Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности применения однозабойных и многозабойных горизонтальных скважин при разработке карбонатных коллекторов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности применения однозабойных и многозабойных горизонтальных скважин при разработке карбонатных коллекторов"

На правах рукописи

УДК 622.276.6

МУРТАЗИНА ТАСЛИЯ МАГРУФОВНА

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ОДНОЗАБОЙНЫХ И МНОГОЗАБОЙНЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 2006 г.

Работа выполнена в обществе с ограниченной ответственностью научно-производственном объединении "Нефтегазтехнология" (г. Уфа, Башкортостан)

Научный руководитель: кандидат физико-математических наук

Владимиров Игорь Вячеславович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Нугаев Раис Янфурович

кандидат технических наук Вафин Риф Вакилович

Ведущая организация: ООО Научно-Производственная фирма

«Восток-Нефтегазтехнология»

Защита состоится 17 марта 2006 г. в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д.222.002.01. при Государственном унитарном предприятии "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (ГУЛ "ИПТЭР"), по адресу: 450055, г.Уфа, пр. Октября, д. 144/3,

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственного унитарного предприятия "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (ГУЛ "ИПТЭР").

Автореферат разослан 15 февраля 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат технических наук ^ Худякова Л.П.

200/5 А

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Несмотря на значительные запасы нефти в карбонатных коллекторах, которые оцениваются в общем балансе но ОАО "Татнефть" в объеме 22% от всех запасов, выработка их сопряжена со значительными трудностями. Так коэффициент нефтеизвлечения по ОАО "Татнефть" составляет от 0.07 до 0.24 д. ед., в то время как по терригенным коллекторам Кн изменяется в пределах

0.16.0.25 д ед. Низкая эффективность выработки запасов нефти в карбонатных коллекторах связана как геологическими признаками, так и не совершенством технологии их выработки. Повышенная геологическая неоднородность коллектора и разнообразная структура порового пространства, представленного трещино-поровыми, порово-трещинными, трещинными коллекторами снижает эффективность фильтрационных потоков при отборе нефти и нагнетания воды для нефтевьггеснения. Как правило наблюдается интенсивное обводнение вследствие прорыва воды по трещинам, а выработка запасов из матрицы нефтеносных пород существующими технологиями достаточно низка. Поэтому степень промышленного освоения балансовых запасов нефти по этой категории коллекторов за последние 60 лет по ОАО "Татнефть" составляет в среднем лишь 15.6%. Разделенная по проницаемое™ коллектора пористой матрицы на четыре группы: первая - более 0.100 мкм2, вторая - 0.010-0.100 мкм2, третья - 0.001-0.010 мкм2, четвертая -менее 0.001 мкм2, практически является непроницаемым. Поэтому для эффективной их выработки в последние годы применяют горизонтальные стволы повышенной длины как однозабойные, так и многозабойные. Однако, создание более эффективных технологий дренирования пластовой продукции путем создания горизонтальных еттолов, требует проведения целевых исследований по определенно оптимальной схемы размещения горизонтальных скважин (ГС), размеров ствола, их азимута, количества стволов для достижения высоких коэффициентов нефгеизвлечения.

Цель работы. Повышение эффективности разработки неоднородных карбонатных коллекторов за счет совершенствования технологии проводки горизонтальных однозабойных и многозабойных скважин путем обоснования их плотности размещения с учетом расстояния между ними, угла разветвления стволов, проницаемости коллектора и полноты выработки запасов нефти.

Основные задачи исследования:

1. Анализ исследованносги проблемы по опубликованным работам ведущих специалистов России и за рубежом и постановка задачи исследования.

2. Изучение достоинств и недостатков выбора гпгтппп л гиг прпппгпгп горизонтальных скважин. ^библиот^а"^

яъмчь.

3. Аналитические исследования влияния геолош-физических характеристик пласта и параметров горизонтального ствола на эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти.

4. Совершенствование и разработка методики плотности размещения однозабойных и многозабойных горизонтальных скважин на нефтяной залежи.

5. Оценка эффективности внедрения разработанных рекомендаций на конкретном объекте.

Методы исследований. Решение поставленных задач базируется на аналитических и промысловых исследованиях с использованием современных методов обработки исходной информации и их анализа, математическом моделировании фильтрации многофазовой жидкости в неоднородном коллекторе и обобщении их результатов. Научная новизна.

1. Установлены зависимости изменения накопленной добычи нефти от проницаемости для однородного и неоднородного коллектора при различных вариантах размещения на залежи горизонтальных одноствольных и многоствольных скважин.

2. Исследован механизм влияния расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами и угла между его стволами на отбор объема нефти вырабатываемого участка и времени его разработки.

3. Создана оптимальная схема плотности размещения однозабойных и многозабойных горизонтальных скважин для неоднородного по проницаемости коллектора, устанавливающая связь между зоной отбора продукции и нагнетания, обеспечивающая наибольшую выработанность извлекаемых запасов.

Основные защищаемые положения.

1. Методика плотности размещения однозабойных и многозабойных горизонтальных скважин при различных схемах их расположения для однородного и неоднородного коллектора.

2. Зависимость влияния расстояния между скважинами в зоне нагнетания н отбора добывающими скважинами и угла между его стволами на степень выработанности участка.

3. Пределы оптимальных соотношений между накопленной добычей нефти, временем разработки участка и коэффициентом нефтеотдачи с учетом созданной эффективной плотности размещения ГС.

Достоверность полученных результатов достигалась в результате применения современных методов математического моделирования, анализа и апробации результатов экспериментальных и модельных исследований на промысловых объектах.

Практическая ценность. 1. На основании проведенного аналитического исследования по оптимизации плотности размещения однозабойных и многозабойных горизонтальных скважин предложены для

использования в промысловых условиях усовершенствованные методы расчета технологических показателей эксплуатации скважин с расположением их в зонах повышенной иефте насыщенности и слабой дреннруемости. 2. Разработанные методики использованы при проводке горизонтальных однозабойных и многозабойных скважин на Ново-Елховском месторождении НГДУ "Елховнефть" ОАО "Татнефть" (скв. 6788,8733,8727,8738,8755,8824), внедрение которых позволило получить за 2005 г, экономический эффект в сумме 3.598 млн. рублей.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах и научно-технических конференциях ОАО Татнефть" (1998-2005 гг.), НПО "Нефтегазтехнология" (2004-2005 гг.), в территориальной комиссии по разработке нефтяных месторождений (г. Казань, 2003-2005 гг.), на научно-технической конференции "Строительство многоствольных, направленных и горизонтальных скважин на нефть и газ: Новые технико-технологические решения" (Москва, 22-23 июня, 2005 г., НПО "Буровая техника" - ВНИИБТ).

Публикации. Результаты исследований опубликованы в 6 печатных работах, в том числе две научные статьи опубликованы самостоятельно. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решения, анализ полученных результатов и организация внедрения новой технологии размещения горизонтальных скважин на Ново-Елховском месторождении.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, изложена на 104 страницах машинописного текста и содержит 50 рисунков, 12 таблиц, список использованных источников из 92 наименований.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.ф-м.н, Владимирову И.В., научному консультанту д.т.н. Хисамутдинову Н.И., к.т.а Сарваретдинову Р.Г., д.г-м.н. Хисамову P.C., работникам НГДУ «Елховнефть» Фархутдинову H.H., Афлетонову P.A., неоднократные консультации и обмены мнениями с которыми способствовали формированию диссертации. Краткое содержание работы.

Во введении определены основные задачи исследования, цель диесератационной работы, научная новизна, основные защищаемые положения, практическая ценность и апробация работы.

В первой главе рассмотрены состояние изученности исследуемой проблемы. Показано, что рассматриваемый вопрос достаточно широко раскрывается в работах как отечественных так и зарубежных исследователей. Отмечены работы Ю.Е.Батурина, Ю.П.Борисова, Р.МГилязова, А.М.Григоряна, С.НЗакирова,

Э.С.Закирова, Н.Ф.Кагарманова, В.ДЛысенко, Н.Я.Медведева, М.Х.Мусина, И.Р.Мукминова, Р.Х.Муслимова А.С.Оганова, С.А.Оганова, В .П.Пилатовского, В.П.Табакова, Н.С.Тимофеева, Р.Т.Фазлыева, Н.В.Ювченко, Joshi.S.D, Sven А., Hang В.Т., Ferguson W.J., Kudland Т., Bell S.S. и многих других.

Приводятся отдельные принципы, подходы и расчет технологических показателей применения горизонтальных скважин (ГС). Из обобщающих работ последних лет, систематизирующих накопленный опыт строительства и эксплуатации горизонтальных скважин и боковых стволов (БГС), отмечено, что считается целесообразным использование ГС и БГС также в водоохранных зонах, маломощных коллекторах, в залежах с обширными водоплавающими и подгазовыми зонами. Там, где использование обычных вертикальных или наклонных скважин технологически или экономически нецелесообразно или невозможно.

Всеми авторами особо отмечается необходимость предварительной достоверной изученности объекта применения ГС (БГС), что фактически означает ограничение применения горизонтальных технологий либо в выдержанных монолитных коллекторах, либо на верхних геологических объектах в карбонатных коллекторах, хотя и хорошо изученных транзитными скважинами.

Кроме того, отмечается, что ГС наиболее эффективны по сравнению с вертикальными скважинами в тонких пластах, а также в пластах с активными подошвенными водами и газовой шапкой.

При этом решается задача борьбы с обводненностью продукции, так как методы водоизоляции, разработанные и эффективные в вертикальных скважинах, напрямую не могут быть перенесены на горизонтальные стволы. Как один из возможных альтернативных вариантов оптимизации процесса разработки ГС с активной подошвенной водой может быть рассмотрен способ раздельного отбора нефти и воды через отдельные горизонтальные стволы. Гидродинамическое моделирование подтвердило возможность стабилизации «нейтральной» линии тока между стволами и предотвращение формирования «холма» обводнения. С нейтральной линией тока должно совпадать положение ВНК. При этом в реальности нижний горизонтальный ствол, отбирающий воду, работает лишь периодически, при подтягивании «холма» воды к нефтенасьпценной части.

Как перспективное направление выделено использование горизонтальных технологий в пластах с аномально высоким давлением (АВПД). Замена на таких объектах вертикальных скважин на горизонтальные улучшает напряженное состояние пород вдоль зоны притока, позволяя на объектах с АВПД не превышать критическое сминающее эксплуатационную колонну давление.

Отмечено, что положительный опыт эксплуатации горизонтальных и многозабойных скважин в России освещается во многих работах. Отмечаются некоторые показатели эксплуатации горизонтальных и вертикальных скважин газонефтяной залежи АС44 Федоровского месторождения по данным Н.Я.Медведева и Ю.Е.Батурина, а также Р.Х.Муслимова, Р.Т.Фазлыева по объектам Ромашкинекого месторождения.

При этом отмечается, что основными критериями при расчете технологических показателей и размещения ГС являются достоверная геолого-физическая характеристика объекта и наличие балансовых и извлекаемых запасов нефти.

С появлением современных персональных вычислительных машин ПЭВМ расчет технологических показателей производится с использованием трехмерных моделей (ЗД), по которому рассчитываются технологические прогнозные показатели.

Однако, несмотря на имеющиеся методики расчета технологических показателей ГС, как правило, прогнозный дебит, например по карбонатным коллекторам всегда бывает меньше расчетного. Поэтому делается вывод о том, что опыт расчета технологических показателей и размещения скважин в трещиноватых коллекторах требует коренного уточнения.

Во второй главе приводятся результаты исследования эффективности расположения скважин и ориентации боковых горизонтальных стволов для однородного по проницаемости пласта, в частности формирование схемы исследования.

Отмечается, что в соответствии с анализом работ /глава I/, оценка степени эффективности расположения и плотности размещения горизонтальных скважин достаточно однозначно не выражена в силу следующих причин:

1. Не доказано преимущество строительства для карбонатных коллекторов только горизонтальных скважин, а тем более многоствольных в сочетании с вертикальными и без них, которые для каждого нефтяного месторождения оцениваются только индивидуально.

2. При размещении преимущественно только горизонтальных скважин для карбонатных коллекторов осложняется построение геологической модели, так как исследование и формирование исходной базы данных на порядок более трудоемка, чем с исследованием вертикальных скважин, что вызывает проблемы при расчете текущих извлекаемых запасов нефти и разработки эффективных геолого-технических мероприятий.

Рассматривается схема расположения скважин "добывающая -нагнетательная - добывающая" в соответствии с которой варианты расположения добывающих и нагнетательных скважин могут быть

представлены в виде следующей схемы, которая изображена на рисунке 1. Образование элементов на рисунке 1 (варианты 10, 11) сложной траектории связано с тем, что использование горизонтальной добывающей скважины со стволом, направленным в сторону нагнетательной скважины, способствует увеличению темпов отбора извлекаемых запасов нефти при снижении темпов роста обводненности, но возрастает водонасыщеиность коллектора расположенного в области главной линии тока, а вытеснение нефти замедляется. Изменение и создание сложного профиля ствола и его азимута позволит предупредить образование участка с невыработанной частью пласта.

Исследование схемы (рисунок 1) выполнялось на примере модели фильтрации флюидов в пласте в режиме водонапорного вытеснения при давлениях в пласте выше давления насыщения нефти газом, в условиях применимости модели "black oil". Уравнения, описывающие фильтрацию двухфазной жидкости в пространственно-неоднородном пласте, в предположении малости капиллярного давления, и незначительности величины гравитационных сил, приняты в следующем виде:

К Н

где а =—L-, B*=mfi,+fie, N, = N,(x,y,z,t), здесь Р, . Mt

давление в фазах, К, - проницаемость /-той фазы, ц, - вязкость /-той фазы, s, - насыщенность /-той фазы, m - пористость коллектора, (3,* -коэффициент сжимаемости /-той фазы, р„* - упругоемкость скелета пласта, N/x.y.zj) - потеря i - ой фазы через кровлю и подошву пласта, i принимает значения: о (нефть) и w (вода), Н - эффективная мощность пласта. Параметры Н, т, К - являются функциями координат. Принято, что давления в фазах равны.

На границе рассматривается граничное условие второго рода (моделируется приток из-за контура залежи)

grad(P) = f(x,y,z) (2)

В узлах расположения скважин задаются дебеты добывающей скважины по нефти и по воде или приемистость нагнетательной скважины. Используются следующие начальные условия:

Pl0=P(x,y,z), S|(=0 = S(x,y,z).

о. • •

1. — ч- •

3. «< ч- •

3. } ч- •

4. ч~ •

5. — ч- ♦

6. — ч~ —

7. ч~ <

8. \ ч~

9. с ч~ >

1». 1> ч~ <

11. М »

12. -с ч~ •

13. ч~ >-

14. Ч ч- 1-

2.16.

Рисунок 1. Схема расположения горизонтальных стволов добывающих скважин для различных вариантов вскрытия пласта

Для решения полученной системы уравнений использован метод ШРЕБ. Уравнение для давления решались неявной схемой, для насыщенности - явной.

Рассматривается модельный участок размерности 2000x2000x10 м3. Начальное пластовое давление составляет ПМПа, плотность нефти -0,905 т/м3, плотность воды - 1,14 т/м3, пористость коллектора 0,14 дед.,

нефтенасыщенность коллектора - 0,7 д.ед. Начальные балансовые запасы нефти 3925,11 тыс.м3.

В схему расположения добывающих и нагнетательных скважин введены следующие критерии и данные.

0. База - Добывающие и нагнетательные скважины вертикальные.

1. Каждая из добывающих скважин имеет горизонтальный ствол длиной 300 м, направленный в сторону, противоположную нагнетанию воды.

2. Добывающие скважины имеют два горизонтальных ствола, угол между которыми составляет 120°, длина - 300 м. Стволы направлены к границе участка.

3. Добывающие скважины имеют два горизонтальных ствола, угол между которыми составляет 180°, длина - 300 м. Стволы направлены к границе участка.

4. Добывающие скважины имеют два горизонтальных ствола, угол между которыми составляет 120°, длина - 300 м. Стволы направлены в сторону нагнетательной скважины.

5. Каждая из добывающих скважин имеет горизонтальный ствол дайной 300 м, направленный в сторону расположения вертикальной нагнетательной скважины.

Добывающие скважины работают в режиме постоянного забойного давления, выше или равного давлению насыщения (залежь №71, НГДУ «Елховнефпгь») 3 МПа. Вертикальная нагнетательная скважина работает с постоянной приемистостью, равной 200 м3/сут. Численные исследования по вариантам (рисунок 1) показали, что самым эффективным является седьмой вариант вскрытия пласта, в соответствии с принятыми критериями при котором горизонтальные стволы добывающих скважин расположены под углом не более 120° друг к другу и направлены к границе участка. По результатам численных исследований и выполненных расчетов получено, что наиболее эффективными с точки зрения максимизации отбора нефти являются варианты 6,7,8,9,10,11,12. Ввиду низкой эффективности (варианты 1-5) исключены и выделены наиболее эффективные варианты расположения добывающих и нагнетательных скважин с образованием новой группы (рисунок 2). В качестве базового варианта вновь принято вскрытие пласта вертикальными добывающими и нагнетательной скважинами (индекс "0"). Проведенные расчеты по вновь выделенным вариантам (рисунок 2) показали, что наиболее эффективными вариантами по вновь образованным являются варианты 1, 2, 3, характеристики вытеснения которых по эффективности близки друг к другу. Получено, что бурение горизонтальных стволов, направленных в сторону нагнетательной скважины (варианты 4 и 5) не эффективно. В этом случае происходит более быстрое обводнение продукции добывающей скважины из-за прорыва воды по главной линии тока. Это

подтверждается и по результатам расчета коэффициента нефтевытесяения, по которому наибольшее значение достигается для вариантов 1,2 (таблица 1).

Таблица 1- Показатели разработки модельного участка при

различных вариантах вскрьггия пласта

Вариант разработки Накопленная добыча нефти, тью. м* Коэффициент нефпизвлемения, д.еа.

0 967.072 0.4334

1 885.372 0.5238

2 096.615 0.8340

3 634.966 0.4863

4 404.613 0.3062

5 402.148 0.3074

1.

2.

4.

5.

• * | »■ •

> <

I I

< + >

- -

Рисунок 2. Схемы расположения горизонтальных стволов добывающих скважин для различных вариантов вскрытия пласта (уточненный вариант схемы по рисунку 1)

Подробно рассмотрены результаты эффективности численных исследований второго варианта разработки (рисунок 2, схема 2) для различных значений приемистости нагнетательной скважины.Показано, что при уменьшении приемистости растет величина суммарно добытой нефти, но при этом значительно увеличивается время выработки участка. Отмечается, что при увеличении приемистости свыше 200 мэ/сут, темп выработки участка растет, но при этом увеличивается и

объем отбираемой жидкости, происходит интенсивное обводнение продукции, вследствие чего снижается КИН. Для данного случая оптимальная приемистость нагнетательной скважины колеблется в пределах 100+200 м^сут.

0.54 0.535 0.53 ¿0.925

5

а»

0.515 0.51

О 100 200 300 400 500 «00

приммстостъ, n'fcyi.

Рисунок 3. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения и темпа выработки участка от приемистости нагнетательной скважины

Указано, что на нефтеизвлечение или коэффициент нефтеотдачи влияет комплекс параметров, поэтому приведены последовательно исследование влияния на КИН расстояния между нагнетательной и добывающими скважинами, угла мезвду стволами добывающей скважины н длины стволов.

Численными исследованиями установлено, что объем добытой нефти зависит от расстояния, на котором находятся добывающая и нагнетательная скважины, в большей степени, чем от приемистости нагнетательной скважины. При увеличении расстояния между скважинами растет объем вырабатываемого участка, однако при этом значительно увеличивается также время разработки. При увеличении расстояния между добывающей и нагнетательной скважинами, например до 1000 м темп выработки вначале растет, но при дальнейшем увеличении расстояния темп снижается. Причем темп снижения тем интенсивнее, чем больше граница зоны дренирования (рисунок 4).

Помимо перечисленных выше параметров, на объем вырабатываемого участка влияет и угол между стволами скважины. Как показывают расчеты, при выборе оптимального угла между стволами

-КИН

40 '

добывающей скважины следует учитывать расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами (рисунок 5).

I шжмямммшмтмкммшимт

раССТОИН Нищ»¡игшптчппивидовыиючйчя—ти—м

Рисунок 4. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения и темпа выработки участка от расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами (заштрихованные области, зоны максимального КИН)

угол м«жяу (толами много* абойно4 снижины, град.

Рисунок 5. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от угла между стволами добывающей скважины при различном расстоянии между нагнетательной и добывающей скважинами (второй вариант вскрытия пласта)

В результате выполненных расчетов установлено, что рост КИН обеспечивается только при определенных значениях угла между стволами добывающей скважины. Так при расстоянии между зоной нагнетания и отбора равному 500 м необходимо формировать стволы добывающих скважин под углом от 40° до 100°, а при расстоянии 700 м -от 60° до 120°.

Отмечено, что не менее важным параметром для практического применения является длина горизонтального ствола. Из рисунка 6 видно, что при бурении горизонтального ствола добывающей скважины более чем на 700 м коэффициент нефтеизвлечения постепенно снижается. Максимальный темп выработки участка достигается при длине ствола до 300 м. Отмечено, что при длине ствола 700 м коэффициент нефтеизвлечения (Кн) равен 0.44 м и снижается до 0.36 доли единиц при длине ствола 300 м. Но при длине ствола более 400 м резко увеличивается время выработки запасов месторождения.

0.6 - 21.»

длина етаола добываю«** скаажикы, и

Рисунок 6. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения и темпа выработки участка от длины ствола добывающей скважины при втором варианте вскрытия пласта

Поэтому оптимальность длины горизонтального ствола необходимо установить в результате сопоставления различных вариантов по экономическим критериям, например, через коэффициент доходности или прибыли.

В третьей главе приведены результаты исследований эффективности расположения скважин и ориентации БГС для неоднородного по проницаемости пласта. Вначале описано формирование модели исследования для неоднородных по

1

15

проницаемости коллекторов на примере трех различных участков. Приняты следующие показатели и параметры по участкам. На участке №1 проницаемость в первой добывающей скважине составляет 1Д, во второй - 0,1 Д. На участке №2 нагнетательная скважина находится в низкопроницаемом коллекторе (0,1 Д), а добывающими скважинами вскрыт высокопроницаемый коллектор (1 Д). На участке №3 обратная ситуация - проницаемость в нагнетательной скважине составляет 1 Д, в добывающих по 0,1 Д

Численные эксперименты показали, что и для неоднородных коллекторов наиболее эффективным является второй вариант вскрытия пласта, при котором стволы добывающей скважины находятся под углом 40°-120° друг к другу и направлены в сторону, противоположную нагнетанию вытесняющего агента. При этом для различных вариантов распределения проницаемости коллектора объем дополнительно добытой нефти меняется пропорционально изменению проницаемости. На интенсивность выработки запасов я полноту их извлечения в основном влияют только расположение скважин по схемам 1, 2, 3 (рисунок 2). Расположение скважин по схемам 4 н 5 не приводят к увеличению полноты выработки запасов. № этого сделан вывод о том, что расположение добывающих скважин с горизонтальными стволами, направленными к границе участка и нагнетательной вертикальной скважиной между ними (варианты 1, 2, 3) является самой эффективной системой разработки. Подтверждением этого являются и результаты исследования влияния приемистости нагнетательной скважины на КИН.

При уменьшении приемистости растет величина добытой нефти, но при этом значительно увеличивается время выработки участка. Анализируя изменение зависимости коэффициента нефтеизвлечения и темпа выработки участка от приемистости нагнетательной скважины для участков 1,2,3 соответственно можно сделать следующие выводы. С ростом приемистости темп выработки растет по зависимости, близкой к линейной. Снижение вырабатываемосго пласта отмечается при приемистости 400 м3/сут. и более, что связано с повышением удельного сопротивления пласта и изменением фронта вытеснения. Это подтверждается уменьшением плотности поля нефтенасыщенности в зоне дренирования добывающих скважин для участка №3. Как и в случае однородного пласта, при выборе оптимального угла между стволами добывающей скважины следует учитывать расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами. Анализ численных исследований показывает, что оптимальный угол между горизонтальными стволами скважины меняется в зависимости от неоднородности пласта. Так для участка № 1 с увеличением расстояния между скважинами угол ствола растет и оптимизируется для расстояния 700 м на уровне 100°-140°, а для расстояния 500 м - на уровне 40°-120°. Для участка № 2 при расстоянии 700 м - на уровне 40°-120°, при 500 м -

на уровне 40°-100°. Отмеченная закономерность сохраняется и для участка № 3, для которого при расстоянии 700 м меяаду скважинами оптимальный угол между стволами добывающей скважины составляет 40°-100°, а для расстояния 700 м - 40е-120°. (рисунок 7).

упал ммяу ответами ни тг в» «Войной пимиичы, град.

Рисунок 7. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от угла между стволами добывающей скважины при различном расстоянии между нагнетательной и добывающей скважинами. Участок №1

Исследование зависимости коэффициента нефтеизвлечения и темпа выработки от расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами для неоднородного пласта для участков № 1, 2 показали, что при расстоянии между скважинами равном 1000-1100 м КИН хотя и достигает своего максимального значения, но при этом снижается темп выработки. Несколько другая закономерность прослеживается для участка № 3, для которого КИН достигает максимума при расстоянии 800-900 м, а темп выработки на 2,7% выше, чем в предыдущем случае (рисунок 8).

INMMWMMMMW HN ИМ <M 1W 14N 1И0 MM

идвбыа

Рисунок 8. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения и темпа выработки участка от расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами. Участок № 3

В четвертой главе описаны результаты реализации рекомендаций по главам 2, 3 на залежи № 71 турнейского яруса Ново-Елховского месторождения. Выполнено формирование исходной базы данных по исследуемому объекту.

В соответствии с методикой НПО «Нефтегазтехнология» базовая площадь залежи №71 Ново-Елховского месторождения была разукрупнена и разбита на 24 участка, осредиенная геолого-физическая характеристика которой содержала физико-химические свойства нефти, газа и воды турнейского яруса, которые имели следующие значения. Давление насыщения изменяется от 1,5 до 5 МПа, которое по данным института «ТатНИПИвефть» осреднена до 3 МПа Газовый фактор незначителен и равен 9,8 м3/сут. Особо следует отметить изменение вязкости пластовой нефти, которая колеблется от 17,5 до 65,9 мПа-с, среднее значение 22,9 мПа-с. Вязкость поверхностной нефти при 20°С изменяется от 24,5 до 207,8 мПа-с. В расчетах принимается равным 85,4 мПа-с. Используя результаты оцифровки и интерпретации базы ГИС (геофизических исследований) и данных ГДИС (гидродинамических исследований) с учетом разукрупнения на 24 участка, были выполнены расчеты плотности начальных балансовых запасов, извлекаемых запасов, плотности начальных подвижных запасов, текущих подвижных и недренируемых запасов нефти. Таким образом, была сформирована база для размещения ГС и расчета технологических показателей. Расчет технологических показателей проводился по программе «Tempest More». Описаны принципы размещения новых добывающих и

нагнетательных скважин в схемах совместно с вертикальными, которые формируются из следующих положений:

1. В зонах слабо и не дренируемых нефте насыщенных коллекторов.

2. В зонах с прогнозными удельными извлекаемыми запасами нефти, в которых размещение скважин обеспечивает более высокую рентабельность, прибыль от реализации которых покрывает будущие расходы для категории менее рентабельных.

3. В зонах с достаточной проводимостью коллекторов, обеспечивающей получение средних рентабельных дебетов по нефти в целом по месторождению (более 4-5 т/сут для условий ОАО «Татнефть»),

4. В зонах с максимально возможной вероятностью вскрытия ранее не эксплуатируемых коллекторов.

5. Новые нагнетательные скважины размещаются:

- преимущественно в более заводненных зонах;

- при наличии зон разгрузки, как минимум, с двух сторон;

- с учетом сложившейся и прогнозной системы стягивания контуров нефтеносности;

- с учетом возможности дальнейшего применения методов увеличения нефтеотдачи пластов и активного заводнения.

6. Выбор первоочередных скважин для бурения ГС основан:

- на опережающей выработке более нефтенасыщенных ранее не дренируемых запасов или другими словами в зонах наибольших удельных извлекаемых запасов нефти и проводимости коллекторов.

В качестве расчетных параметров приняты следующие показатели:

1. Расчетный дебит горизонтальной скважины, который напрямую связан с длиной горизонтального ствола, толщиной вскрытого интервала нефтенасыщенного пласта, удельной продуктивностью пласта, площадью дренирования и количества стволов.

2. Поля давлений (значения забойных и пластовых давлений), вязкость нефти в пластовых условиях и радиус дренирования учитывается при параметре - удельная продуктивность пласта.

Для условий месторождений Татарии в ОАО «Татнефть» по результатам исследований в главах 2 и 3 получены следующие рекомендуемые величины параметров профиля длины ствола, расстояния, дебита, угла горизонтальных скважин по башкирским и турнейским отложениям.

- общая толщина вскрытой части пластов должна быть не менее 10м;

- минимальное расстояние от нижней части горизонтального ствола до ВНК не менее 6 - 7 м в турнейских отложениях и в башкирских - 12-15м;

- доля вскрытой части пласта не менее 50%;

- длина горизонтального ствола добывающих скважин в соответствии с рисунком б не менее 250-300м;

- остаточные извлекаемые запасы в границах размещаемых скважин не менее 15 - 22 тыс.т;

- угол между стволами добывающей горизонтальной скважины не менее 40-120°;

- расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами не более 500-700 м;

- прогнозный коэффициент доходности не менее 1,5.

На основании приведенных критериев и данных на залежи № 71 (участок 172-12) и выполненных расчетов было пробурено на 01.06.2005 г. девять горизонтальных скважин: 6788, 8727т, 8738, 8746, 8750, 8755, 8824 г, 6814, 8733.

В соответствии с полученными рекомендациями разработка участка 172-12 залежи 71 была разделена на 3 этапа.

Первый этап - период разработки залежи с 1978 по 1994 г.г. (эксплуатация залежи только вертикальными скважинами). Второй этап

- период разработки с 1994 по 2004 г.г. (пробурено 5 ГС одноствольных). Третий этап период разработки с 2004 года по настоящее время (пробурена 1 одноствольная и 3 ГС с двумя стволами). Автором анализируется третий период разработки (рисунок 9).

Пробуренные горизонтальные скважины имели проектные параметры: проектный угол между стволами 8824 г - 40 8733 г - 50 8727 г - 50 длина горизонтальной части ствола:

8824 г - первый 140 м второй 250 м

8733 г - первый 140 м второй 350 м

8727 г - первый 350 м второй 350 м

Расстояние между окружающими скважинами: 8824 г-300x300 м 8733 г - 300*300 м 8727 г-300x300 Фактические данные по пробуренным скважинам имели:

1. Угол между стволами 8824г - 36 8733г - 39°, 8727г - 24°

2. Длина стволов

8824 г - первый 125 м второй 245 м

8733 г - первый 125 м второй 350 м

8727 г - первый 356 м второй 360 м.

Среднее расстояние с окружающими скважинами в ячейке 8824 г-413 м 8733 г-343 м 8727 г-395 м.

гаяы

Рисунок 9. Динамика технологических показателей добычи нефти и закачки воды по залежи № 71 (участок 172-12) Приведена прогнозная оценка технологической и экономической эффективности разработки участка 172-12 до 2015 года и фактическая за 2005 год.

Моделирование выработки запасов данного участка проводилось на гидродинамическом симуляторе Tempest Моте. Модель адаптирована по истории разработки и технологическим показателям (рисунок 10). Отмечается резкий рост введенных в разработку извлекаемых запасов нефти. Рассматривались три варианта разработки участка по исходной базе данных на 01.08.2005 года:

Базовый вариант. Прогноз до 2015 г. моделируется по технологическим показателям работы фонда скважин на август 2005 г., в котором добывающие и нагнетательные скважины были бы только вертикальными. Состояние выработки запасов сохраняется в рамках разукрупненных 24 участков для того, чтобы сохранить идентичность принятой базы расчета во всех трех вариантах

Вариант 1. Вместо вертикальных добывающих скважин, введенных в разработку в течение 1994-2005 гг., рассматриваются дополнительно пробуренные горизонтальные скважины, работающие с забойным давлением в вертикальных, равным начальному забойному давлению. В горизонтальных скважинах значение забойного давления берется по результатам моделирования базового варианта.

Вариант 2. До 2005 г. моделируется как первый, а затем прогноз до 2015 г. моделируется по технологическим показателям работы фонда скважин на август 2005 года, но добывающая скважина № 8732 переводится в нагнетательный фонд.

1078 18*0 19(2 1Я4 1Ив 1М 1М0 1М2 10И 1«М 1900 2000 2002 2004

Рисунок 10. Динамика изменения запасов, введенных в разработку, и отбора нефти от НИЗ но годам (залежь № 71, участок 17212)

Как показывает анализ состояния разработки и результаты расчетов бурение горизонтальных добывающих и ввод под нагнетание скважины 8732 на данном участке намного эффективнее использования вертикальных добывающих скважин, Объем нефти, добытой при использовании горизонтальных скважин, на 2003 г. составил 327,418 тыс.т, что на 13,837 тыс.т больше, чем при разработке по базовому варианту.

В результате проведенных расчетов по прогнозным данным перевод добывающей скважины № 8732 в нагнетательный фонд (при полном вскрытии горизонта турнейский ярус) позволяет дополнительно добыть 177,884 тыс.т нефти. Тогда при втором варианте разработки коэффициент нефтеизвлечения составит 0,3568 д.ед. Экономическая оценка проведена на основании данных НГДУ «Елховвефть» по состоянию на 01.01.2005 г. В результате выполненных расчетов установлено, что применение горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах является высокоэффективной технологией извлечения

Прогнозная технологическая эффективность разработки опытного участка №71 залежи Ново-Елховской площади горизонтальными скважинами до 2015 года приведена в таблице 2.

Таблица 2 - Прогнозная технологическая эффективность разработки ___г—__

Вариант Накопленная Прирост в КИН, Экономическая

разработки добыча сравнении дед. эффективность,

нефти, тыс. т с базовым, млн.руб.

тыс.т

Базовый 1013.551 - 0.2886 -

Вариант 1 1083.405 69.854 0.3154 36.8

Вариант 2 1191.435 177.884 0.3568 91.6

Фактическая экономическая эффективность от внедрения рекомендаций автора за 2005 год составила 3,598 млн.руб.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Проведенный комплекс исследований и их обобщение

позволяет сделать следующие выводы и рекомендации:

1. Обзор научной и научно-технической литературы по приведенной проблеме показал, что нефтяные месторождения, приуроченные к карбонатным отложениям республики Татарстан характеризуются низкой продуктивностью, высокой неоднородностью и высокой вязкостью нефти. Одной из эффективных технологий разработки такой категории залежей нефти является бурение горизонтальных скважин как одноствольных так и многоствольных. Вместе с тем при массовом их внедрении применительно к многозабойным горизонтальным скважинам (ГС) необходимо выполнить достоверное определение недренируемых подвижных запасов и формирование оптимальной схемы плотности размещения ГС.

2. Путем численного исследования на математической модели фильтрации флюидов в пласте по 14 вариантам расположения горизонтальных добывающих скважин разделенных вертикальными нагнетательными между ними установлено, что наибольшая эффективность достигается при расположении скважин в сочетании «многозабойная двухствольная -нагнетательная вертикальная - многозабойная двухствольная» со стволами, направленными противоположно от нагнетательной.

3. По результатам численных исследований для однородного и неоднородного пласта оптимизированы добывающие горизонтальные многозабойные скважины по углу расхождения двухствольного забоя на уровне 40 -120 по длине единичного бокового ствола 250-300 м, по расстоянию между добывающими и нагнетательными скважинами в сетке 500x500 и 700x700 м. Конкретные численные значения которых устанавливаются в результате расчетов по исходным данным, характеризующих

остаточные недренируемые подвижные запасы (текущие извлекаемые запасы) и прогнозные уровни добычи нефти.

4. Разработана методика расчета плотности расположения добывающих горизонтальных скважин с боковыми стволами, реализованная на залежи № 71 Ново-Елховского месторождения, внедрение которой для порово-трещиноватых карбонатных коллекторов позволит по сравнению с добычей нефти вертикальными скважинами дополнительно добыть 177,6 тыс.т нефти. При этом коэффициент нефтеотдачи увеличится с 0,288 до 0,356 доли ед. с прибылью до 2015 года в сумме 91,6 млн.руб. Фактическая экономическая эффективность от внедрения рекомендаций автора за 2005 г.составила 3,598 млн.руб.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях

1. Тюрин В.В., Муртазнна Т.М. Анализ бурения и эксплуатации ГС в НГДУ "Елховнефть" /Тезисы докладов научно-практической конференции, посвященной десятелетию АН РТ, Казань, 29-30 ноября 2001 г. - Издательство "Плутон".- Казань.-2001 г. С. 69-70.

2. Муртазина Т.М. результаты применения горизонтальной технологии на объектах Ново-Елховского месторождения. - НТЖ, Интервал - 2002.-№8.- С. 80-84.

3. Муртазина Т.М. Анализ опыта применения горизонтальной технологии в ОАО "Татнефть". - НТЖ "Технологии ТЭК".- 2005.-№5.-С. 2-6.

4. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Тазиев М.М, Муртазина Т.М Применение горизонтальных стволовскважин в разработке водонефгяных зон месторождения нефти. - М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ "Нефтепромысловое дело".- 2005.- №12.- С. 18-25.

5. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Тазиев М.М., Муртазина Т.М Оптимизация заводнения коллекторов водонефтяных зон месторождений нефти с применением горизонтальных скважин. -М.: ВНИИОЭНГ. НТЖ "Нефтепромысловое дело".- 2005,- №12. С. 32-38.

6. Муртазина Т.М., Буторин О.О., Владимиров И.В., Казакова Т.Г. Оптимизация системы разработки литологически экранированных линзовидных залежей нефти. - М.: ВНИИОЭНГ. НТЖ "Нефтепромысловое дело",- 2006,- №2,- С 18-29.

¿006 <У

35 4 2

Подписано к печати 13.02.2006 г. Бумага офсетная, формат 60x84/16. Отпечатано методом ризографии.

Тираж 100 экз. Уч.-изд. л. 1,78; усл.-печ. л. 1,36 Республика Башкортостан, 450075, г. Уфа, пр. Октября, 129/3. Тел. (3472) 35-77-19

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Муртазина, Таслия Магруфовна

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ПРОБЛЕМЫ И ПОСТАНОВКА

ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1. Современный уровень развития теории, технологии и техники проводки горизонтальных скважин.

1.2. Вопросы проектирования и размещения горизонтальных скважин.

1.3. Обобщение опыта эксплуатации горизонтальных скважин.

1.4. Состояние расчета основных технологических показателей ГС.

ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАСПОЛОЖЕНИЯ СКВАЖИН И ОРИЕНТАЦИИ БОКОВЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ ДЛЯ

ОДНОРОДНОГО ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА

2.1. Формирование схемы исследования.

2.2. Методические предпосылки.

2.3. Результаты численных исследований.

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАСПОЛОЖЕНИЯ СКВАЖИН И ОРИЕНТАЦИИ БГС ДЛЯ НЕОДНОРОДНОГО ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА.:.

3.1. Формирование модели исследования.

3.2. Результаты численных исследований.

ГЛАВА 4. РЕАЛИЗАЦИЯ РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО РАЗДЕЛАМ 2, 3 НА ЗАЛЕЖИ 71 ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА НОВО-ЕЛХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИХ ВНЕДРЕНИЯ.

4.1. Формирование исходной базы данных по исследуемому объекту.

4.2. Принципы размещения новых горизонтальных скважин.

4.3. Фактические данные о расположении ГС и анализ результатов внедрения рекомендаций.

4.4. Методика и расчет экономических показателей разработки с ГС залежи № 71 Ново-Елховского месторождения.

4.5. Прогнозная оценка технологической и экономической эффективности разработки участка 172-12 до 2015 года.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности применения однозабойных и многозабойных горизонтальных скважин при разработке карбонатных коллекторов"

Актуальность проблемы. Несмотря на значительные запасы нефти в карбонатных коллекторах, которые оцениваются в общем балансе по ОАО "Татнефть" в объеме 22% от всех запасов, выработка их сопряжена со значительными трудностями. Так коэффициент нефтеизвлечения по ОАО "Татнефть" составляет нижний предел от 0.07 до 0.24 дол. ед., в то время как по терригенным коллекторам Кн изменяется в пределах 0.16-0.25 доли ед. Низкая эффективность выработки запасов нефти в карбонатных коллекторах связана как геологическими признаками, так и не совершенством технологии их выработки. Повышенная геологическая неоднородность коллектора и разнообразная структура порового пространства, представленного трещинно-поровыми, порово-трещенными, трещинными коллекторами снижает эффективность фильтрационных потоков при отборе нефти и нагнетания воды для нефтевытеснения. Как правило, наблюдается интенсивное обводнение вследствие прорыва воды по трещинам, а выработка запасов из матрицы нефтеносных пород существующими технологиями достаточно низка. Поэтому степень промышленного освоения балансовых запасов нефти по этой категории коллекторов за последние 60 лет по ОАО "Татнефть" составляет в среднем лишь 15.6%. Разделенная по проницаемости коллектора пористой матрицы на четыре группы: первая - более 0.100 мкм2, вторая

У "У "У

0.010-0.100 мкм , третья - 0.001-0.010 мкм , четвертая - менее 0.001 мкм , практически является непроницаемым. Поэтому для эффективной их выработки в последние годы применяют горизонтальные стволы повышенной длины как однозабойные, так и многозабойные. Однако, создание более эффективных технологий дренирования пластовой продукции путем создания горизонтальных стволов, требует проведения целевых исследований по определенно оптимальной схемы размещения горизонтальных скважин (ГС), размеров ствола, их азимута, количества стволов для достижения высоких коэффициентов нефтеизвлечения.

Цель работы. Повышение эффективности разработки неоднородных карбонатных коллекторов за счет совершенствования технологии проводки горизонтальных однозабойных и многозабойных скважин путем обоснования их плотности размещения с учетом расстояния между ними, угла разветвления, проницаемости коллектора и полноты выработки запасов нефти.

Основные задачи исследования:

1. Анализ исследованности проблемы по опубликованным работам ведущих специалистов России и за рубежом и постановка задачи исследования.

2. Изучение достоинств и недостатков выбора участков для проводки горизонтальных скважин.

3. Аналитические исследования влияния геолого-физических характеристик пласта и параметров горизонтального ствола на эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти.

4. Совершенствование и разработка методики плотности размещения однозабойных и многозабойных горизонтальных скважин на нефтяной залежи.

5. Оценка эффективности внедрения разработанных рекомендаций па конкретном объекте.

Методы исследований. Решение поставленных задач базируется на аналитических и промысловых исследованиях с использованием современных методов обработки исходной информации и их анализа, математическом моделировании фильтрации многофазовой жидкости в неоднородном коллекторе и обобщения их результатов.

Научная новизна.

1. Установлены зависимости изменения накопленной добычи нефти от проницаемости для однородного и неоднородного коллектора при различных вариантах размещения на залежи горизонтальных одноствольных и многоствольных скважин.

2. Исследован механизм влияния расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами и угла между его стволами на отбор объема нефти вырабатываемого участка и времени его разработки.

3. Создана оптимальная схема плотности размещения однозабойных и многозабойных горизонтальных скважин для неоднородного по проницаемости коллектора, устанавливающая связь между зоной отбора продукции и нагнетания обеспечивающая наибольшую вырабатанность извлекаемых запасов.

Основные защищаемые положения.

1. Методика плотности размещения однозабойных и многозабойных горизонтальных скважин при различных схемах их расположения для однородного и неоднородного коллектора.

2. Зависимость влияния расстояния между скважинами в зоне нагнетания и отбора добывающими скважинами и угла между его стволами на степень выработанности участка.

3. Пределы оптимальных соотношений между накопленной добычей нефти, временем разработки участка и коэффициентом нефтеотдачи с учетом созданной эффективной плотности размещения ГС.

Достоверность полученных результатов достигалась в результате применеиия современных методов математического моделирования, анализа и апробации результатов экспериментальных и модельных исследований на промысловых объектах.

Практическая ценность.

1. На основании проведенного аналитического исследования по оптимизации плотности размещения однозабойных и многозабойных горизонтальных скважин предложены для использования в промысловых условиях усовершенствованные методы расчета технологических показателей эксплуатации скважин с расположением их в зонах повышенной нефтенасыщенности и слабой дренируемости.

2. Разработанные методики использованы при проводке горизонтальных однозабойных и многозабойных скважин на Ново-Елховском месторождении НГДУ "Елховнефть" ОАО "Татнефть" (скв. 6788,8733,8727,8738,8755,8824), внедрение которых позволило получить экономический эффект за 2005 год в сумме 3598,0 тыс. рублей.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах и научно-технических конференциях ОАО "Татнефть" (1998-2005 гг.), НПО "Нефтегазтехнология" (2004-2005 гг.), в территориальной комиссии по разработке нефтяных месторождений (г. Казань, 2003-2005 гг.), на научно-технической конференции "Строительство многоствольных, направленных и горизонтальных скважин на нефть и газ: Новые технико-технологические решения" (Москва, 22-23 июня, 2005 г., НПО "Буровая техника" - ВНИИБТ).

Публикации. Результаты исследований опубликованы в 6 печатных работах, в том числе две научные статьи опубликованы самостоятельно. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решения, анализ полученных результатов и организация внедрения новой технологии размещения горизонтальных скважин на Ново-Елховском месторождении.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, изложена на 104 страницах машинописного текста и содержит 50 рисунков, 12 таблиц, список использованных источников из 92 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Муртазина, Таслия Магруфовна

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Проведенный комплекс исследований и их обобщение позволяет сделать следующие выводы и рекомендации:

1. Обзор научной и научно-технической литературы по приведенной проблеме показал, что нефтяные месторождения, приуроченные к карбонатным отложениям республики Татарстан характеризуются низкой продуктивностью, высокой неоднородностью и высокой вязкостью нефти. Одной из эффективных технологий разработки такой категории залежей нефти является бурение горизонтальных скважин как одноствольных так и многоствольных. Вместе с тем при массовом их внедрении применительно к многозабойным горизонтальным скважинам (ГС) необходимо выполнить достоверное определение недренируемых подвижных запасов и формирование оптимальной схемы плотности размещения ГС.

2. Путем численного исследования на математической модели фильтрации флюидов в пласте по 14 вариантам расположения горизонтальных добывающих скважин разделенных вертикальными нагнетательными между ними установлено, что наибольшая эффективность достигается при расположении скважин в сочетании «многозабойная двухствольная — нагнетательная вертикальная — многозабойная двухствольная» со стволами, направленными противоположно от нагнетательной.

3. По результатам численных исследований для однородного и неоднородного пласта оптимизированы добывающие горизонтальные многозабойные скважины по углу расхождения двухствольного забоя на уровне 40 -120 по длине единичного бокового ствола 250-300 м, по расстоянию между добывающими и нагнетательными скважинами в сетке 500x500 и 700x700 м. Конкретные численные значения которых устанавливаются в результате расчетов по исходным данным, характеризующих остаточные недренируемые подвижные запасы (текущие извлекаемые запасы) и прогнозные уровни добычи нефти.

4. Разработана методика расчета плотности расположения добывающих горизонтальных скважин с боковыми стволами, реализованная на залежи № 71 Ново-Елховского месторождения, внедрение которой для порово-трещиноватых карбонатных коллекторов позволит по сравнению с добычей нефти вертикальными скважинами дополнительно добыть 177,6 тыс.т нефти. При этом коэффициент нефтеотдачи увеличится с 0,288 до 0,356 доли ед. с прибылью до 2015 года в сумме 91,6 млн.руб. Фактическая экономическая эффективность от внедрения рекомендаций автора за 2005 г. составила 3,598 млн.руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Муртазина, Таслия Магруфовна, Уфа

1. Абдурахманов М.Т., Кагарманов Н.Ф. Оптимизация профилей горизонтальных скважин// Пути интенсификации добычи нефти: Сб.тр.ин-та БашНИПИнефть.- -Уфа, 1989.-Вып.80.

2. Абдурахманов М.Т., Кагарманов Н.Ф. Оптимизация профилей горизонтальных скважин. //Тр. БашНИПИнефть.- Уфа, 1989.-Вып.80.-С.80.

3. Абдурахманов М.Т., Кагарманов Н.Ф. Проектирование профилей горизонтальных скважин.// Тр. БашНИПИнефть.- Уфа, 1991.-Вып.84.-С.98.

4. Азис X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра (пер. с англ.).-1982.-408 с.

5. Акбулатов Т.О. Вынос частиц шлама из горизонтального ствола скважины. /Нефть и газ. 2000. - № 1. — С. 34-38.

6. Акчурин Х.И., Струговец Е.Т., Янгуразов А.Е. Гидравлическая перфорация в боковых стволах с помощью малогабаритных скважинных устройств. /Бурение. 2002. - № 1. - С. 20-22.

7. Андреев В.Е. Комплексное геолого-технологическое обоснование и прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи /Дисс.на соиск.учен.степ.докт.техн.наук.-Уфа.-1997.-341 с.

8. Афанасьев В.А., Денисов В.Г., Юсупов А.Т. Эксплуатация горизонтальных скважин газонефтяной залежи АС4.8 Федоровского месторождения. -Нефтяное хозяйство.-2001. №9.-С. 103-105.

9. Балуев А.А. Бурение продуктивных пластов в условиях равновесия (депрессии) в системе скважина-пласт. /Нефтяное хозяйство. 2001. -№9.-С. 38-39.

10. Балуев А. А. Перспективы бурения многоствольных скважин на месторождениях Сургутского свода. Нефтяное хозяйство. -2002. - № 8. -С. 33-34.

11. Балуев А.А., Лушпеева О.А., Усачев Е.А., Грошева Т.В. Эффективность применения биополимерных растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным участком. /Нефтяное хозяйство-2001. № 9. — С. 35-37.

12. Беляков Н.В. Новая технология проводки горизонтальных скважин. /Бурение. 1998. - № 4. - С. 15-17.

13. Богданов В.Л., Медведев Н.Я. Анализ результатов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин на Федоровском месторождении. /Нефтяное хозяйство. 2000. - № 8. - С. 30-42.

14. Боглаев Ю.П. Вычислительная математика и программирование. М.: Высшая школа.-1990.-544 с.

15. Богомольный Е.И., Сучков Б.М. Технологическая и экономическая эффективность бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов. /Нефтяное хозяйство. 1998. - № 3. - С. 19-21.

16. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964. - 154 стр.

17. Булыгин Д.В., Булыгин В.Я. Геология и имитация .разработки залежей нефти. М.:Недра.-1996.-382 с.

18. Буторин О.О., Хисамутдинов Н.И., Халиуллин Ф.Ф., Закиров А.Ф. Эффективность разработки литологически экранированных линз двумя скважинами. // Нефтяное хоз-во.-2001.-№8.-С.57-59.

19. Вахрешев Л.П., Кошелев В.Н. Пространственные структурированные водные безглинистые буровые растворы. /Нефтяное хозяйство. 2001. -№9.-С. 40-43.

20. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи (этапы развития, современное состояние и перспективы). М.: ОАО ВНИИОЭНГ. -2004 г.-216 с.

21. Гайфуллин Я.С., Кнеллер JI.E., Грезина О.А. К оценке влияния особенностей геологического разреза на потенциальные дебиты горизонтальной скважины. /Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2000. - № 9. - С. 29-35.

22. Галаев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КубК-а.-1997.-352 с.

23. Гилязов P.M. Бурение нефтяных и газовых скважин с боковыми стволами. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 255 с.

24. Гильманова Р.Х. Совершенствование геотехнологических основ разработки многопластовых месторождений /Дисс.работа на соиск.учен.степ.доктора техн.наук/ Уфа, ГУП «ИПТЭР».-2005.-236 с.

25. Горбунов А.П., Забродин Д.П., Султанов Т.А., Табаков В.П., Мухаметзянов Р.Н. Возможность разработки низкопродуктивных коллекторов системой горизонтальных скважин. /Нефтяное хозяйство. -1993.- №3.-С. 8-11.

26. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. -М.: Недра, 1969. 190 с.

27. Громов В.Г. Опыт применения методики исследования трещинных коллекторов. /Тр. ВНИГРИ. 1963. - Вып. 214. - С. 44-48.

28. Груздилович JI. К. Колтюбинговое бурение новый этап в развитии экологически чистых технологий вторжения в недра. /Технологии ТЭК. -2002.- № 12.-С. 26-28.

29. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа.ИПН и Г РАН.М.-2004.-520 с.

30. Кагарманов Н.Ф., Давлетбаев М.Р., Самигуллин В.Х., Шайнуров Р.С., Юмашев Р.Х., Гилязов P.M. Вскрытие продуктивных пластов горизонтальными скважинами. /Межвузовский тематический сборник научных трудов.-Уфа.-УГНТУ.-1996.

31. Кагарманов Н.Ф., Тимашев Э.М., Ювченко Н.В., Берлин Т.Г., Сафина Н.М. Моделирование процесса фильтрации неньютоновских жидкостей в пласте, разрабатываемом системой горизонтальных скважин. /Тр.БашНИПИнефть.-1992.-Вып.86.-Уфа.-С.22-25.

32. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. /Справочник. М.: Недра, 1997. -648 с.

33. Керимов М.З. Основные особенности разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами. /Нефтяное хозяйство. -2001,- № 12.-С. 44-48.

34. Киселев П.В., Махоро В.А. Разработка и применение специальных буровых растворов для бурения горизонтальных скважин. /Нефтяное хозяйство. 1998. - № 2. - С. 22-24.

35. Котенев Ю.А., Нугайбеков Р.А., Каптелинин О.В. Повышение эффективности эксплуатации залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. М.: Недра.-2004.-236 с.

36. Кудинов В.И., Савельев В.А., Богомольный Е.И., Сучков Б.И. Горизонтальное бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов в нерентабельных скважинах ОАО «Удмуртнефть» // Нефтяное хоз-во.-1997.-№5.

37. Кульчицкий В.В. Проблемы геонавигации и новые технологии добычи углеводородов в XXI веке. /Нефть, газ и бизнес. 2001. - № 2. - С. 20-23.

38. Курамшин P.M., Роженас Я.В., Величкова В.А. Обобщение опыта разработки горизонтальными скважинами залежей нефти месторождений Западной Сибири. /Нефтепромысловое дело. 2002. - № 2. - С. 19-27.

39. Луценко В.В., Вахитов Г.Г. Оценка успешности использования капитальных вложений при проводке горизонтальных скважин. /Нефтяное хозяйство. 1999. - № 9. - С. 21-25.

40. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. -М.: Недра, 2000. 525 с.

41. Лысенко В. Д. Проблемы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. /Нефтяное хозяйство. 1997. - № 7. - С. 19-24.

42. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений вертикальными и горизонтальными скважинами. /Нефтепромысловое дело. 1999. - № 5. -С. 2-17.

43. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений,- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр».-2001.- 526 с.

44. Маганов Р.У., Маслянцев Ю.В., Праведников Н.К., Ювченко Н.В. Некоторые особенности применения горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений. /Нефтепромысловое дело. 2001. -№ 3. - С. 2-6.

45. Маслянцев Ю.В., Желтов Ю.В., Хавкин А.Я., Алиев Г.М. О предупреждении деформации нефтяных пластов с помощью горизонтальных дрен. /Нефтяное хозяйство. — 1999. № 3. - С. 23-24.

46. Медведев Н.Я., Батурин Ю.Е. Новые технологии нефтеизвлечения из залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. /Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Мат. науч.-практ. конф. - ЦКР, 6-8 апреля 1999 г. -М.: ВНИИОЭНГ.-1999.-С.116-135.

47. Медведев Н.Я., Малышев А.Г., Сонич В.П. Анализ применения боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». /Нефтяное хозяйство. -2001. № 9. - С. 58-62.

48. Мессер А., Повалихин А.Н. Перспективные технологии бурения скважин. /Нефтегазовая вертикаль. — 2001. № 6. - С. 34-37.

49. Мешков В.М., Нестеренко М.Г., Ледяев Е.А. Анализ технологий исследования скважин с горизонтальными стволами. /Нефтяное хозяйство. 2001. - № 9. - С. 93-94.

50. Муртазина Т.М. Анализ опыта применения горизонтальной технологии в

51. ОАО «Татнефть». Нефть и капитал.- 2005.- №5.-С.2-6.

52. Муртазина Т.М. Результаты применения горизонтальной технологии наобъектах Ново-Елховского месторождения. Интеграл. 2002.-№8. С.-8084.

53. Муртазина Т.М., Владимиров И.В., Буторин О.О., Казакова Т.Г. Оптимизация системы разработки литологически экранированных линзовидных залежей нефти. М.: ВНИИОЭНГ. «Нефтепромысловое дело».-2006.- №2.

54. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Фазлыев Р.Т. Создание систем разработки месторождений с применением горизонтальных скважин. /Нефтяное хозяйство. 1994. - № 10. - С. 32-37.

55. Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. Перспективы и проблемы использования горизонтальных скважин для увеличения объемов добычи нефти и газа. /Нефть и газ в СНГ. 1993. - № 1. - С. 12-16.

56. Нуряев А.С., Балуев А.А., Харламов К.Н. Бурение боковых стволов с горизонтальным участком из бездействующих добывающих скважин. -Нефтяное хозяйство.-2001.- №9.-С. 106-107.

57. Нуряев А.С., Батурин Ю.Е., Сонич В.П. Эксплуатация скважин с боковыми стволами на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». -Нефтяное хозяйство. 2002. - № 8. - С. 13-19.

58. Оганов А.С. Техника и технология строительства горизонтальных скважин: Экспресс-информ. Сер.Газовая промышленность/ИРЦ Газпром.-М., 1993.-Вып.4,5.

59. Оганов С.А., Оганов Г.С., Позднышев С.В. / Многозабойное бурение скважин развитие, проблемы и успехи. - М.: ВНИИОЭНГ, 2001. - 60 с.

60. Оганов С.А., Оганов Г.С., Позднышев С.В. Технологические аспекты строительства радиально-разветвленных горизонтальных скважин. /Бурение.-2001.- №10.-С. 6-12.

61. Проселков Е.Ю., Проселков Ю.М. Использование геонавигации для оперативного управления траекторией ствола горизонтальной скважины. /Нефтяное хозяйство. 2001. - № 2. - С. 32-35.

62. Рамазанов Р.Г., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т. Моделирование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин. /Сб. науч. трудов «Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана». Бугульма, 1996. - С. 81-89.

63. Рюкасл С., Шульженко Г. Современные технические средства оперативной корректировки траектории горизонтальной скважины с учетом фактических геологических условий // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1996.-№4.-С. 15-20.

64. Самигуллин В.Х. Забойные компоновки для управления траекторией горизонтальных скважин./ Сб.научн.тр.БашНИПИнефть.-Вып.86.-Уфа.-1992.-С.42-43.

65. Санкин В.М., Леви Б.И. Учет работы горизонтальных скважин в математических моделях нефтяного пласта// Нефтяное хоз-во.-1993.-№ 5.-С.15-17.

66. Саттаров М.М., Мусин М.Х., Полудень И.А. Системы разработки месторождений нефти и газа с помощью горизонтальных скважин. М.: ВНТИцентр ГКНТ СССР, 1991. - 140 с.

67. Сохошко С.Х., Грачев С.И. Оптимизация траектории добывающих скважин в интервале продуктивного пласта с учетом его анизотропии. /Нефть и газ. 2000. - № 2. - С. 59-62.

68. Сохошко С.Х., Грачев С.И. Разработка водонефтяных зон горизонтальными многозабойными скважинами. /Нефть и газ. 1999. -№ 1. - С. 20-24.

69. Султанов Б.З. Технология эффективной разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. ' /«Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики»./ Межвузовский тематический сб. научн.тр.-Уфа.-УГНТУ.-1996.-С.З-7.

70. Сургучев М.Л., Табаков В.П., Киверенко В.М. Перспективы применения горизонтальных и многозабойных скважин для разработки нефтяных месторождений. /Нефтяное хозяйство. 1991. - № 9. - С. 37-39.

71. Тюрин В.В., Муртазина Т.М. Анализ бурения и эксплуатации ГС в НГДУ «Елховнефть». Тезисы докладов научно-практической конференции, посвященной 10-летию Академии наук Республики Татарстан. Казань.-2001.- Изв-во «Плутон».- С. 69-70.

72. Федоров В.Н., Шемуков А.И., Мешков В.М. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин. /Нефтяное хозяйство. 2002. -№ 8. - С. 92-94.

73. Хисамов Р.С., Ибатуллин P.P., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т. Опыт строительства и эксплуатации многозабойных скважин. Нефть и жизнь. - №3.-2005.-С.42-43.

74. Хисамутдинов Н.И., Буторин О.И., Тазиев М.З., Хисамов Р.С. Обоснование рациональной разработки многопластового месторождениясистемой горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство. - 2001. -№ 8.- С. 60-62.

75. Хисамутдинов Н.И., Гильманова Р.Х., Владимиров И.В., Ахметов Н.З., Абдулмазитов Р.Г., Сарваретдинов Р.Г. Разработка нефтяных пластов в поздней стадии. Том I, Геология и разработка залежи в поздней стадии. М.:ВНИИОЭНГ.-2004.-252 с.

76. Hang В.Т., Ferguson W.I., Kudland Т.: "Horizontal wells in the water zone: the most effective way of the tapping oil from thin oil zones?"/ Paper SPE 22929 presented at the ATCE. Dallas, 1991, Oct.6-9.

77. Joshi, S.D., Y.: "Horizontal well application: reservoir management"./ Paper SPE 37036 presented at the 2nd International Conference on Horizontal Well Technology, Calgary, Nov. 18-20,1996.

78. Joshi, S.D.: "Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells". // JPT, № 6,1988,p.729-739.

79. Joshi, S.D.: "Horizontal wells: successes and failures". // Journ. Of Canad. Petrol. Technology, vol.33, №3,1994, p.15-17.

80. Joshi, S.D.: "Methods calculate area drained by horizontal wells". // Oil and Gas Journal, Sept. 17,1990, p.77-82.

81. Joshi, S.D.: Horizontal well technology. Pen Well Publishing Company, Tulsa, 1991.-533 pp.

82. T.A.Jelmert, Sven A. Vik. Возможность возникновения равнонаправленного притока к горизонтальной скважине/ Oil and Gas Journal, 11/1995.

83. НГДУ «Елховнефтъ» Афлетонов РА.2006г.1. АКТо внедрений рекомендаций диссертационной работы Муртазиной Таслии Магруфовны по теме:

84. Повышение эффективности применения однозабойных и многозабойных горизонтальных скважин при разработке . карбонатных коллекторов».