, м²;

h – мощность пласта, м;

m – пористость ; m=0,10;

n – нефтенасыщенность пласта, n=0,72;

К – пересчетный коэффициент, К=0,950;

g – удельный вес нефти, g=0,893 г/см³;

Проведя вычисления, получаем V_{н. бал}=65662,3 т.

Пользуясь данными скважин из эксплуатационных карточек, можно определить текущий коэффициент нефтеотдачи по данному элементу пласта. График зависимости коэффициента нефтеотдачи от времени приведен на рисунке 6. Из графика видно, что с 1996 года нефтеотдача резко возросла и в 2001 году составила 0,22, что связанно с зарезкой бокового ствола в этот год.

Выработку запасов по элементу пласта представим в виде графика зависимости годовой добычи нефти от накопленной добычи нефти с начала разработки (рисунок 7).

Скважина №137. На данной скважине, которая находилась в наблюдательном фонде, в 1998 году была произведена зарезка бокового ствола. Скважина имеет открытый ствол в интервале 1188-1193 м. Диаметр кондуктора 6”, глубина башмака кондуктора 651,0 м, диаметр скважины 143 мм, забой находится на глубине 1188 м. По близости находятся реагирующие (вертикальные) скважины (2210, 2849, 3197). Также как и по скважине 1029 определим выработку элемента пласта, в центре которого находится скважина 137.

Рисунок 8 показывает, что после зарезки бокового ствола (1998г), коэффициент текущей нефтеотдачи начал расти.

Динамика добычи нефти из данного элемента пласта представлена на рисунке 9.

Скважина №1092 имеет 2 горизонтальных ствола, пробуренных в 2000 году. Длина горизонтального участка одного ГС 85 метров (открытый ствол), и 16 метров – другого ГС. Конструкция скважины следующая: установлена эксплуатационная колонна Д=168 мм в интервале 0-960 м, зацементирована до устья; далее идет хвостовик Д=114 мм (960-1290 м); в интервале 1280-1285 м имеется окно врезки для первого ствола, который имеет открытый ствол 16 м (1290-1306 м), у второго ствола окно врезки в интервале 920-940 м с открытым стволом 85 м (Д=98 мм 1300-1385 м). График зависимости нефтеотдачи по времени приведен на рисунке 10.

Динамика добычи нефти представлена на рисунке 11.

Из данного графика видно, что произошло резкое снижение добычи нефти из элемента пласта. Это объясняется заключением по результатам исследования скважины комплексной потокометрической аппаратурой «Приток-2М», проведенного в 2001 году. В декабре 2000 года была проведена соляно-кислотная обработка пласта. По кривым ИВ притоков нефти в «открытом стволе» не отмечается, хотя при прослеживании кривой притока на диаграмме ИВ№12 отмечается наличие нефте-водяной пачки (на глубине 542-543 м) мощностью 1 м. В результате исследования данной скважины были сделаны следующие выводы:

1 Из исследуемого объекта отмечаются притоки воды (дебиты воды 17,9-3,87 м³/сут, при изменении Р_заб от 0,7 до 4,25 МПа). Отмечен заколонный переток воды сверху вниз в интервале 1258-1288,4 м. Возможен переток нефти и воды из «открытого ствола» и из верхней части продуктивного пласта, перекрытого «хвостовиком».

Притоки воды обусловлены как заколонным перетоком из вышележащих пластов-коллекторов, так и из интервала «открытого ствола». Вместе с тем, не исключена возможность притока воды из «открытого ствола» за счет закаченной в них технической воды при соляно-кислотной обработке, которая мешает фильтрации нефти из пласта.