· web viewУДК 622.276. 1/4 (476) Основные критерии и прогноз...

УДК 622.276. 1/4 (476)

ОСНОВНЫЕ КРИТЕРИИ И ПРОГНОЗ ПРОДУКТИВНОСТИ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ СТВОЛОВ СКВАЖИН

В.Н. Бескопыльный(РУП «ПО «Белоруснефть»)

Для оптимизации поисков и разведки залежей углеводородов, повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти в Беларуси применяется большой набор методов и технологий. В течение последних десяти лет большое значение среди этих методов приобрело бурение дополнительных (вторых) стволов.

Впервые в объединении «Белоруснефть» дополнительный ствол был пробурен в 1983 г. в поисковой скважине 10-Западно-Малодушинская с целью установления границ распространения перспективных отложений и опоискования локального поднятия. Бурение его было обусловлено тем, что основной ствол скважины вскрыл целевые горизонты за пределами перспективной структуры в связи с наличием сброса в осадочном чехле. До настоящего времени при необходимости осуществляется бурение вторых стволов при поисках и разведке залежей нефти, но, главным образом, бурятся эксплуатационные дополнительные стволы.

В таблице 1 приведено количество дополнительных стволов, пробуренных по годам и полученный геологический эффект в виде объема дополнительно добытой нефти за счет бурения этих скважин. Ежегодно в объединении «Белоруснефть» за 2001-2005 гг. бурилось по 12-21 стволу. В 2004 году построено, в том числе, три горизонтальных дополнительных ствола и плюс 3 внеплановых ствола из бурящихся скважин, не подтвердивших модель строения месторождений. Каждый дополнительный ствол обеспечивает ежегодно добычу, в среднем, по 1200-3700 т нефти. По состоянию на 1 сентября 2005 года из каждого дополнительного ствола добыто, в среднем, по 10147 т нефти. Средняя длительность эксплуатации дополнительного ствола составляет 791 сутки и эффект по многим скважинам продолжается.

К эффекту в виде дополнительно добытой нефти следует приплюсовать большой объём геологической информации, полученный при перебуривании поисковых и разведочных скважин.

Целесообразность бурения дополнительных стволов обусловлена тремя основными обстоятельствами:

1 - затраты на второй ствол обычно в 2-3 раза ниже затрат на полную скважину;2 – геологические и промысловые задачи решаются быстрее при бурении

дополнительного ствола, чем при бурении полнообъемной скважины;3 - зачастую новую скважину даже не возможно заложить из-за неблагоприятных

поверхностных условий.

1. Геологические задачи для дополнительных стволов

Бурение дополнительных стволов в скважинах строящихся, ликвидированных или находящихся в бездействии может решать широкий спектр геологических задач. При этом речь идет о тех случаях, когда скважины невозможно восстановить путем ремонтно-восстановительных работ и альтернативой второму стволу может быть только новая скважина, пробуренная с дневной поверхности.

Целесообразно эти задачи разделять на три группы в зависимости от назначения скважины (табл. 2). К первой группе относятся геологические задачи поисков залежей УВ.

Таблица 1 – Объем бурения дополнительных стволов в РУП «ПО «Белоруснефть»

Назначение скважин, из которых пробурены дополнительные стволы

годы 1990-1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Всего

1 Вторые стволы

количество стволов 9 3 2 6 6 15 17 21 22 20 121

1.1. в т.ч. с горизонтальным у-ком. 3

1.2. объем бурения,м 4280 1486 1968 3614 2791 5222 8658 11961 12416 11159 63555

1642

2 Дополнительная добыча нефти

2.1. накопленная с 1990 г 85541 107830 149330 204185 275301 396595 563369 774591 1008991 1281459 1281459

2.2. из новых в текущем году 6135 2189 12919 7087 20869 49597 56986 59716 45975

2.3. накопленная за текущий год 26408 41500 54855 71116 121294 166774 211222 234400 272468

Примечание:

Средняя по 1 стволу

длительность эксплуатации

дополнительного ствола, сутки

Средняя накопленная добыча нефти, т.

На один пробуренный ствол на один удачный ствол

758.3 10590.6 12321.7

Таблица 2 – Основные геологические задачи для дополнительных стволов в скважинах, ликвидированных по разным причинам* или бездействующих

Т

Решение этих задач путем бурения дополнительных стволов преследует основную цель – выявление нового месторождения или залежи УВ.

Вторая группа включает геологические задачи разведки залежей УВ. Разведочные дополнительные стволы призваны, в конечном счете, уточнить модель залежи (месторождения) и объем извлекаемых запасов УВ.

Третья группа геологических задач относится к области разработки залежей УВ. С помощью дополнительных стволов можно минимизировать финансовые и материальные затраты на оптимизацию разработки месторождений нефти и газа.

Рассмотрим более подробно задачи каждой из групп. В таблице 2 показано, что геологические задачи в поисках месторождений УВ можно разделить на пять классов, каждый из которых имеет свой код для удобства использования данной классификации в компьютерных программах. Задачи разведки залежей также распределены на подобные классы, имеющие различия и сходства с поисковыми задачами по каждому соответствующему классу. Так, задачи «з.1.1.s» и «з.2.1.s» в общем направлены на изучение структурного плана перспективного объекта. Задачи «з.1.2.s» и «з.2.2.s» относятся к характеристике резервуаров, а задачи «з.1.3.s» и «з.2.3.s» - к изучению нефтенасыщенности резервуаров.

Классы «з.1.4.s» и «з.2.4.s» включают задачи изучения строения объекта в целом, т.е. все задачи, сформированные в предыдущих трех классах.

Пятый класс («з.1.5.s» и «з.2.5.s»), по существу, ставит задачу повторить в дополнительном стволе все геологические условия, выявленные в основном стволе скважины.

Основные геологические задачи разработки залежей УВ, которые могут быть поставлены перед дополнительными стволами следующие:

уточнение границ распространения продуктивных отложений (доразведка залежи) и вместе с тем формирование сетки эксплуатационных скважин. Код задачи: «з.3.1.s»;

уточнение модели резервуара. Формирование сетки эксплуатационных скважин. Код: «з.3.2.1.s»;

переход на другой, более продуктивный эксплуатационный объект или на иной, более продуктивный пласт в основном объекте. Код: «з.3.2.2.s»;

интенсификация добычи нефти (горизонтальное бурение, СКР, ГРП и др.). Код: «з.3.2.3.s»;

уточнение и разработка невыработанных зон продуктивного объекта. Код: «з.3.3.1.s»;

переход на другой, менее обводненный эксплуатационный объект или на иной, более нефтенасыщенный пласт прежнего объекта. Код: «з.3.3.2.s»;

применение различных оптимальных методов повышения нефтеотдачи. Код: «з.3.3.3.s»;

формирование проектной сетки скважин или уплотнение её. Код: «з.3.4.s»; восстановление деградированной сетки эксплуатационных скважин. Код:

«з.3.5.s»;Перечень геологических задач, возлагавшихся на дополнительные стволы в РУП

«ПО «Белоруснефть», приведен в таблице 3. В Беларуси дополнительные стволы бурились с целью:

поисков залежей УВ – 5 стволов; разведки нефтяных месторождений – 2 ствола; разработка залежей нефти – 109 стволов (см. табл.3)

Приоритетное значение прибрели геологические задачи: переход на менее обводнённый эксплуатационный объект или на более нефтенасыщенный пласт прежнего объек-Таблица 3 – Перечень геологических задач для дополнительных стволов,

пробуренных в РУП «ПО «Белоруснефть»

№№ п/п

Код задачи Наименованиу геологической задачи

Кол-во пробуренных дополнительных стволов

Всего за период с 1996

по 2005 (включ.)

Прогноз на 2006

1. Задачи поисков залежей УВ

1 з.1.1.s

= Установление границ распространения перспективных отложений. Опоискование объекта в зоне развития перспективных отложений.

3

2 з.1.2.s = Установление границ распространения коллекторов. Опоискование объекта в благоприятных геологических условиях

2

2. Задачи разведки залежей УВ

3 з.2.2.s = Разведка границ и свойств коллекторов. Вскрытие продуктивных отложений в оптимальных условиях.

2

3. Задачи разработки залежей УВ

4 з.3.1.s = Уточнение границ распространения продуктивных отложений (доразведка залежи) с целью создания сетки эксплуатационных скважин.

10 4

5 з.3.2.1.s = Уточнение модели резервуара основного продуктивного объекта (доразведка залежи), с целью формирования сетки эксплуатационных скважин.

6

6 з.3.2.2..s = Переход на более продуктивный эксплуатационный объект или на более продуктивный пласт в основном объекте.

10 3

7 з.3.2.3.s = Интенсификация добычи нефти (горизонтальное бурение, СКР, ГРП и т.д.) (в том числе)

(3) (3)

8 з.3.3.1.s = Уточнение и разработка невыработанных зон продуктивного объекта.

17 1

9 з.3.3.2.s = Переход на менее обводненный эксплуатационный объект или на более нефтенасыщенный пласт прежнего объекта.

33 5

10 з.3.4.s = Формирование проектной сетки скважин или уплотнение её.

6 1

11 з.3.5.s = Восстановление деградированной сетки эксплуатационных скважин.

32 7

Всего: 121 21

та (пробурен 31 ствол) и восстановление деградированной сетки эксплуатационных скважин (30 стволов).

Геологическая задача для каждого дополнительного ствола определяется, прежде всего, назначением пробуренного основного ствола скважины, причиной его ликвидации или вывода в бездействие и состоянием разработки соответствующей залежи. Конечно, кроме этого, постановка геологической задачи определяется также степенью развития техники и технологии бурения и работы с пластом, а также экономической целесообразностью применения передовых технологий в каждом конкретном случае. Рассмотрим главные причины ликвидации скважин.

2. Главные причины ликвидации или перевода в бездействующий фонд поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин

Скважины любого назначения (поисковые, разведочные, добывающие, нагнетательные) ликвидируются или выводятся во временное бездействие (консервация, контрольные, бездействующие) по множеству причин, которые, однако, можно разделить на пять нижеследующих классов:

отсутствие (выпадение из разреза по разлому, вследствие размыва и т.д.) перспективных (продуктивных) отложений. Код причины: п.1.1.; п.2.1. или п.3.1. в зависимости от назначения скважины (табл. 2);

отсутствие в разрезе скважины перспективных коллекторов или их низкие фильтрационно-емкостные свойства, или снижение продуктивности скважины. Код: п.1.2.; п.2.2. и п.3.2.;

водонасыщенность перспективных отложений или достижение предельной обводненности продуктивных объектов. Код: п.1.3.; п.2.3. и п.3.3.

Перечисленные три класса причин относятся к типу геологических. Эти причины свидетельствуют о недостоверности прогноза модели залежи при заложении основного ствола скважины или о выработке запасов нефти в зоне дренирования скважины. При проектировании дополнительного ствола геологическая модель структуры или залежи должна быть уточнена по результатам переобработки и переинтерпретации суммы всех геолого-геофизических данных.

Следующие два класса причин ликвидации скважин относятся к типу технических: по техническим причинам не охарактеризован перспективный (продуктивный)

разрез. Это может быть обусловлено не достижением проектной глубины или не успешностью проведения геофизических исследований и т.д. Код: п.1.4.; п.2.4. и п.3.4.;

по техническим причинам не эксплуатируется продуктивный объект или не ведётся закачка воды в пласт (в нагнетательной скважине). Код: п.1.5.; п.2.5. и п.3.5.

В РУП «ПО «Белоруснефть» восстановлены дополнительными стволами скважины следующих видов (табл. 4):

поисковые – 5 скважин; разведочные – 2 скважины; эксплуатационные – 109 скважин.Главным образом, были восстановлены вторыми стволами скважины,

ликвидированные из-за предельной обводнённости продуктивных горизонтов (44 скважины) и прекращения эксплуатации по техническим причинам (тоже 44 скважины).

Технические причины явились фактором сокращения фонда эксплуатационных скважин, например, на межсолевых залежах Южно-Сосновского и Осташковичского месторождений, а также на семилукской залежи Речицкого месторождения (20-40% фонда скважин).

В 2006 г прогнозируется восстановить скважины, которые, в основном, были ликвидированы по причине предельной обводнённости продуктивных горизонтов (10 скважин см. табл. 4)

Таблица 4 – Перечень причин ликвидации или вывода в бездействие основных стволов скважин, восстановленных дополнительными стволами в РУП «ПО «Белоруснефть»

№№ п/п

Код причины Наименование причин ликвидации скважин

Количество пробуренныхдополнительных стволов

Всего за период с 1996 по 2005

(включ.)

Прогноз на 2006

1. Причины ликвидации поисковых скважин

1 П.1.1. = Отсутствие перспективных (продуктивных) отложений 5

2. Причины ликвидации разведочных скважин

2 П.2.1. = Отсутствие перспективных (продуктивных) отложений 2

3. Причины ликвидации эксплуатационных скважин

3 П.3.1. = Отсутствие перспективных (продуктивных) отложений 13 1

4 П.3.2. = Отсутствие коллекторов или их низкая продуктивность 9 5

5 П.3.3. = Предельная обводнённость перспективных (продуктивных) отложений 47 10

6 П.3.5.

= По техническим причинам не эксплуатируется продуктивный горизонт или не ведется закачка воды (аварии при изоляции или при переходе на др. продуктивный горизонт, нарушение эксплуатационной колонны и др.)

45 5

Всего: 121 21

3. Постановка геологической задачи для бурения дополнительного стволав скважине, ликвидированной по той или иной причине

В таблице 2 показана зависимость геологических задач для дополнительных стволов от назначения основного ствола скважины и от причин её ликвидации. Эта таблица может служить алгоритмом при оценке перспектив использования ликвидированных скважин, элементом в компьютерной программе под условным названием «Прогноз эволюции фонда скважин на месторождении». Целью такой программы является нахождение оптимальных вариантов использования уже пробуренных скважин для решения тех или иных задач с помощью дополнительных стволов на протяжении всего периода разработки месторождения (повышение нефтеотдачи пластов и интенсификация добычи нефти за счёт бурения горизонтального или субгоризонтального ствола, переход на другой пласт эксплуатируемого объекта или на другой объект разработки, доразведка того или иного перспективного горизонта, перевод скважины под нагнетание воды в пласт для ППД и т.д.). Динамические модели отдельных залежей и месторождения в целом обоснуют целесообразность принятия тех

или иных вариантов перебуривания скважин. Конструкция основного ствола скважины должна предусматривать возможность многоцелевого использования пробуренных скважин.

Постановка геологической задачи с помощью таблицы 2 осуществляется следующим образом. Принимая во внимание причину ликвидации скважины, например, геологическая причина «п.1.1.», мы видим, что дополнительный ствол может решить задачу «з.1.1.s». Но если ликвидированная скважина расположена уже в пределах открытого месторождения, то дополнительный ствол может решить задачи «з.2.1.s.» и «з.3.1.s.», т.е. как задачи разведки, так и разработки залежи УВ. Если скважины ликвидированы по техническим причинам «п.1.5.», или «п.2.5.», или «п.3.5.», то геологические задачи для всех трех дополнительных стволов практически аналогичны: организация разработки данного участка залежи УВ путем пуска дополнительного ствола в добычу или под закачку.

Для проектирования дополнительного ствола скважины помимо геологической задачи необходимо задать условия проводки скважины, и прежде всего, барические характеристики вскрываемого разреза. Возможные варианты барических разрезов рассмотрены в следующем разделе.

4. Классификация геологических разрезов по барическим условиям

В осадочном чехле Припятского прогиба во внутрисолевом, межсолевом и подсолевом продуктивных комплексах начальные градиенты пластовых давлений изменяются как по вертикали от комплекса к комплексу, так и по латерали внутри комплекса. При проектировании конструкции скважины кроме неоднородности пластового давления следует учитывать барические характеристики пластических и экструзивных деформаций глин, галита, трещиноватых пород.

Длительная разработка залежей Беларуси привела к ещё большей неоднородности барического поля осадочного разреза. Даже внутри относительно гидродинамически единого объекта разработки пласты с разной проницаемостью характеризуются не только различной нефтенасыщенностью (выработкой запасов УВ), но и разными приведенными пластовыми давлениями (градиентами давления).

В таблице 5 приведена попытка классифицировать геологические разрезы месторождений УВ по барическим условиям. Разрезы месторождений и залежей можно разделить на два типа: первый – барически однородные и второй – барически неоднородные.

К первому типу отнесены разрезы залежей или месторождений, в пределах которых отсутствуют пластические и экструзивные деформации, а пластовые давления во всех пластах-коллекторах соответствуют единому градиенту. Пласты-коллекторы и пласты, характеризующиеся пластическими или экструзивными деформациями, давления в которых имеют принципиальное значение при проектировании конструкции скважины, мы называем опорными.

К барически неоднородным разрезам отнесены двух или многопластовые разрезы, каждый пласт в которых отличается от смежного барической напряженностью, т.е. градиентами пластового давления или давления текучести и экструзий. Этот тип делится на четыре класса:

«барически прогрессионный разрез», который характеризуется ростом с глубиной (от пласта к пласту) градиента пластового давления (Рпл);

«барически регрессионный разрез» отличается уменьшением относительного пластового давления (градиента) от пласта к пласту по мере увеличения глубины;

«барически интеррепрессионный трехпластовый разрез» имеет градиент Рпл в среднем (втором) пласте больше, чем градиенты Рпл в верхнем (первом) и в нижнем (третьем) пластах;

«барически интердепрессионный трехпластовый разрез» имеет градиент Рпл (и относительное Рпл) меньше, чем в верхнем (первом) и нижнем (третьем) пластах.

Таблица 5 – Классификация геологических разрезов месторождений УВ по барическим условиям

1. Барически однородные разрезы 2. Барически неоднородные разрезы

Барически двухпластовый или многопластовый разрез Барически трехпластовый разрез

2.1 Барически прогрессионный разрез

2.2. Барически регрессионный разрез

2.3. Барически интеррепрессионный трехпластовый разрез

2.4. Барически интердепрессионный трехпластовый разрез

Gr1=Gr2=Gr3=…= =Grn

Gr1<Gr2<Gr3<…<Grn Gr1>Gr2>Gr3>…>Grn Gr1<Gr2>Gr3 Gr1>Gr2<Gr3

1 2 3 4 5Типичные примеры месторождений Беларуси

Южно-Осташковичское месторождение

Ветхинское месторождение Вишанское месторождение Речицкое месторождение Речицкое месторождение

Начальные данные Начальные данные Начальные данные Для подсолевых отложений Для межсолевых отложений

Gr(в/с)=Gr(м/с)= =Gr(н/с)=Gr(п/с)

Gr(над/с)<Gr(вн/с)< <Gr(м/с)<Gr(н/с)<Gr(п/с) Gr(м/с)>Gr(н/с)>Gr(п/с-к.) Начальные данные Начальные данные

1,25=1,25=1,25=1,25 1,0<1,03<1,18<1,25<1,54 1,3-1,34>1,25>1,18 Gr(над/с)<Gr(в/с)=Gr(н/с)> >Gr(п/с-к.) Gr(в/с)>Gr(IV-V)<Gr(VI-VIII)

Скв.№108, 109 скв№6 скв.№10 1,0<1,25=1,25>1,07 1,25>1,08-1,2<1,26 скв.№6 скв№126

Осташковичское месторождение Южно-Сосновское месторождение Мармовичское месторождение Речицкое месторождение Осташковичское

месторождение

Для межсолевых отложений Начальные данные Текущие данные Для подсолевых отложений Для межсолевых отложений

Начальные данные Gr(над/с)<Gr(в/с)<Gr(м/с) Gr(в/с)=Gr(н/с)>Gr(п/с) Текущие данные Текущие данныеGr(в/c)≈Gr(вн/с)≈

≈Gr(м/c) 1<1,25<1,5 1,25=1,25>0,6-0,5 Gr(над/с)<Gr(в/с)=Gr(н/с)> >Gr(п/с-к.) Gr(в/c)>Gr(вн/с)<Gr(м/c)

1,25≈1,18-1,25≈1,2-1,25 скв.№44, 47 скв.№9088s, 9089s 1,0<1,25=1,25>0,5-0,7 1,25>0,7<1,01

скв.№2, скв.№156s2,50s2,111s2 скв.№158, 231

Продолжение таблицы 51 2 3 4 5

Осташковичское месторождение Золотухинское месторождение Вишанское месторождение

Для подсолевых отложений Для межсолевых отложений Текущие данные

Начальные данные Начальные данные Gr(м/с)<Gr(н/с)>Gr(п/с-к.)

Gr(в/c)≈Gr(п/c-к) Gr(над/с)>Gr(в/с)>Gr(м/с) 1,0<1,25>0,6 1,25≈1,25-1,24 1,0>1,25>1,34-1,47 скв.№113s2 скв.№122,14 скв.№36

Дубровское местор. Ветхинское месторождение

Начальные данные Текущие данные Gr(в/c)=Gr(м/с)=

=Gr(н/с)=Gr(п/с-к) Gr(м/с)<Gr(н/с)>Gr(п/с)

1,25=1,25=1,25=1,25 1,18<1,25>0,75 скв.№5 скв№4

Южно-Осташковичское месторождение

Текущие данные Gr(над/с)<Gr(в/с)>Gr(м/с) 1-0,9<1,25>0,85-0,8 скв.№133s2,137s2, 168s2

Золотухинское месторожд.

Для подсолевых отложений Текущие данные

Gr(над/с)<Gr(в/с)=Gr(н/с)>Gr(п/с)

1,0<1,25=1,25>0,71-0,75 скв.№110,111,112

Примеры (табл. 5) свидетельствуют, что все перечисленные типы и классы барических разрезов имеют место в Припятском прогибе. Интересно отметить, что в процессе разработки месторождения могут изменяться виды барических разрезов за счёт более интенсивной добычи нефти из тех или иных пластов, если отборы жидкости не компенсированы закачкой воды. Поэтому при проектировании конструкции второго ствола необходимо учитывать состояние текущих пластовых давлений в отдельных пластах вскрываемого разреза.

Исходя из геологической задачи и учитывая характеристику барических условий в разрезе, ставится техническая задача по ориентированию дополнительного ствола скважины.

5. Геологическое задание по ориентированию дополнительного ствола

В таблице 6 представлена классификация геологических заданий по ориентированию дополнительных стволов скважин. Бурение дополнительных стволов в этой таблице делится на неуправляемое (неориентируемое) и управляемое (ориентируемое). Эти типы бурения в свою очередь разделяются на классы – вертикальное или субвертикальное и горизонтальное или субгоризонтальное бурение, каждый из которых включает два вида – бурение на объект основного ствола и на другой объект.

Скважины (дополнительные стволы) подразделяются по своему наклону относительно наклона (падения) продуктивного пласта (угол γ) на три подкласса:

– Нормально (вертикально)-секущая – скважина, вскрывающая продуктивный (перспективный) пласт (горизонт, комплекс) под зенитным углом от 900 до 600. Угол γ определяется между линией падения пласта и проекцией скважины на плоскость падения пласта;

– Диагонально-секущая – скважина, пересекающая продуктивный пласт под углом γ от 610 до 100;

– Параллельно-секущая – скважина, вскрывающая пласт вдоль напластования продуктивных пород под углом γ от 90 до 00.

Под неуправляемыми горизонтальными или субгоризонтальными стволами (виды 1.3. и 1.4) подразумеваются короткие дополнительные стволы, выбуриваемые из основного или из дополнительного ствола субпараллельно простиранию продуктивного пласта с целью интенсификации добычи нефти.

В РУП «ПО «Белоруснефть» есть опыт бурения всех перечисленных в табл. 6 видов стволов, за исключением 1.3. и 1.4., которые являются очень перспективным направлением в условиях уменьшения (или изначально низкой) продуктивности призабойной зоны или пласта, в целом. Этот метод является альтернативой гидравлическим разрывам пластов.

6. Методика численного прогноза продуктивности дополнительных стволови ранжирования их по приоритетности бурения

Все геологи при выборе дополнительных стволов анализируют множество показателей, отражающих, по существу, динамическую модель залежи в данном участке. Как правило, это выполняется «вручную», на качественном уровне. У такой технологии существует масса недостатков, наиболее существенными из которых являются следующие:

нет контроля за полнотой анализа всех данных по каждому объекту. На разных объектах может быть проанализировано разное количество данных, и достоверность прогноза сравниваемых объектов будет разной;

Таблица 6 – Геологические задания по ориентированию дополнительных стволов

1. Неуправляемое (неориентированное бурение) 2. Управляемое (ориентируемое) бурениеВертикальное или субвертикальное

бурениеГоризонтальное или субгоризонтальное

бурениеВертикальное или субвертикальное

бурениеГоризонтальное или

субгоризонтальное бурение

1.1. Бурение неуправляемого вертик. или субвертик. дополнит. ствола в место основного ствола (на тот же объект)

1.2. Бурение неуправляемого вертик. или субвертик. дополнит. ствола практически без отхода основного ствола, но на др. объект

1.3. Бурение неуправляемого горизонт. или субгоризонт. доп. ствола с малым радиусом кривизны на объект основного ствола

1.4. Бурение неуправляемого горизонт. или субгоризонтального доп. ствола с малым радиусом кривизны на другой продуктивный объект

2.1. Бурение управляемого вертик. или субвертк. дополнит. ствола с отходом от основного ствола на тот же про-дуктивный объект (продукт. пласт)

2.2. Бурение управляемого вертик. или субвертик. доп. ствола с отходом от основного ствола, на другой объект

2.3. Бурение управляемого горизонт. или субгоризонт. (сильнонаклоненного) доп. ствола на тот же продуктивный объект

2.3. Бурение управляемого горизонт. или субгоризонт. (сильнонаклоненного) доп. ствола на другой продуктивный объект

1 2 3 4 5 6 7 8Примеры дополнительных стволов пробуренных в РУП "ПО "Белоруснефть"

250/65 Осташковичская: проектн. глубина - 2688 м.

188/55 Речицкая: проектн. глубина - 2129 м.; длина ствола - 649 м.

157s2 Осташковичская: проектн. глубина - 2715 м.; длина ствола - 515 м.


82s2 Давыдовская: проектн. глубина - 2755 м.; длина ствола - 809 м.

47g2 Речицкая: проектн. глубина - 2345 м.; длина ствола - 564 м., гор.уч-к - 185м.

9009s2 Полесская: проектн. глубина - 2605 м.; длина ствола - 115 м.

171s2 Ю-Осташковичская: проектн. глубина - 3757 м.; длина ствола - 704 м.



191g2 Речицкая: проектн. глубина - 2400 м.; длина ствола - 585 м., гор.уч-к - 255м.

100s2 Ю-Сосновская: проектн. глубина - 3525 м.

49s2 Золотухинская: проектн. глубина - 2065 м.; длина ствола - 528 м.


36s2 Речицкая: проектн. глубина - 2257 м.; длина ствола - 795 м.

177g2 Ю-Осташковичская: проектн. глубина - 3840 м.; длина ствола - 493 м.

110s2 Вишанская: проектн. глубина - 2970 м.; длина ствола - 565 м.



часто не учитывается достоверность структурных построений и ряда других данных;

не осуществляется расчёт комплексного показателя, интегрирующего все данные по объекту с тем, чтобы была возможность выполнить сравнительный анализ перспективности множества объектов с целью ранжирования их по очередности бурения.

Часть этих недостатков может быть устранена путем использования компьютерных динамических моделей залежей для обоснования геологической эффективности реализации того или иного дополнительного ствола. Однако и в этом случае мы не можем заложить в модель такие параметры анализа, как достоверность принятого структурного плана продуктивного объекта, вероятность наличия коллекторов и их продуктивности, возможность перехода на другие объекты и т.д.

Конечно, на компьютере можно просчитать множество динамических вариантов и затем производить сравнение объектов по граничным (предельным) и/или средним показателям (например, по суммарным отборам нефти, по конечному коэффициенту извлечения нефти для каждой залежи и т.д.). Однако, это сложно и пока так никто, насколько нам известно, не поступает.

С целью повышения эффективности бурения вторых стволов в РУП «ПО «Белоруснефть» разработана и внедрена методика численной оценки прогноза продуктивности проектных скважин и дополнительных стволов. Суть методики заключается в том, что для каждой проектной скважины определяется численная (количественная) оценка следующих геологических критериев продуктивности целевого объекта:

1 – достоверность структурных построений для основного перспективного (продуктивного) горизонта;

2 – наличие коллекторов (вероятность их существования) в точке вскрытия скважиной основного перспективного горизонта;

3 – нефтегазоносность коллектора (вероятность водо- или нефтегазонасыщенности) основного перспективного горизонта в радиусе дренирования проектной скважины;

4 – ожидаемый дебит нефти (газа);5 – энергетика основного перспективного горизонта (значение текущего

пластового давления относительно начального и давления насыщения нефти газом);6 – остаточные извлекаемые запасы нефти (газа) в зоне дренирования проектной

скважины;7 – наличие (вероятность вскрытия скважиной) дополнительного (расположенного

под основным) или возвратного (над основным) продуктивного объекта;Каждый из перечисленных критериев продуктивности (ранжирования) оценивается

четырьмя качественными характеристиками (табл. 7) и соответствующими ранговыми численными значениями от 0 до 3. Так, например, структурные построения по достоверности (в зависимости от плотности сейсмических наблюдений, их информативности, сложности сейсмогеологических условий, изученности разреза методом ВСП и т.д.) оцениваются как:

- недостоверные (ранг 0);- малодостоверные (1);- среднедостоверные (2);- высокодостоверные (3).Ожидаемый дебит нефти оценивается как: слабый (ранг 0), малый (1), средний (2),

высокий (3). Количественные значения этих групп дебитов определяются для каждого конкретного региона.

Для каждого региона определяются также конкретные значения остаточных извлекаемых запасов нефти в зоне дренирования для различных рангов данного критерия.

Таблица 7 – Численная оценка прогноза продуктивности проектных скважин и дополнительных стволов(ранжирование скважин по очередности их бурения)

Характеристика скважин, вторых стволов Численная оценка геологических критериев продуктивности объекта

Прогноз продуктивности

объекта

Реко

менд

уема

я оч

еред

ност

ь бу

рени

я с

учет

ом с

лож

ност

и ст

роит

ельс

тва

сква

жин

ы (д

ата

нача

ла б

урен

ия) *

№№

п

/п

Мес

торо

жде

ние,

пло

щад

ь

№№

с

кваж

ины

или

вт

орог

о ст

вола

Наи

мено

вани

е пе

рспе

ктив

ных

объе

ктов

Вер

тика

льна

я гл

убин

а ск

в.,м

Нап

равл

ение

бур

ения

(д

ирек

цион

ный

угол

)

Отх

од за

боя

от у

стья

, м

1. Д

осто

верн

ость

ст

рукт

урны

х по

стро

ений

2. Н

алич

ие к

олле

ктор

а

3. Н

ефте

носн

ость

ко

ллек

тора

4. О

жид

аемы

й де

бит

неф

ти

5. Э

нерг

етик

а пл

аста

6. О

жид

аемы

е ос

тато

чны

е из

влек

аемы

е за

пасы

неф

ти в

зо

не

7. Н

алич

ие

допо

лнит

ельн

ых

.про

дукт

ивны

х (в

озвр

атны

х) о

бъек

тов

Сре

дняя

чис

ленн

ая о

ценк

а кр

итер

иев

прод

укти

внос

ти

сква

жин

Ном

ер о

бъек

та в

пор

ядке

от

носи

тель

ного

уме

ньш

ения

ве

роят

ност

и пр

одук

тивн

ости

осно

вны

хдо

полн

ите

льны

х и

возв

ратн

т/су

т

ранг

тыс.

тонн

ранг

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

1Надвинское*

31s2 ln Sm 2810 246 240 2 2 0 2 10 2 2 24 2 2.0 2

Характеристика геологических критериев продуктивности скважин

Наименование критериев

ранжирования Ранг

овы

е зн

ачен

ия

крит

ерие

в

Характеристика критериев


ранжирования Ра

нгов

ые

знач

ения

кр

итер

иев


Наименование

критериев ранжирован

ия

Ранг

овы

е зн

ачен

ия

крит

ерие

в


1. Достовернос

ть структурны

х построений

0 а) не достоверные структурные построения

4. Ожидаемы

й дебит нефти

0 а) слабый (менее 1т/сут) 7.Наличие дополнительного или возвратног

о продуктив

ного объекта

0 а) нет возвратного объекта

1 б) малодостоверные 1 б) малый (1-5 т/сут) 1 б) возможен

2 в) средняя достоверность структурных построений 2 в) средний (6-20 т/сут) 2 г) уверенно наличие

одного объекта

3 г) высокая достоверность структурных построений 3 г) высокий (более 20 т/сут) 3 д) уверенно 2 или >

объектов

Характеристика геологических критериев продуктивности скважин (продолжение)


ранжирования Ранг

овы

е зн

ачен

ия

крит

ерие

в



ранжирования Ра

нгов

ые

знач

ения

кр

итер

иев


Наименование

критериев ранжирован

ия

Ранг

овы

е зн

ачен

ия

крит

ерие

в


2. Наличие коллектора

0 а) отсутствуют

5. Энергетика

пласта (состояние пластового давления)

0 а) посаженное (Рпл.тек. < Рнасыщ.)

Прогнозная количественная оценка продуктивности (колонка 18)

Определяется формулой: в числителе - сумма баллов критериев продуктивности объекта

(колонки: 9-11, 13-14,16-17), в знаменателе - число критериев - 7. (Пример, см. скв. 31

Надвинская)

1 б) малая вероятность наличия 1 б) низкое, критическое (Рпл.тек. > Рнасыщ.)

2 в) средняя вероятность наличия 2 в) сниженное (Рнасыщ. < Рпл.тек. <Рпл.нач.)

3 г) высокая вероятность наличия 3 г) начальное (Рпл.тек. ~ Рпл.нач.)

3. Наличие нефтенасыщ

енности (продуктивн

ости)

0 а) водонасыщенный 6. Остаточн

ые извлекаемые запасы в

зоне дренирован

ия скважины

**

0 Запасы извлечены

1 б) возможно нефтенасыщенный 1Запасы малые (менее 10 тыс.т), или возможно извлечены

2 в) нефтенасыщенный (нефтенасыщенность 50-70%) 2 Запасы средние (от 10 до 30

тыс.т.)

3 г) уверенно нефтенасыщенный (нефтенасыщенность >70%) 3 Запасы высокие (более 30

тыс.т)

Примечание:* - в первую очередь рекомендуются к бурению, при равных геологических критериях, скважины, строительство которых наименее сложное и требующее меньших затрат времени и средств. Очередность или дата начала бурения определяется по согласованию с СУБР или УП

По энергетике пласта объекты дополнительных скважин разделены на ранги в зависимости от следующих характеристик текущего пластового давления (Рпл. тек.):

– посаженое - Рпл. тек. меньше давления насыщения (Рнас.) на 15% и более и/или меньше гидростатического давления (Ргидр) на 50% и более (ранг критерия 0);

– низкое, критическое - Рпл. тек. отличается от Рнас. на плюс или минус 0-14% и/или меньше гидростатического на 5-49% (ранг 1);

– сниженное - Рпл. тек. больше Рнас. на 15% и более и/или отличается от Ргидр. на плюс или минус 0-4% (т.е., практически, равно гидростатическому). В то же время Рпл.тек. меньше начального пластового давления на 6-11 % (ранг 2).

– начальное - Рпл. тек. отличается от Рпл. нач. на 0-5%).Характеристика других критериев приведена в таблице 7. Для определения

численной оценки каждого геологического критерия продуктивности объекта анализируются все существующие, наиболее актуальные геофизические, геологические, промысловые данные, полученные по проектируемому участку залежи и месторождения. Например, при оценке критерия – «ожидаемые остаточные извлекаемые запасы нефти в зоне дренирования проектируемого дополнительного ствола» анализируются карты выработки запасов, локализации остаточных запасов, данные ГИС по невыработанным пластам, данные о дифференциации разрабатываемого объекта на отдельные пласты с разными фильтрационно-емкостными характеристиками и т.д.

Прогнозная численная (количественная) оценка продуктивности дополнительного ствола (основного геологического объекта) определяется по формуле: в числителе сумма баллов (рангов) критериев продуктивности объекта (в табл. 7 колонки: 9-11, 13-14, 16-17), а в знаменателе – число критериев – 7. Например, в таблице 7, по скв. 31s2-Надвинская средняя численная оценка равна 2,0.

В зависимости от численной оценки продуктивности, а в случае равных значений этого параметра также от количества прогнозируемых дополнительных и возвратных объектов в скважине и прочих показателей, определяется порядковый номер в перечне всех стволов, расположенных по мере относительного уменьшения вероятности продуктивности объекта (колонка 19 в табл. 7).

Очередность бурения определяется на основании приоритетности объектов в перечне стволов, но с учетом сложности строительства скважины, подготовленности проектных документов и пр.

Рассмотренная методика прогноза продуктивности дополнительных стволов позволяет выбрать наиболее перспективные объекты для первоочередного бурения.

И самое главное, она приучает геологов по каждому проектному стволу оценить весь основной комплекс критериев и избежать принятия непродуманных решений по бурению тех или иных скважин, приводящих к нерациональной трате значительных финансовых и материальных средств.

· web viewУДК 622.276. 1/4 (476) Основные критерии и прогноз...

Documents