Особенности эксплуатации скважин с боковыми стволами в ООО НГДУ «Туймазанефть»

3. Особенности эксплуатации скважин с боковыми стволами в ООО НГДУ «Туймазанефть»

3.1 Опыт применения и перспективы бурения боковых стволов на месторождениях ООО НГДУ «Туймазанефть»

В ООО НГДУ «Туймазанефть» задача сохранения текущих значений рентабельной добычи нефти в условиях, когда текущие коэффициенты нефтеотдачи приближаются к проектным, а обводненность продукции превышает 90%, становится остро актуальной.

Частично эта задача решается за счет применения методов увеличения нефтеотдачи. Так на Туймазинском месторождении в различное время применялись такие методы, как гидроразрыв пласта, закачка цеолита, комплексных осадкогелеобразующих композиций, кислотные обработки, гидродинамические методы повышения нефтеотдачи и другие. В последнее время нашел применение метод зарезки боковых стволов.

Бурение боковых стволов в условиях НГДУ «Туймазанефть» можно разделить на три этапа.

Первый этап – бурение боковых стволов на карбонаты кизеловского горизонта. Основной задачей бурения боковых стволов на этот горизонт являлось увеличение дебитов жидкости, путем совершенного вскрытия пласта. Увеличение степени совершенства вскрытия предполагалось осуществить спуском хвостовика до кровли карбонатов, вскрытием продуктивного коллектора на чистой воде с добавлением ПАВ и последующей кислотной обработкой для создания каверн в открытом стволе с целью увеличения поверхности призабойной зоны пласта.

На кизеловский горизонт пробурено 26 боковых стволов. Средний дебит жидкости составил 2,5 м³/сут, нефти – 1,4 т/сут, обводненность продукции – 38%. Накопленная добыча нефти по скважинам с БС кизеловского горизонта на 01.01.2004 года составила 70539 тонн. Все БС этого горизонта эксплуатируются с открытым забоем.

По скважинам, пробуренным по старой технологии, дебиты составляли: жидкости – 2,5 м³/сут, нефти – 1,4 т/сут, обводненность – 38%.

Как видно, дебиты жидкости и нефти возросли вдвое. Однако малые значения дебитов не позволяют в дальнейшем практиковать бурение боковых стволов на кизеловский горизонт. Это обусловлено низкими значениями пористости, проницаемости и малой нефтенасыщенностью толщи всего скелета пласта.

Второй этап – бурение боковых стволов на пласт DII.

В процессе разработки пласта DII внедрены все проектные технологические рекомендации, дополнительно широко применялся форсированный отбор жидкости с увеличением дебитов жидкости с 57 до 209 м³/сут, т.е. почти в два раза. Значительный рост дебитов связан с развитием системы заводнения путем разрезания залежи рядами нагнетательных скважин. Скважины отрабатывались до высоких значений ВНФ. ВНФ по скважинам пласта DII изменялся от 0,01 до 428 т/т, при достижении обводненности 99 – 100% они отключались. Отключение скважин пласта DII также обусловлено наличием возвратного вышележащего объекта DI, с хорошей продуктивностью, что побуждало к преждевременному прекращению эксплуатации малодебитных скважин. Проектная плотность сетки скважин составляет 20 га/скв в нефтяной зоне (НЗ) и 50 – 60 га/скв в водонефтяной зоне (ВНЗ). Текущая плотность составляет 14,8 га/скв в НЗ и 26,7 га/скв в ВНЗ, что меньше проектной. Это обусловлено тем, что большинство скважин, пробуренных на пласт и расположенных в контуре нефтеносности залежи горизонта DI были углублены на пласт DII сразу после бурения. Отставание в сроках и темпах разбуривания ВНЗ определило низкие показатели выработки запасов из нее. Общая площадь нефтеносности залежи составляла 8456 га, эксплуатационный фонд – 39 скважин, тогда плотность сетки составит 214 га/скв. Чтобы извлечь остаточные запасы нефти из пласта при темпе отбора 1,99% от остаточных извлекаемых запасов понадобится 50 лет. Поэтому необходимо обновление фонда скважин, что осуществляется путем зарезки боковых стволов и углублением.

Особенностью залежи является не поршневое вытеснение нефти, а постепенное поднятие ВНК. В результате из-за ухудшения коллекторских свойств нефть не втесняется из слабопроницаемых прикровельных участков залежи. При бурении боковых стволов планируется нефть добывать из прикровельной части пласта.

Третий этап – бурение боковых стволов на пласт DIV.

Пласт выведен из эксплуатации в 1995 году. До отключения пласта работало 10 скважин, накопленная добыча составляет 963 тыс. тонн нефти. В течении 1995–1999 годов происходило перераспределение нефти и пластовой воды в пределах залежи. Развитие системы заводнения пласта DIV не предусматривалось, так как пласт имеет обширную законтурную область и даже при значительных отборах жидкости при форсированной добыче, пластовое давление оставалось достаточно высоким и стабильным. В 1999 году проведена зарезка бокового ствола на скважине 711, которая не эксплуатировала пласт из-за аварии на забое. Скважина 711С1 вошла в эксплуатацию с дебитом по жидкости 108,7 м³/сут, нефти 79,8 т/сут, обводненностью 18,1%. Для полной гарантии достижения расчетной конечной нефтеотдачи и выработки остаточных извлекаемых запасов целесообразно пробурить в пределах залежи несколько боковых стволов.

Всего на 01.01.2004 года на девонские отложения Туймазинского месторождения пробурено 91 боковой ствол. Средние дебиты БС по пласту DІ – 2,4 т/сутки, DІІ – 5,2 т/сутки, DІV – 6 т/сутки. Накопленная добыча нефти по девонским отложениям Туймазинского месторождения – 344449 тонн.

В 2001 году на Туймазинском месторождении боковые зарезки были проведены на бобриковский горизонт и на карбонаты среднефаменского подъяруса. В боковом стволе, пробуренном на среднефаменские отложения был получен приток нефти 5,2 т/сутки. Накопленная добыча по фаменским отложениям составляет 4638 тонн при обводнении продукции 41,5%. Всего на среднефаменский подъярус пробурено 6 боковых стволов.

Институтом «БашНИПИнефти систематически выполняется технико-экономические исследования в области техники и технологии бурения и эксплуатации боковых стволов. Работа института «Технико-экономическое обоснование бурения боковых стволов с целью повышения выработки запасов месторождений Башкортостана» по своему содержанию является инвестиционным проектом. Определена программа по бурению 247 боковых стволов на нефтяных месторождениях шести НГДУ. Подобраны 226 скважин с глубиной зарезки бокового ствола 1300 м и 21 скважина с глубиной зарезки 1600–1800 м.

Анализ пробуренных и технико-экономические расчеты по вновь предлагаемым к бурению боковым стволам скважин показали достаточно высокую технологическую и экономическую эффективность данного направления по усовершенствованию существующих систем размещения скважин, в том числе для залежей с карбонатными коллекторами.

По ООО НГДУ «Туймазанефть» в 2004 году планируется восстановить из бездействия методом зарезки боковых стволов 17 скважин с целью извлечения остаточных запасов нефти в продуктивных пластах девонских отложений (DІ и DІІ), а также в отложениях фаменского яруса (D_фам), бобриковского и радаевского горизонтов (С₁^bb).

Рассмотренный опыт применения зарезки и бурения боковых стволов в скважинах Туймазинского месторождения с целью повышения нефтеотдачи показывает оправданность метода на заключительных стадиях разработки продуктивных объектов. Показатели работы боковых стволов на уровне выше экономически предельных при незначительных капитальных затратах свидетельствуют о технологической и экономической эффективности бурения БС. При этом совершенствование техники и технологии бурения БС, способов эксплуатации боковых стволов, наличие значительных остаточных извлекаемых запасов на месторождении приводит к расширению области применения метода и увеличению объемов бурения БС.