Геолого-физическое обоснование точки заложения забоя бокового ствола

Строительство боковых стволов на заводненных объектах с целью повышения нефтеотдачи является одной из наиболее сложных задач, требующей наличия информации о распределении по пласту остаточных запасов нефти.

Остаточная нефть в заводненных пластах сосредоточена:

– в слабопроницаемых пропластках и в застойных зонах, не охваченных заводнением – 27%;

– в застойных зонах неоднородных пластов – 19%;

– в линзах, вскрытых недостаточным числом скважин – 16%;

– в виде пленочной нефти – 30%;

– вблизи зон смещения коллекторов (непроницаемые экраны) – 8%.

Учитывая это, бурение боковых стволов принципиально возможно во всех перечисленных случаях, кроме бурения их в заводненных зонах с остаточной пленочной нефтью.

Задача определения остаточных запасов нефти по пласту решается на основе анализа карт первоначальных нефтенасыщенных толщин, суммарных и текущих отборов нефти и воды, карт изобар. В результате анализа геолого-промысловой информации, построения структурных карт по кровле и подошве пласта, карт первоначальных эффективных нефтегазонасыщенных толщин, геологических профилей и схем сопоставления, определения положения водонефтяного контакта, средних значений основных параметров физико-химических свойств пластовой и поверхностной нефти, пористости и проницаемости, нефтенасыщенности, коэффициента расчлененности в зоне дренажа проектируемого бокового ствола подсчитывают начальные геологические и извлекаемые запасы нефти и по разнице между запасами и накопленной добычей нефти находят остаточные запасы нефти.

До окончательного принятия решения о строительстве боковых стволов наряду с анализом геологического строения объекта рассматривается состояние его разработки, а именно:

– анализируется использование пробуренного фонда скважин, фонда скважин с БС, пробуренных ранее, его добывные возможности, плотность сетки скважин. Для строительства БС предпочтительнее редкая (12 га/скв и более) плотность разбуривания залежи (объекта);

– на основе анализа добычи нефти, темпов отбора, достигнутой нефтеотдачи делается вывод о степени выработанности объекта и стадии его разработки;

– путем анализа закачки воды, соотношения между закачкой воды и отбором жидкости устанавливается энергетическое состояние объекта.

Наряду с анализом геолого-промысловых данных пласта необходимо создание геологической и фильтрационной моделей пласта на основе специальных компьютерных программ. Для решения задачи поиска остаточных запасов в застойных зонах залежей Туймазинского месторождения была применена интегрированная система СИГМА, предназначенная для накопления и обработки геолого-физической, технологической и промысловой информации с целью построения объемной геологической и гидродинамической моделей залежи и контроля за разработкой месторождения. Некоторые прикладные задачи, решаемые данным пакетом: построение планшетов и схем корреляций, построение различных отчетов, построение карт, проведение площадного анализа и подсчета запасов

Общий алгоритм определения застойных (невыработанных зон) на нефтяных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки и прогноза места и направления проводки БС показан на рисунке 7.

Для повышения результативности бурения боковых стволов необходимо совершенствование техники и технологии бурения и повышения достоверности геологического обоснования местоположения забоя, его направления и отхода от забоя пробуренной скважины, геологическое и фильтрационное моделирование пласта и тщательный экономический прогноз.

Успешность бурения боковых стволов зависит в первую очередь от обоснованности выбора точки расположения забоя бокового ствола.

С целью доизвлечения остаточных запасов нефти, сосредоточенных в верхней продуктивной пачке пласта DI (пачка «а»+ «б»), характеризующейся низкими значениями фильтрационно-емкостных характеристик и недостаточной выработанностью запасов, была предложена скважина №1554 Туймазинской площади, находящаяся в пьезометрическом фонде. Забой бокового ствола скважины предполагается расположить на участке скважин №№2407, 1555, 1556, 163 (таблица 20). Геолого-физические параметры и свойства насыщающих флюидов пласта DI в зоне предполагаемого забоя бокового ствола представлены в таблице 19. До отключения эксплуатационными объектами скважины №1554 являлись продуктивные пласты DI+ DII терригенных отложений девона.

Таблица 19. Результаты исследований скважин выбранного участка

Таблица 20. Показатели работы скважин выбранного участка

Строительство боковго ствола в скважине №1554 с целью повышения нефтеотдачи является сложной задачей, требующей наличия информации о распределении по пласту остаточных запасов нефти.

Для определения остаточных запасов в предполагаемой зоне дренирования проектного бокового ствола необходимо определить первоначальные извлекаемые запасы на выбранном участке скважин.

Определение первоначальных извлекаемых запасов произведем объемным методом подсчета. Пользуясь картой эффективных нефтенасыщенных толщин отдельно по продуктивным пачкам пласта (рисунки 8, 9), выделим границы участка, условно приняв их положение на расстоянии в половину расстояния между скважинами данного и соседних участков. Размеры выбранного участка 1125× 850 м.

Площадь участка составляет 745313 м².

Продуктивные пачки пласта DI на данном участке выдержаны по площади, первоначально залежь является чисто нефтяной, скважины перфорированы по всей толщине продуктивного пласта, количество и качество геолого-геофизического материала позволяет считать запасы участка по категории А.

Подсчет запасов объемным методом производится по следующей формуле

Q=F·h·m·β ·η ·ρ ·θ, т (1)

где Q – извлекаемые запасы нефти, т;

F – площадь нефтеносности, м²;

h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

m – средний коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород, доли единицы;

β – средний коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;

η – коэффициент нефтеотдачи, доли единицы;

ρ – плотность нефти на поверхности, т/м³;

θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти

Расчет объема нефтенасыщенной части пласта произведем методом графического интегрирования (рисунки 10, 11, 12)

При использовании этого метода вначале определяется площадь сечения нефтенасыщенной части пласта в направлениях наиболее тесного расположения скважин или озопахит. Площадь сечения определяется по нескольким поперечным профилям. Профиль пласта пласта вычерчивается в масштабе, его площадь вычисляется как сумма площадей составляющих его фигур. Кроме поперечных профилей вычерчивается один продольный профиль, соединяющий середины поперечных профилей.

4 – изопахиты

- скважины

1–1…5–5 – сечения участка

Рисунок 8 – Карта нефтенасыщенных толщин основной пачки

Рисунок 9 – Карта нефтенасыщенных толщин верхней пачки

а – сечение 1–1; б – сечение 2–2

Рисунок 10 – Определение площадей нефтенасыщенной части пласта методом графического интегрирования

а – сечение 3–3; б – сечение 4–4

Рисунок 11 – Определение площадей нефтенасыщенной части пласта методом графического интегрирования

Рисунок 12 – Определение объема нефтенасыщенной части пласта

Объем нефтенасыщенных песчаников основной пачки пласта DI на выбранном участке

V= 3772589 м³

Согласно карты эффективных нефтенасыщенных толщин верхней продуктивной пачки (рисунок 9) средняя нефтенасыщенная толщина пачки «а» на выбранном участке составляет 1 м.

Объем нефтенасыщенных песчаников верхней пачки

V =745313 м³

Средний коэффициент открытой пористости

для основной пачки

%, (2)

для верхней пачки

%, (3)

где m_i – значения коэффициентов пористости по скважинам, %

Коэффициент нефтенасыщенности

для основной пачки

, (4)

для верхней пачки

, (5)

где β _i – коэффициенты нефтенасыщенности по скважинам, доли единицы

Величины расчетных коэффициентов нефтеотдачи по блоку IX, в котором расположены скважины выбранного участка, составляют

для основной пачки – 0, 65;

для верхней пачки – 0, 47

Усадка нефти

%, (6)

где b – объемный коэффициент нефти

Пересчетный коэффициент

, (7)

Начальные извлекаемые запасы по участку определяются по формуле (1)

запасы основной пачки

Q_о = 3772589·0, 175·0, 81·0, 65·0, 847·0, 86 = 253196, 5 т

запасы верхней пачки

Q_в = 745313·0, 156·0, 76·0, 47·0, 847·0, 86 = 30252, 2 т

суммарные запасы

Q = Q_о + Q_в = 253196, 5 + 30252, 2 = 283448, 7 т, (8)

Удельные начальные извлекаемые запасы, приходящиеся на одну скважину выбранного участка

т, (9)

Удельные запасы верхней пачки

т, (10)

Остаточные запасы нефти определим по значениям накопленных отборов скважин выбранного участка, используя карту накопленных отборов по пласту DI на 01.01.2004 года (рисунок 13)

Суммарная накопленная добыча нефти по участку составляет 177739, 8 тонн.

Остаточные запасы по участку

Q_oст = Q – Q_нак, = 283448, 7 – 177739, 8= 105708, 9 т, (11)

где Q_oст – остаточные запасы, т;

Q – начальные извлекаемые запасы, т;

Q_нак – накопленная добыча нефти, т

Коэффициент извлечения нефти по участку

, (12)

Проанализируем выработку верхней пачки пласта.

В таблице 21 представлены результаты исследований добывающих скважин № №2407, 1555 дистанционным дебитомером.

Как видно из таблицы 21, приток из самых верхних зон прикровельной части пласта DI отсутствует. Это качественно подтверждает сосредоточение остаточной нефти в прикровельной части пласта. Поэтому можно предположить, что выработки запасов верхней пачки пласта в зонах дренирования скважин №2407 и №1555 не происходило.

Согласно работы /5/ запасы верхней продуктивной пачки пласта DI относятся к трудноизвлекаемым (вязкость нефти в пластовых условиях меньше 50 мПа·с, проницаемость более 0, 2 мкм², нефтенасыщенная толщина 1 м)

Таблица 21. Результаты исследований скважин на приток

По результатам геофизических исследований скважин №№1556, 163 можно утверждать, что запасы нефти верхних пачек продуктивных пластов вырабатывались, но недостаточно. Об этом свидетельствует то, что в этих скважинах коллектор охарактеризован как нефтеводонасыщенный и величина остаточной нефтенасыщенности значительна 0, 63 в скважине №1556 и 0, 62 в скважине №163 (по данным обработки каротажных диаграмм по скважинам).

Коэффициент извлечения нефти верхней пачки по данным геофизических исследований скважин №1556 и №163

, (13)

где η _в – коэффициент извлечения нефти верхней пачки, доли единицы;

β _н – средняя начальная нефтенасыщенность, доли единицы;

β _о – средняя остаточная нефтенасыщенность, доли единицы

Коэффициент нефтеотдачи η _в^г характеризует выработку запасов в зонах дренирования скважин №1556 и №163. Если воспользоваться значениями удельных начальных запасов верхней пачки по участку, то остаточные запасы верхней пачки составят

30252, 2 – 15126, 2·0, 194 = 27317, 7 т, (14)

где Q₁ – удельные запасы нефти верхней пачки, приходящиеся на скважины №1556 и №163, т

Коэффициент нефтеотдачи верхней пачки

, (15)

Остаточные запасы основной пачки

т, (16)

Коэффициент извлечения нефти основной пачки

, (17)

К причинами неполной выработки верхней продуктивной пачки пласта DI можно отнести:

– худшие по сравнению с основной пачкой фильтрационно-емкостные характеристики, в связи с чем запасы нефти в верхней пачке можно отнести к трудноизвлекаемым;

– предусмотренное проектом 1987 года повышение давления нагнетания до 20 МПа для интенсификации разработки пластов верхней пачки не было реализовано;

– реализованная сетка разбуривания пласта DI с целью совместной эксплуатации всех продуктивных пачек пласта не была оптимальной по плотности для верхней пачки.

Учитывая результаты исследований скважин выбранного участка, определения остаточных запасов по продуктивным пачкам пласта DI с целью доизвлечения остаточных запасов основной пачки и вовлечения в разработку пластов верхней продуктивной пачки бурение бокового ствола из скважины №1554 целесообразно. Эффект достигается за счет уплотнения сетки скважин эксплуатирующих пласт DI на выбранном участке.

Текущая плотность сетки скважин на выбранном участке составляет

м²/скв, (18)

где F – площадь участка, м²;

n – количество скважин

Плотность сетки скважин после строительства бокового ствола

м²/скв, (19)