Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и разработка технологии повышения эффективности выработки запасов нефти ачимовских залежей многоствольными скважинами

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка технологии повышения эффективности выработки запасов нефти ачимовских залежей многоствольными скважинами"

На правах рукописи

005006641

ЛЕВКОВИЧ СЕРГЕЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ АЧИМОВСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ МНОГОСТВОЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- 8 ДЕК 2011

Тюмень - 2011

005006641

Работа выполнена в производственном отделе нефтегазодобывающего управления «Комсомольскнефть» Открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз» (НГДУ «Комсомольскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»)

Научный руководитель - кандидат технических наук

Колесник Евгений Владимирович

Официальные оппоненты: - начальник отдела ГДИС ООО «БашНИПИнефть»

Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский

научно - исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 23 декабря 2011 года в 16.00 часов на заседании диссертационного совета Д.212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 23 ноября 2011 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук Федоров Вячеслав Николаевич Генеральный директор ООО «НИИЦ НГТ» - кандидат технических наук Севастьянов Алексей Александрович

доктор технических наук, профессор

Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Достижение максимального рентабельного коэффициента извлечения нефти (КИН) из залежей со сложным геологическим строением, низкой проницаемостью, наличием разломов, зон малых нефтенасыщенных толщин, водонефтяных зон - является на сегодняшний день основной задачей нефтяной отрасли. Большинство оставшихся запасов углеводородного сырья ОАО «Сургтнефтегаз» относятся к трудноизвлекаемым, например к залежам месторождений, приуроченных к ачимовским отложениям. Они характеризуются непредельным нефтенасыщением коллекторов, существенной неоднородностью значений проницаемости и низкими величинами фильтрационно-емкостных свойств. Для получения рентабельных показателей разработки в ОАО «Сургутнефтегаз» с 1993 г. начато массовое бурение горизонтальных скважин на пласты АС4.8 (Федоровское месторождение) и БСш (Конитлорское месторождение). Качественный технологический прорыв в начале 2000-х годов позволил ОАО «Сургутнефтегаз» бурить и эксплуатировать скважины с ответвлениям, имеющими азимутальную трассировку. С 2001 г. применяется уплотнение сетки скважин путем строительства двух, трех и более четырех боковых стволов в одной скважине. Согласно данным их эксплуатации в высокообводненных длительно разрабатываемых залежах с одной стороны наблюдается ухудшение работы окружающих скважин за счет интерференции и снижения пластовой энергии, с другой - повышение эффективности дренирования залежи, изменение направления и скорости фильтрации пластовых флюидов и деформация пород коллектора. При разработке низкопродуктивных ачимовских пластов с применением нескольких сотен многоствольных скважин (МСС) наблюдалось снижение дебита окружающих скважин. Это обусловлено падением пластового давления в зонах дренирования пласта боковыми стволами.

Анализ промысловой информации позволил ведущим российским специалистам (Кочетков Л.М., Поляков В.Н., Федоров В.Н.) установить основные факторы снижения качества и эффективности этой технологии,

особенно, на поздней стадии разработки ачимовских залежей. Выявлено отсутствие системного подхода к процессу управления системой «скважина сложного профиля - пласт», причем не учитывается взаимозависимость ачимовской залежи, конструкции забоя и режима эксплуатации добывающих скважин. Отсутствуют методы обоснования количества стволов, азимутального направления, радиуса дренирования. В этой связи совершенствование технологий разработки ачимовских отложений многоствольными скважинами с целью их эффективного применения является крайне актуальной задачей.

Цель работы

Повышение эффективности выработки запасов нефти ачимовских залежей путем совершенствования технологий их разработки с применением многоствольных скважин.

Основные задачи исследования

1. Анализ результатов эксплуатации многоствольных скважин на месторождениях Западной Сибири с целью выявления условий повышения эффективности их применения.

2. Исследование принципов аналитического и численного моделирования процессов фильтрации к многоствольным скважинам.

3. Обоснование оптимальной конструкции многоствольных скважин, эксплуатирующих ачимовские отложения.

4. Промысловая апробация схемы эксплуатации сложнопостроенных залежей МСС, обеспечивающей наибольшую продуктивность скважин и максимально возможную выработку запасов нефти.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является эксплуатационная скважина с несколькими стволами в продуктивном пласте; предметом - технология извлечения нефти ачимовских залежей.

Научная новизна выполненной работы

1. В результате проведения вычислительных экспериментов установлено, что увеличение количества стволов при сохранении суммарной длины фильтра

не приводит к увеличению степени выработанное™ запасов, как в краткосрочном, так и в долгосрочном прогнозе.

2. Выявлено, что при эксплуатации объектов ачимовских отложений многоствольными горизонтальными скважинами образуются застойные зоны, причем их площадь увеличивается с возрастанием количества стволов.

3. Разработана гидродинамическая модель, которая позволяет достоверно оценить производительность многоствольных скважин с учетом взаимодействия ачимовских залежей и эксплуатируемых ответвлений, нестационарности процесса фильтрации, существенной неоднородности и анизотропии пласта. В такой постановке задача изучается впервые.

Практическая ценность и реализация

1. Для обеспечения максимальной выработки запасов нефти ачимовских залежей обоснована эффективность применения двухствольной скважины с величиной азимутального угла между забоями 180°. Разработанная схема вскрытия ачимовских залежей, обеспечивает наибольшую продуктивность скважин и максимальную добычу углеводородного сырья без образования застойных зон.

2. Применение предложенной схемы вскрытия двухствольной скважиной на объекта Ач Конитлорского месторождения позволило за 3 года эксплуатации добыть более 46 ООО тонн, в то время как четырехствольные скважины, построенные на это объект добывали не более 30 ООО тонн.

Основные защищаемые положения

1. Современное состояние разработки ачимовских залежей при высоком уровне неоднородности коллекторов требует повышения эффективности выработки запасов. Одной из технологий модернизации системы разработки является применение многоствольных скважин сложного профиля.

2. Гидродинамическая модель притока жидкости к многоствольным скважинам в коллекторах сложной неоднородной структуры с распределением проницаемости по латерали случайным образом в определенном интервале (на примере Конитлорского месторождения).

3. Технология выработки запасов двухствольной конструкцией скважины с субгоризонтальным окончанием ачимовских пластов Конитлорского месторождения.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 -Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно: пункту 3 «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования» и пункту 5 «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов».

Апробация результатов работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: Международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (Тюмень, 2008 г). Международном симпозиуме им. академика Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2009, 2010 гг), научно - технических советах НГДУ «Комсомольскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз», семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (2010 - 2011 гг.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 10 печатных работах, в том числе в 3 изданиях, рекомендованных ВАК РФ и одной монографии.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 135 страницах машинописного текста, содержит 15 таблиц, 85 рисунков. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 117 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость диссертационной работы, определены основные задачи исследований и защищаемые положения.

В первом разделе выполнен критический анализ результатов применения многоствольных скважин, теоретической базой которого являются труды российских исследователей.

Для увеличения нефтеотдачи пластов и выработки недренируемых остаточных запасов на поздней и завершающих стадиях разработки месторождений применяется бурение боковых горизонтальных стволов (БГС) в скважинах, выведенных из эксплуатации. Отечественный и зарубежный опыт показывает, что эффективность БГС во многом зависит от обоснованности выбора объекта эксплуатации, а также технологической схемы расположения горизонтального ствола. В трудах ведущих специалистов нефтегазовой отрасли Л.М. Кочеткова и В.Н. Полякова сделаны важные выводы о том, что состояние теоретических, прикладных исследований и разработок по решению ключевых проблем эксплуатации подобных скважин характеризуется отсутствием учета влияния взаимосвязи и взаимозависимости между основными частями и комплексом элементов геолого-технической системы в процессе эксплуатации трудноизвлекаемых запасов. Причиной снижения качественных технико-экономических показателей применяемых технологий являются нестационарные процессы гидродинамического взаимодействия вскрытых пластов со стволом скважины. Это подтверждается результатами термогидродинамических исследований многоствольных скважин

месторождений ОАО «Сургутнефтегаз», проведенных Федоровым В.Н., например, в продуктивных пластах ачимовской толщи. Низкоэффективная разработка этих отложений на некоторых месторождениях ведется более 10 лет. Оценка влияния эксплуатации боковых стволов на эффективность разработки слабозаводненных 149 участков залежей пласта БС18-20 показала, что в 67% окружающих добывающих скважин дебит нефти снизился на 0,7 т/сут. Неоднозначная ситуация и с процессом эксплуатации МСС, Так, например, на скважине №3725 Федоровского месторождения был осуществлен вариант с бурением двух ответвлений из основного ствола (пласт ЮС|). Фактическое расположение боковых ответвлений не совпадает с проектным. Анализ технологических показателей показывает, что через 6 месяцев эксплуатации наблюдается резкое падение дебита нефти и рост обводненности (рисунок 1). Аналогичная ситуация наблюдается на скважине №3578 пласта БСп Федоровского месторождения.

Скв № 3725 ЮС1

у= 161.04е

R = 0,6401

R2 = 0,4135

Месяцев в »ксплуатации_

■ дебит, TjcyT д Обводненность, Ч

Рисунок 1 - Динамика дебитов и обводненности по скважине №3725

Федоровского месторождения Строительство и эксплуатация МСС применяется и на месторождениях ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз». Скважина № 1Г Северо -Янгтинского месторождения введена с начальными параметрами: дебит нефти - 262.8 т/сут, дебит жидкости - 277.4 т/сут при обводненности добываемой

продукции - 5.3 %. В дальнейшем скважина эксплуатируется фонтаном при Р = 16,9 МПа, дебитом нефти 254,7 т/сут и обводненностью 0,2 %. Накопленная добыча нефти на 01.01.2008 г. составляет 167,1 тыс. т. Полученные результаты ниже запланированных в 1,4 раза по дебиту нефти (0н„р=362,7 т/сут) и в 1,6 раза по дебиту жидкости (¿>ж.пр.= 445,0 т/сут).

Исследованиями С.Н. Закирова на различных месторождениях показано, что недостаточная эффективность горизонтальных скважин связана с игнорированием реальной неоднородности коллекторских свойств продуктивного пласта. Например, известна веерная схема расположения 12 горизонтальных стволов на пилотном участке пласта АВ).2 Самтлорского месторождения, который представлен тонкослоистыми коллекторами. Фактические данные эксплуатации этих скважин показывают, что в среднем их продуктивность соизмерима с продуктивностью соседних вертикальных добывающих скважин, простимулированных ГРП. Это закономерный результат, так как указанные стволы располагаются без достаточного учета геологической обстановки в районе рассматриваемого куста, заложенных при отсутствии 31) геологической модели.

Очевидно, что единых подходов к проектированию многоствольных скважин не разработано, в связи с чем наблюдается значительное различие между проектными и фактическими показателями их эксплуатации. Этому способствует ограниченное количество публикаций и отсутствие точных методов определения оптимальной конструкции МСС, учитывающих влияние как отдельных факторов на производительность скважин, так и совокупность этих факторов. Необходимо исследовать взаимосвязь азимутального расположения бокового ствола с неуправляемыми геолого-геофизическими особенностями ачимовских залежей и управляемыми параметрами их разработки.

Во втором разделе рассматриваются известные решения задачи моделирования притока к многоствольным скважинам.

Одной из наиболее известных зависимостей, описывающих приток к таким скважинам, является уравнение Борисова Ю.П., Пилатовского В.П., Табакова В.П.

_ _ 2 я&и>

, _ . 1ь'та И , (Ийпа 1пй, -1п-7—г- + — 1п

(1)

х(п) Т/.«"\ 2т•„ J

где АР - депрессия, Па; - радиус контура питания, м; £ - коэффициент гидропроводности, м3/Па-с; г - радиус горизонтального ствола, м; п — число стволов; а — угол наклона ствола от вертикали, град; / — длина отдельного ствола, функция х(л) равна 4; 2; 1.86; 1.78 при п- числе соответственно стволов 1; 2; 3 и 4

При п=2 и «=90° формула (1) преобразуется в формулу Борисова Ю.П. для горизонтальных скважин (ГС). В этом случае / равно половине длины ствола ГС. Учитывается фильтрационное сопротивление при моделировании многоствольной скважины только в горизонтальной плоскости прямыми стволами одинаковой длины, расположенными на равном удалении друг от друга. Следует отметить, что при практической реализации стволы многоствольной скважины могут быть различной длины и конфигурации.

Григулецкий В.Г. и Никитин Б.А. анализировали влияние различных факторов на дебит многоствольной горизонтальной одноярусной скважины при помощи несколько измененной формулы, учитывающей анизотропность пласта

а- м , , (2)

I 1-п \2лг¥) где /}— параметр анизотропии проницаемости пласта. Для одноярусной многоствольной горизонтальной скважины известно также уравнение

е=-т-г^-О)

2 |п + У^Тг + ,1 О

п Г'г 1-п \2лг„)

в котором если принять п=2, то (3) получит вид формулы Джоши, в которой вместо малой полуоси эллипса используется радиус контура питания, а для описания течения к точечному стоку уравнение Борисова Ю.П.

Формула Меркулова В.П. используется для расчета притока жидкости к кусту скважин с горизонтальными забоями:

е--——-г-^Ц--г—^ (4)

где 8 - относительное смещение горизонтального ствола от среднего положения в пласте, а значения параметров а, Ь, с* ,Л определяются следующим образом

а =1 + 2И, 6' = 2/й + 4/г2, с'=/, Я = 0,426//й + 4,45 При разработке достоверной модели притока к МСС в работах С.К. Сохошко отмечено, что в должной мере остаются не исследованы факторы, влияющие на профиль притока для эффективного проектирования траектории ствола в вертикальной плоскости продуктивного пласта. С этой целью были решены задачи притока к горизонтальным и многозабойным нефтяных скважин без учета гидравлических потерь и сопротивления в стволах, в дальнейшем эти потери были учтены при рассмотрении притока к многоствольным скважинам.

Рассмотренные решения с учетом детерминированного значения анизотропии пласта не позволяют получить решение гидродинамических задач эксплуатации МСС в ачимовских залежах с существенной анизотропией и хаотичным распределением значения проницаемости по латерали. Традиционно учет анизотропии проницаемости осуществляется, например, в однородно-анизотропном коллекторе при допущении, что направление главных осей тензора проницаемости известны, они совпадают с направлением координатных осей, а одни из осей с траекторией скважины. Для решения задач, рассматриваемых в настоящей работе эти условия не применимы, так как МСС имеют достаточно сложные профили.

Анализ проведенных вычислительных экспериментов по решению задачи нестационарной фильтрации к многоствольным скважинам, выполненных различными исследователями, также не привел к однозначным результатам. Так, например, изучалось влияние искривления ствола в горизонтальной плоскости, а также влияние ответвлений и разделение на несколько стволов. Данные по отношению (кратности) продуктивности многоствольной скважины к продуктивности прямого ствола ГС этой же длины, полученные в работе JI.X. Фокеевой, свидетельствуют о том, что искривление ствола в азимутальной плоскости на 90° снижает продуктивность всего лишь на 1%, на 180° - на 4 %, а модель ствола в виде окружности имеет гораздо большее снижение - 15%. Наличие ответвлений уменьшает продуктивность скважины. Так, для скважины с тремя разнесенными стволами на одинаковое расстояние друг от друга снижение продуктивности составляет 6 % для скважины с четырьмя стволами -12%. Чем больше пересечений стволов, тем меньше значение получаемой продуктивности. Фрактальная структура ачимовского пласта при заданной длине ствола резко снижает продуктивность.

Таким образом, в настоящее временя в основном разработаны методы оценки продуктивности многоствольных горизонтальных скважин для однородного изотропного и анизотропного пласта с простейшей геометрической формой расположения стволов, для стволов с одинаковыми длинами и одинаковыми забойными давлениями. В действительности рассмотренные условия являются значительным упрощением. В связи с этим, авторы Алиев З.С. и др. предлагают производить расчеты не приближенными методами, а путем создания геолого-математической модели фрагмента залежи, который будет вскрыт этими скважинами. Однако в этом случае точность расчетов будет в значительной степени зависеть от размеров ячеек и достоверности используемых данных. Кроме того, в работах известных исследователей моделирование проводится при условии, что горизонтальные ответвления выходят из одной точки в пласте, что в реальности никогда не осуществимо.

Для обоснования длины горизонтального участка, одного из основных параметров конструкции забоя скважины Ишкаевым P.P. разработана методика расчета, основанная на следующих исходных условиях:

- скважина должна работать с дебитом, обеспечивающим заданный срок окупаемости и уровень рентабельности;

- скважина должна иметь максимально возможный период безводной эксплуатации в случае ее проводки в водонефтяных зонах, то есть ограничивающим факторов для пластов водонефтяной зоны является максимально допустимая депрессия, при которой происходит, либо прорыв подошвенной воды в ствол скважины, либо механическое разрушение коллектора и вынос песка в скважины.

Но им же указывается, что определение длины горизонтального ствола недостаточно для принятия решения о целесообразности его строительства. Следует обеспечить охват депрессией всего пробуренного горизонтального ствола. В зависимости от коллекторских свойств вскрытого разреза, гидродинамических условий залежи, физико-химических свойств пластовой жидкости и геометрических параметров ствола и элементов залежи, а также технической оснащенности могут возникнуть условия, когда часть поверхности фильтрации не будет охвачена депрессией и окажется нерабочей, или наоборот, что фильтрационные характеристики вскрытых пород не обеспечат необходимого притока, что при повышенной депрессии на пласт и снижения пластового давления ниже критического создаст условия для прорыва подошвенной воды.

Таким образом, необходимы вычислительные эксперименты на основе вышерассмотренных представлений, но с учетом технологических требований, предъявляемых к траекториям МСС: взаимодействие боковых стволов; нестационарность процесса фильтрации; неоднородность пласта; изменение давления по длине ствола; фильтрационно-емкостных свойств.

В третьем разделе представлены результаты вычислительных экспериментов по выявлению оптимальных профилей многоствольных скважин.

Как известно, ожидаемые показатели эксплуатации горизонтальных скважин оценивают несколькими способами, одним из которых является расчет на трехмерной геолого-гидродинамической фильтрационной модели (программные продукты; Tempest More, Eclipse, Техсхема). Однако данный способ имеет известные существенные недостатки:

- дискретность узловой структуры фильтрационной модели, сопоставимая с длиной горизонтальной части бокового ствола (на практике: 50-350 м) не позволяет должным образом учесть геометрию профиля скважины, на практике весьма существенно различающейся в зависимости от строения пласта;

- допущение о том, что дающей приток является вся эффективная мощность горизонтального ствола в зависимости от коллекторских свойств далеко не всегда корректно, особенно для скважин, проведенных в условиях репрессии на пласт при его резко неоднородном строении;

Отсутствие обоснованного и апробированного математического аппарата, позволяющего корректно учесть анизотропию и скин-фактор, привело к использованию в процессе моделирования различных суррогатных приемов (введение коэффициентов «работающих толщин», «вскрытия» и т.д.), цель которых - привести результаты расчетов в соответствие с фактическими, а при малой изученности залежи - и с «рекомендованными» результатами. В итоге этих действий модель текущего нефтенасыщения на участках предполагаемой эксплуатации боковых стволов приобретает вид, слабо отражающий реальную действительность, а на практике зачастую вводящий в заблуждение недропользователя при адресном планировании этих работ.

В работе А.Ю. Батурина по результатам проведенных исследований показано, что в зависимости от геолого-физических условий залежи и применяемых плотностей сеток скважин, при выполнении проектных работ шаг сетки как геологической модели (с точки зрения точности подсчета запасов

нефти), так и в фильтрационной модели (с точки зрения точности расчета показателей разработки) варьирует в диапазоне 30-100 м, то есть примерно соответствует радиусу зоны внутреннего фильтрационного сопротивления добывающих скважин. Однако на практике длина бокового ствола достигает 350 м. Предлагается методики формирования в фильтрационной модели на базе геологической модели начальной фазовой проницаемости по нефти с использованием промысловой, геофизической и керновой информации на оснве концепции ряда исследователей (С.Н. Закирова, И.С. Закиров). Для этого на эксплуатационном объекте подбирается совокупность вертикальных (вертикально-наклонных) скважин, расположенных, как правило, в чисто нефтяных зонах, в которых проведены гидродинамические исследования и получены надежные определения скин-факторов и коэффициентов продуктивности. Излагаемый способ построения кривых относительных фазовых проницаемостей (ОФП) основан на идеях В.П. Майера, учитывающих особенности фильтрации флюидов в пористой среде как на микроуровне, так и в масштабах эксплуатационного объекта и на основе статистических зависимостей начальных нефте- и газонасыщенностей, остаточных водо- и нефтенасыщенностей от проницаемости пород;

В диссертационной работе в связи с поставленными целью и задачами при моделировании в программном продукте Hydra'Sym (совместно с A.B. Стрекаловым) были заданы геолого-физические условия, максимально соответствующие результатам известных исследований ачимовских залежей. Например, наблюдающуюся неоднородность объекта Ач Конитлорского месторождения по проницаемости сложно представить универсальной функцией распределения. Поэтому распределение проницаемости по ячейкам задавалось случайным образом в определенном интервале. Этот прием предложен В.Д. Лысенко для учета неоднородности пластов при проектировании адаптивной системы разработки. Он считает, что полезна идея установления степени хаотичности при последовательном переходе от одной

точки к другой точке поля или от одного значения к другому значению общей совокупности и определения характерного размера (пространственного или временного шага) хаотической изменяемости. Если фактические размеры превосходят характерный размер, то наблюдается хаотическое изменение значений. При наблюдающейся хаотичности оказываются применимыми наиболее простые математические методы.

Пласт был принят с непроницаемыми границами. В качестве вариантов строительства многоствольных скважин предлагается для проведения вычислительных экспериментов два наиболее полярных варианта: 1 -двуствольная система (рис. 6); 2 - четырех ствольная система скважин (рис. 7).

Для полноценного выявления характера отклонений показателей выработки запасов выбран также промежуточный вариант (рис. 8).

С целью уравновешивания вариантов разбуривания относительно суммарной вскрытой длины общая длина продуктивного забоя стволов во всех вариантах равна 636 м. Поэтому в случае строительства четырехствольной скважины длина каждого ствола в пространстве пласта будет минимальна, а в случае двуствольной скважины максимальна.

Полученные результаты вычислительных экспериментов позволили построить ряд зависимостей, отражающих промысловую эффективность вариантов строительства скважин в зоне продуктивного пласта.

Из данных, представленных на графиках динамики дебитов на рис. 9 можно сделать вывод, что увеличение количество стволов с двух до трех ведет к довольно резкому снижению динамики дебита. При увеличении количества стволов до четырех, скважина более быстро выходит на стационарный режим, хотя и имеет наименьший стартовый дебит. По-сути из графиков (рис. 9) видно, что по мере увеличения количества стволов с сохранением суммарной длины, скважина из многоствольной-субгоризонтальной превращается в вертикальную скважину, с увеличенным приведенным радиусом.

Рисунок 6 - Двуствольная система продуктивного забоя

Рисунок 8 - Трехствольная система продуктивного забоя

— ( Ч'ммапный лебит. т/сут —Пебит 3-х стволов, т/сут

— Дебит 4-х стволов, т/сут

Рисунок 9 - Динамика дебитов по трем системам Динамика накопленной добычи нефти (рис. 10) показывает, что наиболее эффективной в гидродинамическом отношении (совершенстве) является система из двуствольной скважины с субгоризонтальным окончанием. Это соответствует рекомендациям Алиева З.С., Закирова И.С., Сомова Б.Е. и др. о том, что не только плоскостная трассировка ствола, но и профиль в вертикальном сечении имеет принципиальное значение для начальной и текущей производительности горизонтальной скважины. Результаты их исследований говорят о целесообразности создания добывающих и нагнетательных стволов в варианте псевдогоризонтальных. Они в большей степени снижают негативное влияние анизотропии коллекторских свойств (вдоль оси OZ) на показатели разработки.

В скважинах с субгоризонтальным окончанием заданного профиля наиболее активно фильтрация наблюдается в надстволовой зоне (над прогибом). В случае увеличения количества стволов окончанием заданной длины их профиль ствола станет принимать и-образую форму, что приводит к некоторого рода дублированию гидродинамического воздействия на участках ствола от кровли к подошве до нижней точки профиля и далее от нее к кровле пласта.

Рисунок 10- Динамика накопленной добычи по трем системам Получена зависимость остаточных запасов нефти на конец эксперимента от количества стволов (рис. 11), которая дает неплохую корреляцию.

Рисунок 11 - Зависимость остаточных запасов пласта от количества стволов с одинаковой суммарной длиной забоя В отношении возможности противоположного полученному эффекту следует отметить, что даже при специфической геологической и гидродинамической обстановке: наличие зон выклинивания, локализации остаточных запасов, наличие зон обводнения и т.п. эффективность схемы применения двуствольной системы скважин останется лучшей из приведенных вариантов.

На рисунке 12 показано сравнительное распределение массовых расходов на конец эксперимента в подскважинной зоне пласта между элементами модели (или точками пласта). Синим цветом показаны зоны вовлечения запасов в

дренирование. Площадь вовлеченных зон у двуствольной системы больше на 12,5 %. Причем площадь зоны неподвижных запасов в наиболее близких к стволам зонах у трехствольной и четырехствольной систем больше, чем у двуствольной скважины.

а) б)

в)

Рисунок 12 - Распределение перетоков нефти между элементами на конец эксперимента в слое под нижней абсолютной отметкой стволов: а - три ствола; б - четыре ствола; в - два ствола

В связи с низкоскоростной фильтрацией в областях между стволами во всех фазах работы многоствольной скважины не отмечается искривлений линий равных давлений при случайном распределении проницаемостей, что объясняется.. В многоствольных скважинах с субгоризонтальным окончанием наблюдаются гидродинамически «мертвые» зоны со слабо выраженным дренированием.

Таким образом, результаты вычислительных экспериментов на гидродинамической модели позволяют провести промысловую апробацию технологии повышения выработки запасов ачимовских залежей, пласты которых имеют схожее с вышеуказанными геолого-технологические условия.

В четвертом разделе приводятся результаты промыслового внедрения многоствольных скважин при разработке пластов ачимовских залежей Конитлорского месторождения.

В технологической схеме разработки был принят вариант блоковой трехрядной системы разработки, при размещении скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 445 м и плотностью сетки скважин 17,1 га/скв. Скважины наклонно направленные (вертикальные) размещены в пределах 8 м нефтенасыщенной толщины. Выявлено, что выработка запасов нефти с применением вертикальных и наклонно-направленных скважин без проведения дополнительных геолого-технических мероприятий, таких как гидравлический разрыв пласта и строительство боковых стволов, не обеспечивает проектные показатели.

Исходя из результатов вычислительных экспериментов спроектировано азимутальное расположение и профиль боковых стволов скважины №1558 пласта Ач| Конитлорского месторождения (рисунок 13).

Рисунок 13 - Карта накопленных отборов пласта Ач,. Конитлорское месторождение

По результатам изучения данных геофизических исследований и выделения нефте- и водонасыщенных, а также заглинизированных интервалов, построен геологический разрез участка залежи. В условиях высокой геологической неоднородности, сильной изменчивости ФЕС, применим индивидуальный подход к размещению добывающих и нагнетательных

многоствольных скважин, в пределах утвержденной блоковой трехрядной системы разработки;

Определено проектное размещение стволов в вертикальной проекции, с учетом интервалов глинизации и положением водонефтяного контакта. Для скважины №1558, в условиях наличия значительных зон выклинивания коллектора принят восходящий профиль стволов (рисунок 14).

Технологические показатели эксплуатации были существенно выше начальных. По состоянию на 01.01.2011 г. дебит по нефти составил 34,5 т/сут.

Рисунок 14 - Геологический разрез по линии скважин №№1557,1558,1559 и проектный профиль боковых горизонтальных стволов скважины №1558

Таким образом, результаты промысловой апробации полученных результатов, показали высокую эффективность двухствольных скважин с восходящим профилем стволов. В результате эксплуатации скважины №1558 суммарная накопленная добыча по нефти по состоянию на 01.01.2011 г. составила - 46 300 т.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Выявлено, что единых подходов к проектированию многоствольных скважин не разработано, в связи с чем наблюдается значительное различие между проектными и фактическими показателями их эксплуатации. Необходимо исследовать взаимосвязь азимутального расположения бокового

ствола с неуправляемыми геолого-геофизическими особенностями ачимовских залежей и управляемыми параметрами их разработки.

2. На основании результатов вычислительных экспериментов установлено, что увеличение количества стволов при сохранении суммарной длинны продуктивного забоя дает отрицательный результат как в краткосрочном, так и в долгосрочном прогнозе. При эксплуатации многоствольных скважин формируются зоны, не охваченные дренированием, причем их площадь увеличивается с увеличением количества стволов.

3. Выявлено, что в настоящее время разработаны методы оценки продуктивности многоствольных скважин для однородного изотропного и анизотропного пласта с детерминированными значениями проницаемости с простейшей геометрической формой расположения стволов, для стволов с одинаковыми длинами и одинаковыми забойными давлениями. Для ачимовских пластов только численные методы моделирования позволяют учесть хаотичное распределение проницаемости, что в рассматриваемой постановке задачи решено впервые.

4. В областях залежи между стволами во всех фазах работы многоствольной скважины не отмечается искривлений линий равных давлений при случайном распределении проницаемостей, что объясняется низкоскоростной фильтрацией, на которую разброс величин проницаемостей практически не влияет.

5. Вычислительные эксперименты показали, что наиболее гидродинамически эффективными являются двуствольные скважины с субгоризонтальным окончанием, в которых наиболее активно фильтрация наблюдается в надстволовой зоне (над прогибом).

6. В результате эксплуатации скважины № 1558, вскрывшей двумя субгоризонтальными стволами объект Ач Конитлорского месторождения добыто нефти за 3 года более 46 ООО тонн (в соответствии с проектным документом).

Основные положения диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Колесник Е.В. Особенности геологического строения и разработки пласта ЮС2 на примере Родникового месторождения / Е.В. Колесник, C.B. Левкович // Бурение и нефть. - 2005. - № 10. - С. 10-11.

2. Кривова Н.Р. Исследование влияния геодеформационных процессов на разработку нефтяных месторождений / Н.Р. Кривова, Е.В. Колесник, C.B. Левкович // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна: Тр. V Всерос. науч.-прак. конф. Тюмень: ФГУП «ЗапСибНИИГГ», 2009. - С. 40-43

3. Кривова Н.Р. Особенности разработки залежей юрских отложений на примере Южного месторождения / Н.Р. Кривова, Е.В. Колесник, C.B. Левкович // Проблемы геологии и освоения недр: Тр. XI Междунар. науч. симп. им. акад. М.А. Усова, Томск, ТПУ. - 2007. - С. 353-355.

4. Пуртова И.П. Метод идентификации неоднородности и каналов сверхпроводимости в продуктивных пластах (статья) / И.П. Пуртова, Н.С. Матусевич, C.B. Левкович // Известия вузов. Нефть и газ. - 2008. - X» 2. - С. 25-29.

5. Телков М.В. Интерпретация результатов гидродинамически несовершенных скважин при нестационарной фильтрации / М.В. Телков, А.Н. Карнаухов, C.B. Левкович. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. - 28 с.

6. Колесник Е.В. Исследование влияния азимута конструкции горизонтального ствола скважины на формирование зоны отбора при выработке запасов нефти» / Е.В. Колесник, C.B. Левкович, A.C. Самойлов // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: Тр. Междунар. академ/конф., Тюмень, 2009. - С. 475-481.

7. Левкович C.B. Анализ эффективности строительства первых боковых стволов с горизонтальными ответвлениями на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / Левкович C.B., Ушаков A.C., Самойлов A.C. // Территория нефтегаз. - 2009. - № 12. - С. 58-61.

8. Левкович C.B. Геолого-промысловое обоснование применения горизонтальных стволов для повышения выработки запасов нефти сложнопостроенных залежей / C.B. Левкович, А.Н. Марченко, A.B. Иванов // Наука и ТЭК. -2011. -№ 4,- С. 36-39.

9. Левкович C.B. Определение эффективности выработки запасов нефти ачимовских отложений многоствольными горизонтальными скважинами / C.B. Левкович, A.C. Самойлов // Нефть и газ Западной Сибири: мат Междунар. науч. -техн. конф., посвященной 55 - летию ТюмГНГУ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - С. 236-240.

Ю.Самойлов A.C. Повышение нефтеотдачи сложнопостроенных залежей на основе геолого-промыслового обоснования применения горизонтальных скважин / A.C. Самойлов, C.B. Левкович И Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи: Тезисы докл. III Междунар. симпозимуа. - Москва: ОАО «ВНИИнефть»,2011.-С. 94.

Соискатель

C.B. Левкович

Издательство «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 21.11.2011 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 137.

Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г.

625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Левкович, Сергей Владимирович, Сургут

61 12-5/806

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ» Нефтегазодобывающее управление «Комсомольскнефть»

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ АЧИМОВСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ МНОГОСТВОЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

На правах рукописи

ЛЕВКОВИЧ СЕРГЕИ ВЛАДИМИРОВИЧ

Диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук

Научный руководитель -кандидат технических наук, Колесник Е.В.

Сургут-2011

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ........................................................................................................4

1 Анализ эффективности применения многоствольных горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки сложнопостроенных залежей..........................................................................................................................8

1.1 Особенности применения многоствольных горизонтальных скважин на месторождениях нефти и газа...............................................................................................................................9

12 Типовые профили многозабойных горизонтальных скважин..........................................16

1.3 Обзор результатов внедрения в разработку нефтяных месторождений многозабойных горизонтальных скважин.....................................................................................................23

1.3.1 Опыт внедрения МТС в ОАО «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаз»........................23

1.3.2 Результаты обоснования, строительства и эсплуатации многозабойных горизонтальных скважин на месторождениях компании ОАО «Сургутнефтегаз».......................31

Выводы по разделу 1:......................................................................................46

2 Исследование Принципов аналитического и численного моделирования процессов фильтрации к многоствольным горизонтальным скважинам...................................................................................................................48

2.1 Аналитические решения задачи притока к многоствольным горизонтальным скважинам...................................................................................................................................................................48

22 Анализ вычислительных экспериментов по решению задачи фильтрации к многоствольным горизонтальным скважинам.............................................................................................62

Выводы по разделу 2.......................................................................................71

3 Результаты Вычислительных экспериментов по Обоснованию оптимальной конструкции многоствольной скважины для разработки ачимовских отложений..............................................................................................72

3.1 Методы гидродинамического моделирования притока к скважинам сложного профиля......................................................................................................72

3.2 Моделирование притока к горизонтальному стволу с изменением направления по азимуту............................................................................................75

3.3 Вычислительные эксперименты по определению оптимальной конструкции многоствольной скважины, вскрывшей сложнопостроенный коллектор....................................................................................................................81

Выводы по разделу 3:......................................................................................99

4 Анализ результатов внедрения многоствольных скважин для разработки сложнопостроенных залежей..................................................................................100

4.1 Особенности геологическою строения Ачимовских отложений Конитлорскош месторождения.......................................................................................................................................................100

4.2 Анализ задач повышения эффективности эксплуатации многоствольных скважин объекта Ач^Конитлорского месторождения............................................................................................104

4.3 Геолого-промысловое обоснование применения горизонтальных стволов для повышения выработки запасов нефш Ачимовских залежей..............................................................114

Выводы по разделу 4:....................................................................................120

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.........................................121

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ....................................123

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы.

Достижение максимального рентабельного коэффициента извлечения нефти (КИН) из залежей со сложным геологическим строением, низкой проницаемостью, наличием разломов, зон малых нефтенасыщенных толщин, водонефтяных зон - является на сегодняшний день основной задачей нефтяной отрасли. Большинство оставшихся запасов углеводородного сырья ОАО «Сургутнефтегаз» относятся к трудноизвлекаемым, например к залежам месторождений, приуроченных к ачимовским отложениям. Они характеризуются непредельным нефтенасыщением коллекторов, существенной неоднородностью значений проницаемости и низкими величинами фильтрационно-емкостных свойств. Для получения рентабельных показателей разработки в ОАО «Сургутнефтегаз» с 1993 г. начато массовое бурение горизонтальных скважин на пласты АС4-8 (Федоровское месторождение) и БСю (Конитлорское месторождение). Качественный технологический прорыв в начале 2000-х годов позволил ОАО «Сургутнефтегаз» бурить и эксплуатировать скважины с ответвлениям, имеющими азимутальную трассировку. С 2001 г. применяется уплотнение сетки скважин путем строительства двух, трех и более четырех боковых стволов в одной скважине. Согласно данным их эксплуатации в высокообводненных длительно разрабатываемых залежах с одной стороны наблюдается ухудшение работы окружающих скважин за счет интерференции и снижения пластовой энергии, с другой - повышение эффективности дренирования залежи, изменение направления и скорости фильтрации пластовых флюидов и деформация пород коллектора. При разработке низкопродуктивных ачимовских пластов с применением нескольких сотен многоствольных скважин (МСС) наблюдалось снижение дебита окружающих скважин. Это обусловлено падением пластового давления в зонах дренирования пласта боковыми стволами.

Анализ промысловой информации позволил ведущим российским специалистам (Кочетков Л.М., Поляков В.Н., Федоров В.Н. [1-19]) установить основные факторы снижения качества и эффективности этой технологии, особенно, на поздней стадии разработки Ачимовских залежей. Выявлено отсутствие системного подхода к процессу управления системой «скважина сложного профиля - пласт», причем не учитывается взаимозависимость Ачимовской залежи, конструкции забоя и режима эксплуатации добывающих скважин. Отсутствуют методы обоснования количества стволов, азимутального направления, радиуса дренирования. В этой связи совершенствование технологий разработки Ачимовских отложений многоствольными скважинами с целью их эффективного применения является крайне актуальной задачей.

Цель работы

Повышение эффективности выработки запасов нефти ачимовских залежей путем совершенствования технологий их разработки с применением многоствольных скважин.

Основные задачи исследования

1. Анализ результатов эксплуатации многоствольных скважин на месторождениях Западной Сибири с целью выявления условий повышения эффективности их применения.

2. Исследование принципов аналитического и численного моделирования процессов фильтрации к многоствольным скважинам.

3. Обоснование оптимальной конструкции многоствольных скважин, эксплуатирующих ачимовские отложения.

4. Промысловая апробация схемы эксплуатации сложнопостроенных залежей МСС, обеспечивающей наибольшую продуктивность скважин и максимально возможную выработку запасов нефти.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является эксплуатационная скважина с несколькими стволами в продуктивном пласте; предметом - технология извлечения нефти ачимовских залежей.

Научная новизна выполненной работы

1. В результате проведения вычислительных экспериментов установлено, что увеличение количества стволов при сохранении суммарной длины фильтра не приводит к увеличению степени выработанности запасов, как в краткосрочном, так и в долгосрочном прогнозе.

2. Выявлено, что при эксплуатации объектов ачимовских отложений многоствольными горизонтальными скважинами образуются застойные зоны, причем их площадь увеличивается с возрастанием количества стволов.

3. Разработана гидродинамическая модель, которая позволяет достоверно оценить производительность многоствольных скважин с учетом взаимодействия ачимовских залежей и эксплуатируемых ответвлений, нестационарности процесса фильтрации, существенной неоднородности и анизотропии пласта. В такой постановке задача изучается впервые.

Практическая ценность и реализация

1. Для обеспечения максимальной выработки запасов нефти ачимовских залежей обоснована эффективность применения двухствольной скважины с величиной азимутального угла между забоями 180°. Разработанная схема вскрытия ачимовских залежей, обеспечивает наибольшую продуктивность скважин и максимальную добычу углеводородного сырья без образования застойных зон.

2. Применение предложенной схемы вскрытия двухствольной скважиной на объекта Ач Конитлорского месторождения позволило за 3 года эксплуатации добыть более 46 ООО тонн, в то время как четырехствольные скважины, построенные на это объект добывали не более 30 ООО тонн.

Основные защищаемые положения

1. Современное состояние разработки ачимовских залежей при высоком уровне неоднородности коллекторов требует повышения эффективности выработки запасов. Одной из технологий модернизации системы разработки является применение многоствольных скважин сложного профиля.

2. Гидродинамическая модель притока жидкости к многоствольным скважинам в коллекторах сложной неоднородной структуры с распределением проницаемости по латерали случайным образом в определенном интервале (на примере Конитлорского месторождения).

3. Технология выработки запасов двухствольной конструкцией скважины с субгоризонтальным окончанием ачимовских пластов Конитлорского месторождения.

1 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ

МНОГОСТВОЛЬНЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ДЛЯ

ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Ведущие зарубежные сервисные компании сегодня располагают необходимыми технологиями и оборудованием для строительства многозабойных скважин, это создает предпосылки для их широкого применения. Технологии строительства многоствольных скважин, основанные на отечественном опыте, получают широкое распространение в российских нефтяных компанях - ОАО «Татнефть» [20], ОАО «Сургутнефтегаз» [21] и др. В настоящее время на месторождениях ОАО «Татнефть» пробурено более 30 двуствольных, одна четырехствольная и три трехствольных скважин [22]. Ряд конструкций скважин приведен на рисунке 1.1.

К4-

-т-

1 стоил 3 СПИМ

2 слкш 4 стжш

X.U

-3W

т:

—

ТГм

X "¡1

Jr 1 СТПШ1

1 ^^

1-80— 1 СТ IXI.I X. н

№19970ф ш -

ЗС.Ч

M>37772ip

Рисунок 1.1 - Примеры конструкций многоствольных скважии,

применяемых ОАО «Татнефть» Бурение многоствольных горизонтальных скважин считается перспективным направлением. Руководство компании «Halliburton» полагает,

что для извлечения нефти из малопродуктивных коллекторов требуются горизонтальные скважины большой длины [23]. Пробурив несколько стволов, можно значительно сократить затраты и увеличить дебит и объем дополнительно извлекаемых запасов. Аналогичные рассуждения приводят в своих работах Алиев З.С., Сомов Б.Е. и Чекушин В.Ф. [20] - для низкопродуктивных маломощных и с большой площадью залежей использование многоствольных скважин может быть практически единственным вариантом их освоения.

1.1 Особенности применения многоствольных горизонтальных скважин на месторождениях нефти и газа

В последнее десятилетие внедрение в систему разработки природных углеводородов многоствольных горизонтальных скважин имеет все более системный и достоверно-обоснованный характер. Однако повышение эффективности данной технологии не может быть осуществлено без детального изучения истории развития.

Первая скважина с двумя дополнительными боковыми стволами длинной по 7 м каждый (пробурены на глубине 900 м), вступила в эксплуатацию в штате Техас с 1930 г. Дебит скважины возрос с 0,25 до 9,6 т/сут. (в течение первых десяти суток). Скважина стала работать с устойчивым дебитом 5-7 т/сут. В 1931 г. был предложен метод дренирования выработанных залежей с высоковязкой нефтью при помощи двух ярусов дренажных скважин, которые бурились из основного ствола и располагались на различных уровнях. В каждом ярусе бурили по четыре ствола длиной до 25 м. В кольцевое пространство между обсадными и лифтовыми трубами нагнетали нагретый газ, который должен был уменьшить вязкость нефти и расплавить парафины и асфальтены. Результаты испытаний не опубликованы.

В 1939 г. несколько горизонтальных скважин вошли в эксплуатацию на выходах нефтяного пласта Коу-Рэн и Хевинер-Рэн (район Морган). Эта

площадь была заброшена с 1930 г., после того как залежь подвергалась действию вакуума и воздушной репрессии, а средние дебиты по скважинам упали до 15 кг/сут. Построенная горизонтальная скважина имела длину 245 м. Отбор керна показал, что скважиной пройдены, наряду с непродуктивными зонами, совершенно нетронутые участки. После торпедирования скважина начала фонтанировать с большим выносом песка, что было совершенно неожиданным, так как выход нефти существовал там давно. Дальнейшая эксплуатация велась самоизливом с дебитом 0,8 м /сут.

В 1941 г. Л. Ренни описал метод вскрытия нефтяного пласта горизонтальными скважинами из камеры в вертикальной шахте глубиной 120 м на уровне нефтяных песков в Мак-Коннелсвилле штата Огайо. Основа теории Л. Ренни заключалась в том, что какова бы ни была жидкость, которая извлекается из пласта, для увеличения ее притока нужно всегда добиваться большей площади дренирования. Шестью горизонтальными скважинами было вскрыто 2400 м пласта и доказана возможность вскрытия пласта горизонтальными скважинами длиной 1000 - 1200 м [24].

На одном из старых промыслов района Франклина в Пенсильвании пласт был вскрыт двумя 3" горизонтальными скважинами длиной 700 м каждая с небольшими углами наклона вверх 0,84 см/м (0,5 град) из вертикальной шахты глубиной 120 м. Первые 30 м стволов обсажены 3 х/г трубами и зацементированы. Участки скважин, удаленные от шахты более 120 м, были торпедированы 4,8 т динамита. Через месяц после пуска в эксплуатацию эти две скважины давали нефть значительно больше двадцати старых вертикальных скважин, причем на продуктивность старых скважин это не повлияло.

Позже, в том же районе в песчанике Венанго, самом крепком песчанике пенсельванских промыслов, из шахты глубиной 129 м пробурено 22 горизонтальных ствола длиной около 700 м, которые расходятся подобно колесным спицам, дренируя 160 га. Между расходящимися концами этих горизонтальных скважин пробурено по вертикальной скважине для нагнетания

в них газа или горячего воздуха для вытеснения флюидов к горизонтальным скважинам. Сообщается, что бурение горизонтальных скважин окупилось в первый год эксплуатации. Затраты энергии при вскрытии пласта горизонтальной скважиной составляют менее 10 % энергии, требуемой для вскрытия пласта такой же толщины вертикальной скважиной.

Джоном Зублиным описан метод вскрытия пласта многозабойными скважинами, пробуренными при помощи гибких бурильных труб и турбобура на одном из старых промыслов Калифорнии. В скважине № 16-27 было пробурено восемь дополнительных стволов длиной до 24 м на глубине 300 м. Применение изогнутых гибких труб радиусом 6-8 м позволяло бурить горизонтальные стволы и стволы с небольшим подъемом вверх. После проверки и освоения дополнительных стволов дебит скважины возрос с 0,15 до 4 т/сут., а затем в течении нескольких лет скважина работала с устойчивым дебитом 3,2 т/сут.

В районе Ту-Майл Рэн из четырех скважин, вскрывающих пласт многозабойным способом, с 1 га площади добывалось нефти в 56 раз больше, чем на ранее пробуренных вертикальных скважинах при большей депрессии. За 6 месяцев эти четыре многозабойные скважины дали нефти столько же, сколько четыре вертикальные скважины за 28 лет с той же площади. Всего в Ту-Майл Рэн на 160 га было пробурено около 100 вертикальных скважин. Стоимость добычи нефти из них составляла более 21 долл. на 1 т. При эксплуатации многозабойно-горизонтальных скважин эта стоимость была ниже 1 долл.

Многозабойное вскрытие позволяет бурить дополнительные стволы с выходом их в заданном направлении. В этом отношении интересные опыты провел Джон Зублин на месторождении Мидуэй Сонсет в Калифорнии. Была пробурена скважина с выходом долота на поверхность в намеченную точку. При бурении применялись только гибкие кривые трубы.

Кроме США, многозабойное и горизонтальное вскрытие нефтяных пластов применялось в Северной Африке, Зап. Европе и в Австралии.

Экономическая эффективность использования скважин с одновременным дренированием нескольких продуктовых пластов послужила основанием для постановки задачи проводки скважины с несколькими горизонтальными стволами, вскрывающими продуктивные пласты на разных глубинах. Опыт провод�