Айбек теория. Одна из основных задач при разработке нефтяных месторождений заключается вмаксимально возможном извлечении природных запасов нефти из недр земли
 Скачать 0.65 Mb.
|
 ВВЕДЕНИЕ Одна из основных задач при разработке нефтяных месторождений заключается вмаксимально возможном извлечении природных запасов нефти из недр земли. Повышение конечной нефтеотдачи разрабатываемых залежей и увеличение темпов отбора нефти в значительной степени достигаются за счет массового внедрения методов интенсификации добычи нефти. Под режимом бурения следует понимать сочетание параметров, которые влияют на показатели работы долота и которые бурильщик может оперативно изменять с поста управления. К числу таких параметров относятся осевая нагрузка на забой, скорость вращения долота (или число оборотов в минуту), расход промывочной жидкости. При бурении гидромониторными долотами на показатели работы большое влияние оказывает энергия струй, вытекающих из насадок долота, которая является функцией скорого истечения и диаметра струи. Сочетание этих параметров, обеспечивающее достижение наилучших показателей работы данного долота с помощью данной буровой установки, называют оптимальным режимом бурения. Режим бурения называют скоростным, если на данном этапе достигнуты наивысшие показатели работы долот и использованы более мощная буровая установка и другие более совершенные технические средства по сравнению с теми, которые применяются для массового бурения скважин на данной площади. Если сочетание параметров выбирают не для получения высоких показателей работы долота, а с целью предотвращения искривления скважины, принудительного искривления ее с заданной интенсивностью в нужном направлении, улучшения эффективности отбора керна и т. д., режим бурения называют специальным. Определяющим направлением совершенствования буровых растворов это оптимизация их плотности, разработка растворов с низким содержанием твердой фазы, расширение области применения минерализованных растворов. Улучшилась очистка буровых растворов от шлама и газа; расширен объем применения гидроциклонов. В целом вся система приготовления и очистки буровых растворов стала более сложной, оснащенной новой техникой, оборудованием и механизмами. Наклонно-направленные многозабойные скважины – это скважины, которые состоят из нескольких стволов, изначально ответвляющихся от одного общего. Наклонными они называются из-за того, что для бурения дополнительной ветви следует сделать отклонение от первоначальной. Если же многозабойная скважина является горизонтально-разветвленной,показатель зенитного угла при бурении доходит до 90 градусов. Бурение многозабойных горизонтально-разветвленных скважин применяют для повышения эффективности добычи и максимальной разработки пластов месторождений. 1 Геологическая часть1.1 Общие сведения о районе буровых работ Месторождение Лактыбай находиться в Байганинском районе Актюбинской области Республики Казахстан . В орографическом отношении площадь работ располагается в пределах Предурального плато, к югу от песчаного массива Кокжиде. Рельеф местности представляет собой слабо всхолмленную равнину с редкой сетью балок и оврагов. Альтитуды скважин колеблятся от 150м. до 200м. Гидрографическая сеть представлена рекой Эмба, которая является главной водной артерией. Река имеет постоянный водоток, хорошо выработанную долину, которая полностью заливается весной в период снеготаяния. В летнее время река значительно мелеет. Вода в реке солоноватая и пригодна только для технических нужд. Долина реки широкая, в некоторых местах достигает 1,5-2 км. Река на всем протяжении имеет не больную глубину и песчаное дно. В климатическом отношении район работ относится к законе степей и полупустынь. Климат резко континентальный с сухим жарким летом и холодной зимой. Самым холодными месяцами являются январь и февраль. Минимальная температура воздуха в эти месяцы достигает -45 0С. Самым жарким месяцем является июль. Температура воздуха достигает +43 0С. Снеговой покров ложится обычно в середине ноября и сохраняется до конца марта. В начале зимы толщина снегового покрова бывает незначительной, но в течение зимы она увеличивается до 25см. в январе и феврале наблюдаются сильные ветры и бураны, во время которых снег сносится в пониженные участки рельефа. Глубина промерзания почвы достигает 1,3м. летом ветры несут песок и пыль. Среднегодовое количество атмосферных осадков не превышает 170мм. Растительность района бедная. Травяной покров, представленный полынью, ковылем и различными злаками обилен весной, к лету выгорает. По балкам встречаются заросли кустарника, а по берегам реки Эмба и на окраине песков растает тальник, жида, редко ветлы. Здесь водятся кабаны, встречаются волки, лисы, корсаки, зайцы, из травоядных - сайгаки, из пернатых - орлы, ястребы, куропатки, степные дрофы, гуси, утки и другие, из пресмыкающих - ужи и степные гадюки. В районе имеют распространения такие строительные материалы как глины, пески, суглинки. Пески используются как строительный и балластовый материал. Глины используются для приготовления глинистых растворов и для местного строительство. Суглинки используются для приготовления саманных кирпичей. Для хозяйственного водоснабжения севернее от месторождения разведан альбский водоносный комплекс в пределах песчаного массива Кокжиде. В этом массиве выделены водоносные горизонты четвертичных отложений поймы реки Эмба первой, второй и третьей надпойменных террас. Вода для питья подвозится из поселка Жаркамыс и поселка Кемерши Литолого – стратиграфическая характеристика разреза. Возраст и литология пород, слагающих разрез месторождения Лактыбай изучены по разрезам скважин 14,15,16,27,28,32,34,36,37. наиболее подробно при этом описан комплекс каменноугольных отложений, в котором выявлены залежи нефти По литологическому составу, палеонтологическому и микрофаустическому определениям каменноугольные отложения представлены средним и нижним отделами. Нижний отдел представлен визейскими отложениями, которые в свою очередь делятся на 2 подъяруса. Нижневизейские отложения вскрыты скв. 15,16,32 и 34. наибольшая вскрытая толщина его (819м) в скв. 16. Разрез подъяруса слагается песчаниками, алевролитами, гравелитами, глинистыми породами. 1.2 Геологическое строение месторождения В тектоническом отношении месторождение Лактыбай расположено в пределах Восточного борта Прикаспийской впадины в полосе сочленения Жаргамысского свода и Примугаджарской зоны. Поднятие Лактыбай располагается также в пределах бровки и склона карбонатного уступа КТ-П. По горизонту П2 поднятие оконтуривается изогипсой – 3600м и имеет размеры 3км х 1,75км при амплитуде 100м. Свод поднятие оконтуривается изогипсой 3400м. По горизонту П2 поднятие увеличивается и представляет собой складку замкнутую по изогипсе – 3900м. Осложнена она двумя поднятиями меридианального направления, оконтуренными изогипсами – 3800м имеющими размеры – западное 0,7х 4км и восточное 1,7х3,5км с амплитудами соответственно 60 и 170м. Складка осложнена на западе надвиговым разрывом меридианального направления. Поднадвиговое крыло складки опущено приблизительно на 500-600м и оконтурено изогипсой 4500м, заключающей в себе два поднятия, амплитудой 150м. На основании ГИС и других геолого – промысловых данных на месторождении в настоящее время прослежены 5 горизонтов. Они приурочены в верхневизейским отложениям каменноугольной системы. С учетом продуктивности площадного распространения и литологического состава эти горизонты рассматриваются в качестве самостоятельных объектов подсчета, характеристика по которым приводится ниже. В результате сопоставления разрезов верхней карбонатной толщи установлено наличие трех продуктивных пачек коллекторов (сверху вниз пачки (А, Б, В), по которым представлен подсчет запасов газа, конденсата и нефти. В стратиграфическом отношении пачки "А" и "Б" приурочены к Гжельскому и Касимовскому ярусам верхнего карбона. В пределах северного купола структуры в районе скв. 10, 13 и 50 выделена четвертая пачка "В’", продуктивность которой имеет ограниченное распространение. Литологические породы всех пачек представлены известняками, доломитами и переходными между ними разностями. Известняки органогенно - обломочные, детритованные, органогенно-колековатые, микрокристаллические, редко псевдоолитовые. Известняки органогенного происхождения наиболее характерны для верхней пачки "А" (гжельский ярус). Это серо-цветные породы, состоящие из органических остатков и детрита (фораминиферы, водоросли, брахиолоды, иглокожие и др.) сцементированных кальцитом различной зернистости. Перекристаллизация чаще всего охватывает цементирующую часть известняков. Основную емкость пород представляют вторичные поры выщелачивания и перекристаллизации.Поры неправильной, щелевидной , заливообразной, полигональной формы. Размеры пор.) 0,005 - 0,5 мм, реже до 1.0 мм, каверзные 1-5 мм. Стилолитизация и трещиноватость развиты слабо. Микрокристаллические известняки в различной степени заглинизированы, однородные, в основном плотные, участками перекристаллизованые до мелко среднезернистых, с резкими органическими остатками. Вторичная пористость развита слабо, стилолитизация и трещиноватость- несколько шире, чем в органогенных известняках. Микрокристаллические известняки встречаются в виде маломощных прослоев среди органогенных известняков, а также образуют самостоятельные пачки в низах гжельского яруса. Доломиты широко распространены в разрезе продуктивных пород. Это однородные массивные буровато-серые породы, часто с пятнами от пропитывания битумом, кавернозно-пористые с редкими микро трещинками и стилолитами. Доломиты вторичные метасамотически замещают известняки. Замещение развито преимущественно в отложениях касимовского и мячковского горизонтов (пачки В и Б) Пористость, проницаемость, начальные нефтенасыщенность и газонасыщенности. Пачки «А», «Б»и «В» верхней карбонатной толщи удовлетворительно освещены керновым материалом. По пачке А выполнено 34 определения пористости и проницаемости -8 Mq. Пористость определялась также по НТК в скважинах. Среднее значение пористости по НТК близко к керновым определениям. Для проектирования принимается пористость, равная 12%, и проницаемость - 8 Mq. Нефтенасыщенность, определяемая по промыслово-геофизическим, равна 80%. По пачке Б исследовано 215 образцов на пористость и 186 образцов на проницаемость по 7 скважинам. Среднее значение пористости равна 13,7%, а проницаемость - 171 Mq . Пористость, определенная по НТК, равна 13,8%. Нефтенасыщенность равна 87%. Эти параметры и принимаются для проектирования. По пачке В выполнено 164 определения пористости и 82 определения проницаемости . Среднее значение пористости составляет 10,2 %, а проницаемости- 175 МД. По НТК пористость определялась по 12 скважинам. Всего выполнено 65 определений. Среднее значение пористости составило 11%. Учитывая, что керн исследовался лишь по 6 скважинам, а геофизические определения пористости проводились по 12 скважинам, для пачки В пористость принимается по НТК, равной 11%. Проницаемость принимается равной 175 МД, а нефтенасыщенность 86%. Пачка В! керном не охарактеризована. Все параметры по ней принимаются по аналогии с пачкой «В». Нижняя карбонатная толща изучена недостаточно. Пористость определялась по образу одной скважины. Определений проницаемости нет. 1.3 Нефтегазоводоносность Первые сведения о нефтегазоносности месторождения получены при отборе керна в виде примазок, выпотов и запахов нефти. На настоящий период на месторождении пробурено 9 скважин, 6 из которых дали нефть, одна скважина дала воду и 2 скважины не дали притока флюида. I. Продуктивный горизонт получил распространение по всей площади месторождения. За горизонт взята нижняя часть карбонатной пачки. При опробовании горизонта в скважине 32 (интервал 4560-4540м) получено приток нефти при 7-ми мм штуцере 344м3/сут и 18200 м3/сут газа, а в скважине 34 (интервал 4575-4542м) получено 53 м3/сут нефти при 5-ти штуцере при совместном опробовании с П горизонтом. При опробовании горизонта в скважинах 14,15,16 получены небольшие притоки нефти (дебиты 0,1-0,66 м3/сут) при динамических уровнях. При опробовании скважины 28 получена вода. В настоящее время промышленная продуктивность горизонта связана с надвиговым крылом . Общая толщина горизонта в скважине 32-46м, в скважине 34-39м. Эффективная толщина в СКВ. 32 составляет 9,8м, пористость по данным ГИС 5-6,4%, а насыщенность 65,6%. В СКВ. 34 эффективная толщина равна 6,6м, пористость по данным ГИС 5%, нефтенасыщенность 65,8%. Водонефтяной контакт принят по подошве коллекторе в СКВ.34 на отметке- 4387,6м. Залетающая непосредственно под карбонатами песчаная пачка выделена и опробована в СКВ.14. Приток нефти составил 1,7 м3/сут на 3-х мм штуцере. Пласты, выделенные в этой части разреза, отнесены к горизонту 1-А. Залежь получила распространение только в районе СКВ.14. Это два линзовидных пропластка с пористостью по данным ГИС 14,4%, нефтенасыщенностью -53%. II продуктивный горизонт прослеживается во всех пробуренных скважинах месторождения. Толщина его изменяется от 30м (СКВ.34) до 57м (СКВ.15). Залежь распространена в обоих блоках. В первом блоке из интервала 4595-4612м в скважине 34 получен приток нефти 51,5 м3/сут газа при 5-ти мм штуцере. Толщина коллектора в этой скважине 8,2м. расчленен он на 2 пропластка, пористость его по данным ГИС 13,3%, нефтенасыщенность- 62,4%. Коллектор в скважине 34 изучен по 9-ти представленным образцам. Это мелко-среднее – крупнозернистые разности, открытая пористость составляет 11,75-16,64%, среднее значения – 14,1%, параллельная газопроницаемость (1,1-11,07) х 10-15, среднее значение 3,9 х 10-15 м2. В скважине 32 по данным ГИС коллектор отсутствует. Водонефтяной контакт для 1 блока принят условно по подошве продуктивного коллектора в скважине 34 и равен – 4453,8м. К югу от скважины 34 по данным сейсморазведки расположено поднятие Кокбулак в пределах которого ожидается развитие этой выделенной залежи. Во II блоке горизонт опробован в 6-ти скважинах, в двух из них притока не получено, в скважине 16 получен небольшой приток, а в трех скважинах 27,37,14 получены промышленные притоки нефти. Максимальный дебит получен в скважине 37 и равен 228 м3/сут нефти и 13500 м3/сут газа три 5-ти мм штуцере. Толщина коллектора II блока меняется от 3,0 м (СКВ. 14) до 15,4м (СКВ.27). В скважине 37 она равна 11,6м. В остальных скважинах блока коллектор замещен непроницаемыми породами. Коллектора во II блоке изучены в скважине 27 по 9-ти образцами песчаника, открытая пористость которых изменяется от 13,5 до 17,07%. Среднее значение 15,06%. Газопроницаемость определена по 7-ми образцам. Значение проницаемости в параллельном напластованию направлении меняется от 31,3 х 10-15 до 232,9 х 10-15, среднее значение 132,3 х 10-15 м. Карбонатность песчаников невысокая и составляет 4-9%. В скважинах 14,16,37 проанализированные образцы не характеризуют продуктивную часть разреза. Они отобраны ниже продуктивной части разреза или отобраны плотные разности. Водонефтяной контакт по блоку принят условно по подошве продуктивного коллектора в скважине 14 на отметке -3945,5м. III продуктивный горизонт прослеживается по всей площади месторождения. Толщина его колеблется от 15м до 51м.Почти по всей площади горизонт по материалам ГИС и исследованиям керна обладает низкими коллекторскими свойствами и только в скважине 27 получен небольшой приток нефти. Приток нефти составил 0,5 м3/с при штуцере 2,5мм. Пористость коллектора по данным ГИС 13,5%, нефтенасыщеность -57%. Пористость мелко- среднезернистых песчаников по исследованиям керна (5 обр. из СКВ.27) изменяется от 12,7% до 17,98%. Газопроницаемость в параллельном направлении (2,1-16,1) х 10-15м2. В этом же отборе керна отмечено несколько образцов высокопористых пород проницаемостью от долей миллидарси до 12,3 х 10-15м2. Коллектор, выделенный в скважине 27, имеет толщину 7,6м разбит на 4 пропластка. Водонефтяной контакт принят условно по подошве коллектора на отметке 3932,4м. IV продуктивный горизонт вскрыт всеми скважинами месторождения. Толщина горизонта сильно колеблется от 19м (СКВ.14) до 96м (СКВ.32). В первом блоке опробована скважина 34. Дебит ее небольшой 1,0 м3/с переливом. Коллектор в этой скважине толщиной 10,8м по данным ГИС имеет пористость 11,6%, а насыщенность 48%. Коллекторские свойства этого блока по керну не изучены. Водонефтяной контакт принят условно по подошве продуктивного пласта в скважине 34 на отметке -4602м. Во II блоке коллектора выделены СКВ.27,14,37 толщиной 2,8м, 10,4м, 16,6м соответственно. Средневзвешенная пористость в этом блоке по данным ГИС 14,2%, насыщенность 49,2%. Коллекторские свойства изучены по 6-ти образцам скважины 27. Это разнозернистые песчаники с открытой пористостью 11,44-19,02%, среднее значение 16,5%. Газопроницаемость их (2,9-49,9) х 10-15 м2. Карбонатность 7,4-14,6%. Опробованы в блоке 3 скважины. Наибольший дебит получен в скважине 27-15м3/с нефти и 2071 м3/сут газа при 8-ми мм штуцере. В скважине 14 получен небольшой приток нефти (1,4 м3/сут) переливом и по скважине 37 получены пленки нефти. Водонефтяной контакт условно принят по подошве продуктивного коллектора в скважине 14 на отметке – 4080,3м. V горизонт вскрыт 8-ю скважинами и имеет распространение по всей площади. Плотность воды по глубиной пробе составила 1,005г/см3 3 минерализация 9,9г/л. Водонефтяной контакт по блоку принят условно по подошве продуктивного коллектора в скважине 14 на отметке -3945,5м. III продуктивный горизонт прослеживается по всей площади месторождения. Толщина его колеблется от 15м до 51м.Почти по всей площади горизонт по материалам ГИС и исследованиям керна обладает низкими коллекторскими свойствами и только в скважине 27 получен небольшой приток нефти. Приток нефти составил 0,5 м3/с при штуцере 2,5мм. Пористость коллектора по данным ГИС 13,5%, нефтенасыщеность -57%. Пористость мелко- среднезернистых песчаников по исследованиям керна (5 обр. из СКВ.27) изменяется от 12,7% до 17,98%. Газопроницаемость в параллельном направлении (2,1-16,1) х 10-15м2. В этом же отборе керна отмечено несколько образцов высокопористых пород проницаемостью от долей миллидарси до 12,3 х 10-15м2. Коллектор, выделенный в скважине 27, имеет толщину 7,6м разбит на 4 пропластка. Водонефтяной контакт принят условно по подошве коллектора на отметке 3932,4м. IV продуктивный горизонт вскрыт всеми скважинами месторождения. Толщина горизонта сильно колеблется от 19м (СКВ.14) до 96м (СКВ.32). В первом блоке опробована скважина 34. Дебит ее небольшой 1,0 м3/с переливом. Коллектор в этой скважине толщиной 10,8м по данным ГИС имеет пористость 11,6%, а насыщенность 48%. Коллекторские свойства этого блока по керну не изучены. Водонефтяной контакт принят условно по подошве продуктивного пласта в скважине 34 на отметке -4602м. Во II блоке коллектора выделены СКВ.27,14,37 толщиной 2,8м, 10,4м, 16,6м соответственно. Средневзвешенная пористость в этом блоке по данным ГИС 14,2%, насыщенность 49,2%. Коллекторские свойства изучены по 6-ти образцам скважины 27. Это разнозернистые песчаники с открытой пористостью 11,44-19,02%, среднее значение 16,5%. Газопроницаемость их (2,9-49,9) х 10-15 м2. Карбонатность 7,4-14,6%. Опробованы в блоке 3 скважины. Наибольший дебит получен в скважине 27-15м3/с нефти и 2071 м3/сут газа при 8-ми мм штуцере. В скважине 14 получен небольшой приток нефти (1,4 м3/сут) переливом и по скважине 37 получены пленки нефти. Водонефтяной контакт условно принят по подошве продуктивного коллектора в скважине 14 на отметке – 4080,3м. V горизонт вскрыт 8-ю скважинами и имеет распространение по всей площади. Толщина его изменяется от 13м до 74м. Залежь нефти выявлена только во II блоке. Коллектор по данным ГИС выделен в скважине 16, при опробовании дал небольшой приток нефти. Дебит нефти -0,4м3/сут при 3-х мм штуцере. ВНК условно принят по подошве продуктивного коллектора в скважине 16 а отметке – 4087м. Физико- химические свойства нефти изучены на настоящее время по 3 глубинным и 35 поверхностным пробам. По данным исследований нефть месторождения Лактыбай легкая. Плотность нефти в пластовых условиях 0,7114 г/см3, выход светлых фракций, выкепающих при температуре 200С до 34% . Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 9,95-20,85 товарной характеристике нефть малосернистая (массовое содержание серы 0,02-0,45%), парафинистая (0,2-10,36%) метана - нефтяного состава (68,7% - 78,08%), с малым содержанием асфальтенов (0,06-2,6%). Содержание смол колеблется от 2,56% до 16%, ароматических от 19,53% до 27,75%. Плотность нефти в поверхностных условиях колеблется от 0,8135г/см3 (СКВ №34) до 0,8686г/см3 (СКВ №15). Нефть маловязкая, кинематическая вязкость при 20С от 6,52 сст до 31,81 сст (табл.5). О составе растворенного в нефти газа дает представления анализ пробы, отобранной из СКВ №16. По своему составу газ содержит тяжелых гомологов метана 54,5%, метана 42,55%. Содержание азота 2,28%. Газ тяжелый, плотность 1,217 Плотность воды по глубиной пробе составила 1,005г/см3 3 минерализация 9,9г/л. В результате сопоставления разрезов верхней карбонатной толщи установлено наличие трех продуктивных пачек коллекторов (сверху вниз пачки (А, Б, В), по которым представлен подсчет запасов газа, конденсата и нефти. В стратиграфическом отношении пачки "А" и "Б" приурочены к Гжельскому и Касимовскому ярусам верхнего карбона. В пределах северного купола структуры в районе скв. 10, 13 и 50 выделена четвертая пачка "В’", продуктивность которой имеет ограниченное распространение. Литологические породы всех пачек представлены известняками, доломитами и переходными между ними разностями. Известняки органогенно - обломочные, детритованные, органогенно-колековатые, микрокристаллические, редко псевдоолитовые. Известняки органогенного происхождения наиболее характерны для верхней пачки "А" (гжельский ярус). Это серо-цветные породы, состоящие из органических остатков и детрита (фораминиферы, водоросли, брахиолоды, иглокожие и др.) сцементированных кальцитом различной зернистости. Перекристаллизация чаще всего охватывает цементирующую часть известняков. Основную емкость пород представляют вторичные поры выщелачивания и перекристаллизации.Поры неправильной, щелевидной , заливообразной, полигональной формы. Размеры пор.) 0,005 - 0,5 мм, реже до 1.0 мм, каверзные 1-5 мм. Стилолитизация и трещиноватость развиты слабо. Микрокристаллические известняки в различной степени заглинизированы, однородные, в основном плотные, участками перекристаллизованые до мелко среднезернистых, с резкими органическими остатками. Вторичная пористость развита слабо, стилолитизация и трещиноватость- несколько шире, чем в органогенных известняках. Микрокристаллические известняки встречаются в виде маломощных прослоев среди органогенных известняков, а также образуют самостоятельные пачки в низах гжельского яруса. Доломиты широко распространены в разрезе продуктивных пород. Это однородные массивные буровато-серые породы, часто с пятнами от пропитывания битумом, кавернозно-пористые с редкими микро трещинками и стилолитами. Доломиты вторичные метасамотически замещают известняки. Замещение развито преимущественно в отложениях касимовского и мячковского горизонтов (пачки В и Б) Пористость, проницаемость, начальные нефтенасыщенность и газонасыщенности. Пачки «А», «Б»и «В» верхней карбонатной толщи удовлетворительно освещены керновым материалом. По пачке А выполнено 34 определения пористости и проницаемости -8 Mq. Пористость определялась также по НТК в скважинах. Среднее значение пористости по НТК близко к керновым определениям. Для проектирования принимается пористость, равная 12%, и проницаемость - 8 Mq. Нефтенасыщенность, определяемая по промыслово-геофизическим, равна 80%. 2 Техническая часть 2.1 Бурение многозабойных (мелкозабойных), горизонтально разветвленных и горизонтальных скважин Многозабойными (мелкозабойными) считаются скважины, из которых пробурены ответвляющиеся стволы для решения различных технико-геологических задач (рисунок 1). Любая многозабойная скважина является наклонно-направленной, так как для бурения нового ответвления требуется отклонить ствол от первоначального направления. Горизонтально разветвленные скважины - это разновидность многозабойных, так как их проводят аналогичными способами, но в конечном интервале бурения зенитный угол доводят до 90°. К конструкции многозабойной скважины предъявляются следующие основные требования: ствол скважины должен позволять прохождение к забоям стволов бурящейся скважины и отклоняющих компоновок требуемых геометрических параметров; во всех интервалах ствола должна быть возможность искривления скважины с максимальной интенсивностью; все участки скважины должны обеспечивать возможность крепления искривленных интервалов обсадными трубами; по возможности ствол скважины должен позволять проведение геофизических исследований.  Рисунок 1 - Схема вскрытия многозабойными скважинами неравномерно проницаемых известняков Технология проводки многозабойной скважины сводится к следующему. До кровли продуктивного пласта или же несколько выше бурят обычную скважину. От нее в продуктивном пласте в разные стороны бурятся ответвления (дополнительные стволы). В первую очередь до проектной глубины проводится ствол, имеющий максимальное проектное отклонение. Последующие дополнительные стволы забуриваются из него последовательно снизу вверх. В случае если продуктивный пласт сложен неустойчивыми породами, ограничиваются бурением одного ствола с горизонтальным вхождением в пласт. После того как многозабойная скважина пробурена, ее, как правило, до места зарезки самого верхнего дополнительного ствола обсаживают колонной. Для бурения резко пологих дополнительных пластов были разработаны специальные компоновки низа бурильной колонны. Основной частью этих компоновок является короткий забойный двигатель, позволяющий производить искривление стволов с радиусом кривизны порядка 25...50 м вместо 250 м и выше, получаемых при работе стандартными забойными двигателями. Кроме того, сравнительно небольшая масса и малая длина коротких забойных двигателей позволяют значительно эффективнее использовать момент упругих сил, создаваемый обычными отклонителями. Строительство многозабойной скважины предполагает бурение нескольких ответвлений от основного ствола. Эти ветви совсем не обязательно будут продуктивными. Их функция может быть и в нагнетании достаточного давления для извлечения нефти из пластов. Если нефтяное месторождение находится на мощных доломитовых пластах, характеризующихся вертикальной трещиноватостью, горизонтально-разветвленные скважины позволяет значительно повысить объемы добычи. Наибольшая эффективность достигается при подпоре залежи водой. На больших площадях переслаивающихся песчаников горизонтально-разветвленные многозабойные скважины тоже показывают свою эффективность. Естественно, что промышленная проводка и эксплуатация начинаются только после того, как будут выполнены геофизические исследования. Если геологические условия участка на определенной глубине являются схожими, достаточно изучить только один вертикальный ствол. Ответвления проверяются более тщательно, с оценкой углов наклона и протяженности стволов. Для бурения многозабойных скважин используется стандартное буровое оборудование. По ряду параметров определяются оптимальные показатели грузоподъемности и мощности такой техники. Учитываются силы сопротивления, возникающие при резком искривлении и в стволах с горизонтальным направлением. Правильное соблюдение данных критериев гарантирует корректную работу обсадной и бурильной колонны. Три основных требования к конструкции многозабойной скважины: свободный проход по стволу скважины к забоям; должна быть предусмотрена возможность для интенсивных искривлений в любой части ствола; возможность крепления любого интервала скважины с помощью обсадных труб. Кроме того, строительство ствола должно обеспечивать возможность выполнения геофизических исследований. |