Зарезка бокового ствола. Магистерская диссертация тема работы Зарезка бокового ствола как метод интенсификации добычи нефти на Лугинецком
 Скачать 1.77 Mb.
|
|
1.3 Проблематика при проведении зарезки боковых стволов Несмотря на многочисленные преимущества, связанные с эксплуатацией скважин с боковыми стволами, существует ряд сложных проблем в процессе их бурения. Одной из основных проблем является риск расхождений, которые возникают между фактическими данными скважины и конструкцией бокового ствола, в том числе физическое состояние обсадной колонны, наличие кольцевого оборудования или расхождения по отношению к траектории. Необходимо до самого бурения боковых стволов провести подробную подготовительную работу – построить модифицированный профиль ствола с помощью гироскопического инклинометра и обеспечить контроль качества технического состояния эксплуатационной колонны. После этого могут возникать серьезные осложнения во время бурения самого ствола по причине низкого давления на забое или технических проблем в виде бурения в пределах ограниченного диаметра. Эти проблемы ограничивают использование большинства технических устройств, обеспечивающих безопасность во время бурения. Для успешного и безопасного бурения бокового ствола важно учитывать меры безопасности. Техническое состояние данной скважины должно быть оценено; программа бурения должна быть утверждена. Еще одна серьезная проблема возникает в виде пульсации низкого и нормального давлений. Эти пульсации приводят к потере циркуляции, а в некоторых случаях – к проявлениям пластовых флюидов в скважине в процессе ее бурения. Эти осложнения можно минимизировать путем выбора правильных буровых растворов для изоляции опасных зон и путем регулирования плотности бурового раствора. 31 Есть много рисков, связанных с состоянием колонн, особенно в промежуточных колоннах, через которые вырежут окна бокового ствола. Необходимо подробное предварительное проектирование ствола для минимизации рисков с учетом возраста оборудования. Сложные конструкции профилей боковых стволов являются серьезной проблемой. Возможно, не все нефтяные компании обладают необходимыми технологиями и опытом. В некоторых случаях буровикам требуются корректирующие меры для решения проблем, возникающих с первой попытки бурения. Это влияет на стоимость и жизнеспособность скважины. Импульс боковых стволов в современной нефтяной и газовой промышленности ощущается повсюду. Несмотря на высокую стоимость бурения бокового ствола, его многочисленные риски, он очень экономичен по сравнению с бурением совершенно новой скважины. С технологией боковых стволов есть жизнь почти для всех скважин, которые были остановлены из-за блокировки ствола оборудованием, утопления или осложнений. Потенциальные нефтяные и газовые пласты, которые первоначально были не вскрыты, могут быть вскрыты благодаря бурению боковых стволов [3]. По окончании ЗБС и их ввода в эксплуатацию необходимо отслеживать работу данных БС. В начальный период эксплуатации (в течение шести месяцев) необходимо ежемесячно проводить гидродинамические исследования скважин на установившемся и нестационарном режимах течения жидкости с целью определения гидродинамических параметров пласта (продуктивности, гидропроводности) и оценки состояния призабойной зоны пласта (скин-эффект, параметр ОП – отношение продуктивностей). По результатам этих исследований определяется влияние технологических параметров ЗБС на добывные возможности эксплуатационного объекта и проводится корректировка применяемой технологии вскрытия продуктивных пластов путем зарезки БС и БГС [4]. 32 2. Геолого-промысловая характеристика Лугинецкого нефтегазоконденсатного месторождения. 2.1 Общие сведения о Лугинецком нефтегазоконденсатном месторождении Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Парабельском районе Томской области в 400 км северо-западнее областного центра. Лугинецкое Мыльджинское Западно-Останинское Пинджинское Шингинское Западно-Лугинецкое Северо-Останинское Рыбальное Селимхановское Останинское Герасимовское Калиновое Северо-Калиновое Урманское Арчинское Нижне-Табаганское Соболиное Верхне-Салатское Речное Средне-Нюрольское Снежное Пудино Кедровый оз. Мирное Мирное р. Ч иж ап ка р. Салат р. Чу зи к Условные обозначения нефтяные месторождения газоконденсатные месторождения нефтегазоконденсатные месторождения нефтепроводы газопроводы линии электропередач дороги грунтовые дороги сезонные (зимние) Рисунок 2.1 – Обзорная карта района Лугинецкого НГКМ 33 Нефть, добываемая на Лугинецком НГКМ, подаётся в нефтепровод Александровское-Томск-Анжеро-Судженск, трасса которого проходит в 130 км к северу от месторождения. Нефтепровод введён в эксплуатацию в марте 1972 года, а трубопроводная система Лугинецкое-Парабель, связывающая месторождение с нефтепроводом введена в эксплуатацию в 1982 году. С целью выбора метода воздействия на пласт с целью оптимизации разработки месторождения, необходимо учесть данные о запасах УВ для каждого пласта-коллектора, при этом необходимо отметить, что часть запасов месторождения находится в нераспределенном фонде недр. Сведения о запасах углеводородов представлены в таблицах 2.1 – 2.5. Таблица 2.1. Начальные геологические запасы нефти Лугинецкого НГКМ Пласт Начальные запасы нефти, тыс .т Геологические Извлекаемые ABC 1 C 2 ABC 1 C 2 Ю 1 0-2 15360 2523 4485 737 Ю 1 3 54716 2679 19479 954 Ю 1 4 42171 - 15604 - Ю 2 12636 - 4171 - М 2263 - 810 - Итого: 127146 5202 44549 1691 Таблица 2.2 – Состояние запасов нефти Лугинецкого НГКМ Пласт Текущие запасы нефти, тыс .т Текущий КИН (ABC 1 ) Геологические Извлекаемые ABC 1 C 2 ABC 1 C 2 Ю 1 0-2 14116 2523 3241 737 0,081 Ю 1 3 45805 2679 10568 954 0,163 Ю 1 4 34199 - 7632 - 0,189 Ю 2 12530 - 4065 - 0,008 М 2263 - 810 - - Итого: 108913 5202 26316 1691 0,142 34 Таблица 2.3 – Состояние запасов газа газовых шапок на Лугинецком НГКМ Пласт Начальные геологические запасы, млн м 3 Текущие геологические запасы, млн м 3 ABC 1 C 2 ABC 1 C 2 Ю 1 0-2 23770 91 22686 91 Ю 1 3 23498 - 17206 - Ю 1 4 14344 - 5432 - Ю 2 2559 - 2085 - Итого: 64171 91 47229 91 Таблица 2.4 – Состояние запасов конденсата на Лугинецком НГКМ Пласт Текущие геологические запасы, тыс. т Текущие извлекаемые запасы, тыс. т Текущий КИК (ABC 1 ) ABC 1 C 2 ABC 1 C 2 Ю 1 0-2 4403 18 2851 12 0,036 Ю 1 3 3637 - 2102 - 0,194 Ю 1 4 1538 - 601 - 0,442 Ю 2 426 - 259 - 0,134 М - 71 - 47 - Итого: 10004 89 5813 59 0,189 Таблица 2.5 – Состояние запасов растворенного газа на Лугинецком НГКМ Пласт Текущие геологические запасы, млн м 3 Текущие извлекаемые запасы, млн м 3 ABC 1 C 2 ABC 1 C 2 Ю 1 0-2 704 116 492 116 Ю 1 3 3058 150 1532 150 Ю 1 4 2450 - 1107 - Ю 2 655 - 633 - М 58 - 58 - Итого: 6925 266 3822 266 Доля остаточных извлекаемых запасов нефти на Лугинецком НГКМ за 37 лет разработки составляет 59% от начальных геологических запасов (рис. 2.2), что позволяет свидетельствовать о неудовлетворительном состоянии разработки данного лицензионного участка. В соответствии с этим возникает необходимость наращивания темпов развития технологий, позволяющих наиболее интенсивно извлекать нефть из продуктивных зон месторождения. 35 Рисунок 2.2 – Остаточные извлекаемые запасы нефти Лугинецкого месторождения 2.2 Геолого-промысловая характеристика Лугинецкого нефтегазоконденсатного месторождения В тектоническом отношении месторождение приурочено к Лугинецкому локальному поднятию – структуре третьего порядка, расположенному в северо- западной переклинальной части Пудинского мегавала – структуры первого порядка. В пределах месторождения выделяются две площади: Лугинецкая и Северо-Лугинецкая. Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с терригенными коллекторами верхней юры (пласты Ю 1 0-2 , Ю 1 3 , Ю 1 4 ), средней юры (пласт Ю 2 ) и отложениями палеозойского возраста (пласт М). Продуктивные пласты отличаются значительной изменчивостью коллекторских свойств как по площади, так и по разрезу, толщина изменяется от 0 до 15-20 м, коллекторы низкопроницаемые. Все залежи имеют единый ВНК и ГНК на глубине 2244 и 2225 м соответственно. Этаж нефтеносности составляет 19-20 м. 59% 41% Остаточные извлекаемые запасы нефти Доля остаточных извлекаемых запасов нефти,% Доля добытой нефти с начала разработки месторождения,% 36 Горизонт Ю 1 содержит пять продуктивных пластов: Ю 1 0 , Ю 1 1 , Ю 1 2 , Ю 1 3 , Ю 1 4 , разобщенных глинистыми перемычками толщиной от 1,0 – 2,0 до 10 и более метров. Пласты Ю 1 0 , Ю 1 1 , Ю 1 2 объединены в один объект подсчета запасов Ю 1 0-2 . Характерным для пласта Ю 1 0-2 является наличие многочисленных зон замещения коллекторов плотными разностями. Лугинецкая площадь содержит следующие продуктивные пласты. В пласте Ю 1 0-2 выявлена нефтегазоконденсатная залежь с газовой шапкой. Залежь пластовая, сводовая, литологически ограниченная. Размеры залежи 24,5 17,5 км, высота 100 м. 77 % площади залежи занимает газовая шапка, высота газовой шапки – 81 м. Фильтрационно-емкостные свойства пород согласно изученному керну (пористость – 192 определения из 38 скважин, проницаемость 148 определений из 32 скважин), по ГИС (пористость в 548 скважинах, нефтенасыщенность в 117 скважинах, газонасыщенность в 489 скважинах), по ГДИС – шесть определений проницаемости в шести скважинах. При проектировании значения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности приняты результаты по ГИС. Свойства нефти изучались по восьми глубинным пробам, отобранным из четырех скважин и пяти поверхностным пробам, отобранных из трех скважин. Нефть особо легкая, парафинистая, малосернистая. Коэффициент вытеснения и остаточная нефтенасыщенность определены на 26 образцах. Пласт Ю 1 3 содержит нефтегазоконденсатную залежь с тремя газовыми шапками. Размеры залежи 20,3 16,2 км, высота – 81 м. Площадь газовых шапок составляет 66,6 % от площади залежи, высота газовых шапок 62,39 и 10 м. Фильтрационно-емкостные свойства пород изучались по керну (пористость – 669 определения из 55 скважин, проницаемость 445 определений из 50 скважин), по ГИС (пористость в 555 скважинах, нефтенасыщенность в 37 369 скважинах, газонасыщенность в 264 скважинах), по ГДИС – 49 определений проницаемости в 38 скважинах. При проектировании значения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности приняты результаты по ГИС. Свойства нефти изучались по 53 глубинным пробам, отобранным из 29 скважин и 40 поверхностным пробам, отобранных из 30 скважин. Нефть особо легкая, парафинистая, малосернистая. Коэффициент вытеснения и остаточная нефтенасыщенность определены на 35 образцах. В пласте Ю 1 4 выявлено две нефтегазоконденсатных и три нефтяных залежи. Западная залежь 1 – нефтегазоконденсатная с газовой шапкой. Размеры залежи 19,1 9,3 км, высота – 66 м. Площадь газовой шапки составляет 57,1 % площади залежи, высота газовой шапки – 47м. Восточная залежь 2 – нефтегазоконденсатная с двумя газовыми шапками. Размеры залежи 10,0 6,3 км, высота – 21 м. Площадь газовых шапок составляет 18,5 % площади всей залежи, высота газовых шапок – 18,5 и 2 м. Юго-западная залежь 3 – нефтяная. Размеры залежи 6,8 2,2 км, высота – 9 м. Юго-западная залежь 4 – нефтяная, пластово-сводовая. Размеры залежи 0,3 0,4 км, высота – 2,0 м. Юго-западная залежь 5 – нефтяная. Размеры залежи 0,4 0,4 км, высота – 2,0 м. Фильтрационно-емкостные свойства пород изучались по керну (пористость – 367 определения из 33 скважин, проницаемость 264 определений из 26 скважин), по ГИС (пористость в 317 скважинах, нефтенасыщенность в 275 скважинах, газонасыщенность в 62 скважинах), по ГДИС – 67 определений проницаемости в 42 скважинах. 38 При проектировании значения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности приняты результаты по ГИС. Свойства нефти изучались по 29 глубинным пробам, отобранным из 19 скважин и 32 поверхностным пробам, отобранных из 23 скважин. Нефть особо легкая, парафинистая, малосернистая. Коэффициент вытеснения и остаточная нефтенасыщенность определены на 30 образцах. Пласт Ю 2 содержит 5 залежей. Западная залежь 1 – нефтегазоконденсатная с газовой шапкой. Размеры залежи 14,1 7,8 км, высота – 47 м. Площадь нефтяной оторочки составляет 99 % общей площади залежи, высота газовой шапки – 28м. Центральная залежь 2 – нефтяная. Размеры залежи 1,4 0,8 км, высота – 16 м. Восточная залежь 3 – нефтяная. Размеры залежи 4,4 2,4 км, высота – 17 м. Восточная залежь 4 – нефтяная. Размеры залежи 1,2 0,6 км, высота – 5 м. Восточная залежь 5 – нефтяная. Размеры залежи 1,9 1,4 км, высота – 10,5 м. Фильтрационно-емкостные свойства пород изучались по керну, по ГИС и по ГДИС . При проектировании значения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности приняты результаты по ГИС. Свойства нефти изучались по двум глубинным пробам, отобранным из одной скважин и семи поверхностным пробам, отобранных из четырех скважин. Нефть особо легкая, парафинистая, малосернистая. Коэффициент вытеснения и остаточная нефтенасыщенность экспериментально не определялись. Пласт М характеризуется наличием нефтяной залежи, размеры которой 3,5 2,0 км, высота 18 м. Исследования по керну и ГДИС не проводились. Фиьтрационно- емкостные свойства пород изучались по ГИС (пористость – в одной скважине, нефтенасыщенность – в одной скважине). 39 Свойства нефти изучались по двум глубинным пробам, отобранным из одной скважин и одной поверхностной пробой. Нефть тяжелая, высокопарафинистая, малосернистая. Коэффициент вытеснения и остаточная нефтенасыщенность экспериментально не определялись. Учитывая критерии выбора скважин-кандидатов для проведения зарезки боковых стволов [3], анализируем объекты разработки Лугинецкого месторождения Ю 1 0-2 , Ю 1 3 , Ю 1 4 , Ю 2 , М. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов приведена в таблице 2.6. Учитывая геолого-физические характеристики пластов-коллекторов, а также продольный геологический разрез вдоль площади месторождения, наиболее перспективными для разработки с помощью метода ЗБС являются пласты Ю 1 3 , Ю 1 4 , так как имеют наибольшую площадь нефтеносности и нефтенасыщенную толщину наравне с наибольшей проницаемостью по сравнению с другими пластами-коллекторами и наибольшими запасами. Таблица 2.6 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Лугинецкого НГКМ Параметры Лугинецкий участок Ю 1 0-2 Ю 1 3 Ю 1 4 Ю 2 М 1 2 3 4 5 6 Тип залежи Пластово-сводовая литологически экранированная Тип коллектора Поровый Площадь нефтеносности, тыс м 2 102964 131225 116569 59013 4075 Площадь газоноснсоти, тыс м 2 233791 150726 71452 15608 - Средняя общая толщина, м 13,8 12,4 10,6 25,4 11,0 Средняя эффективная газонасыщенная толщина, м 4,8 6,4 8,1 5,8 - Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 3,0 6,3 5,1 3,7 7,0 Коэффициент пористсоти, д.ед. 0,157 0,186 0,186 0,17 0,19 Проницаемость по ГИС (нефтяная), 10 -3 мкм 2 12,7 49,0 77,6 52,1 0,8 Проницаемость по ГИС (газовая), 10 -3 мкм 2 13,4 56,0 66,2 51,2 - Начальное пластовое давление, МПа 24,3 24,3 24,3 24,3 24,4 40 Продолжение таблицы 2.6 Начальная пластовая температура, о С 81 81 81 81 91 Газосодержание, м 3 /т 157 157 157 157 71 Плотность нефти в пластовых условиях, т/см 3 0,665 0,685 0,67 0,678 0,830 Вязкость нефти в пластовых условиях,мПа*с 0,63 0,61 0,55 0,43 3,91 Абсолютная отметка кровли, м 2180 2238 2240 2242 2312 Абсолютная отметка ГНК, м 2225 2225 2225 2225 - Абсолютная отметка ВНК, м 2224 2224 2224 2224 2330 Уд. Коэффициент продуктивности, м 3 /(сут*МПа*м) 0,4 0,41 1,98 1,85 - Но переходить к разработке данных пластов, по мнению автора, следует позже, так как существует множество зон с остаточными запасами, доизвлечение которых может оказать значительное влияние на степень выработанности месторождения. Запасы, расположенные в краевых зонах месторождения, характеризуются малыми толщинами при высоких коэффициентах нефтенасыщенности. Разбуривание новых скважин экономически нецелесообразно. Однако в некоторых случаях, из пробуренной скважины можно зарезать боковой ствол и получить дополнительную добычу нефти, извлечь которую другими методами невозможно. В соответствии с этим, автором внесено предложение о применении метода зарезки бокового горизонтального ствола (ЗБГС) на пласт Ю 1 2 с целью выработки недренируемых участков (краевых зон месторождения). Геологическая карта нефтенасыщенных толщин по пласту Ю 1 0-2 представлена в приложении А. 2.3 Состояние разработки Лугинецкого нефтегазоконденсатного месторождения Система разработки для всех объектов Лугинецкого НГКМ обращенная девятиточечная в сочетании и избирательным и приконтурным заводнением. Схема размещения скважин квадратная с расстоянием между скважинами для 41 объекта Ю 1 0-2 – 700м, для объектов Ю 1 3 , Ю 1 4 , Ю 2 , М – 500-500 м. Выработка запасов газа газовой шапки и конденсата предусматривается фондом нефтедобывающих скважин. Проектный фонд скважин – 1065, из них добывающих – 764, в т.ч. 67 горизонтальных, нагнетательных – 277, водозаборных – 24, наблюдательных – 4 (переводятся из добывающих в пределах контура газоносности). Объект М в разработку не вводился. На 01.01.2016 г. на месторождении пробурено 585 скважин, в том числе 401 добывающих, 160 нагнетательных и 24 водозаборных. В действующем фонде числится 155 добывающих и 79 нагнетательных скважин. Ликвидировано и ожидают ликвидацию 107 скважин. Добыча газа газовой шапки осуществляется нефтедобывающими скважинами. С начала разработки добыто 18233 тыс. т нефти, 2324 тыс. т конденсата, 16942 млн. м 3 газа газовых шапок, 3103 млн. м 3 растворенного газа. Отбор от начальных извлекаемых запасов нефти -40,6%, газа газовых шапок – 26,4%, конденсата – 28,6%, КИН – 0,142, КИК – 0,189. Накопленная добыча нефти ниже проектного уровня на 0,1 %. Выделяются следующие объекты разработки. 1. Объект Ю 1 0-2 Общий фонд скважин 109. Фонд нефтяных скважин – 81, в т.ч. действующих – 23, бездействующих – 10, в консервации – 17, наблюдательных две, в ожидании ликвидации девять, ликвидированных – 20. Фонд нагнетательных скважин – 28, в т.ч. действующих – 11, бездействующих – 15, в ожидании ликвидации – 2. Проектный фонд реализован на 44%. С начала разработки добыто 1244 тыс. т нефти, 163 тыс. т конденсата, 1084 млн. м 3 газа газовых шапок, 212 млн. м 3 растворенного газа. Отбор от начальных извлекаемых запасов нефти – 27,3%, газа газовых шапок – 4,6 %, конденсата – 5,4%, КИН – 0,080. 42 Закачка воды начата в 1988 г., всего в пласт закачано 3504 тыс. м 3 Текущая компенсация отбора жидкости закачкой – 31,8 %, накопленная – 33,5 %. За последние пять лет годовая закачка воды в пласт составляла 12,2 –18,9% от проектной. 2. Объект Ю 1 3 Общий фонд скважин – 399. Фонд нефтяных скважин – 276, в т.ч. действующих – 115, бездействующих – 29, в консервации – 68, наблюдательных шесть, в ожидании ликвидации – 55, ликвидированных – 3. Фонд нагнетательных скважин – 123, в т.ч. действующих – 64, бездействующих – 58, в освоении – одна. Проектный фонд реализован на 75,3%. Формирование проектной системы разработки затруднено большим бездействующим фондом эксплуатационных скважин. С начала разработки добыто 8911 тыс. т нефти, 877 тыс. т конденсата, 6472 млн. м 3 газа газовых шапок, 1526 млн. м 3 растворенного газа. Отбор от начальных извлекаемых запасов нефти – 45,0%, газа газовых шапок – 27,5 %, конденсата – 29,4%, КИН – 0,160. Закачка воды начата в 1987 г., всего в пласт закачано 47357,4 тыс. м 3 Текущая компенсация отбора жидкости закачкой – 48,5 %, накопленная – 77,5 %. 3. Объект Ю 1 4 Общий фонд скважин – 211. Фонд нефтяных скважин – 145, в т.ч. действующих – 71, бездействующих – 15, в консервации – 28, наблюдательных пять, в ожидании ликвидации – 22, ликвидированных – 4. Фонд нагнетательных скважин – 68, в т.ч. действующих – 34, бездействующих – 32, в отработке на нефть две. Проектный фонд реализован на 60,5%. Формирование проектной системы разработки затруднено большим бездействующим фондом эксплуатационных скважин. С начала разработки добыто 7972 тыс. т нефти, 1218 тыс. т конденсата, 8912 млн. м 3 газа газовых шапок, 1343 млн. м 3 растворенного газа. Отбор от 43 начальных извлекаемых запасов нефти – 51,1%, газа газовых шапок – 62,1 %, конденсата – 67,0%, КИН – 0,189. Закачка воды начата в 1987 г., всего в пласт закачано 33175,8 тыс. м 3 Текущая компенсация отбора жидкости закачкой – 25,8 %, накопленная – 46,1 %. 4. Объект Ю 2 Общий фонд скважин – 14. Фонд нефтяных скважин – 12, в т.ч. действующих – 4, бездействующих – 1, в консервации – 2, наблюдательных – 1, в ожидании ликвидации – 4. Фонд нагнетательных скважин – 2, в т.ч. действующих – 1, бездействующих – 1. Проектный фонд реализован на 11,4%. С начала разработки добыто 106 тыс. т нефти, 66 тыс. т конденсата, 474 млн. м 3 газа газовых шапок, 22 млн. м 3 растворенного газа. Отбор от начальных извлекаемых запасов нефти – 2,5%, газа газовых шапок – 18,5 %, конденсата – 20,3%, КИН – 0,008. Закачка воды начата в 1988 г., всего в пласт закачано 652,6 тыс. м 3 Текущая компенсация отбора жидкости закачкой – 1,3 %, накопленная – 17,0 %. Исходя из проанализированного состояния объектов разработки предложен метод ЗБС, который имеет широкое распространение во множестве нефтяных компаний России, и который зарекомендовал себя как один из наиболее эффективных методов воздействия на пласт в условиях падающей добычи нефти, перехода большинства месторождений на позднюю стадию разработки, а также при активизации бездействующих скважин. На Лугинецком НГКМ 40 % фонда скважин простаивает из-за высокой обводненности и высокого газового фактора вследствие аварий или нерентабельности дальнейшей разработки. В соответствии с этим наилучшим способом доразработки остаточных запасов является метод ЗБС, так как следует принять во внимание тот факт, что бурение новых скважин приводит к чрезмерному увеличению затрат, что делает дальнейшую разработку нерентабельной. |