|
маломощных пластов (5 10 м) низкой или неравномерной проницаемости и тонких нефтяных оторочек (8 12 м) между подошвенной водой и газовой шапкой. На начало 1997 г. на Федоровском месторождении введены в эксплуатацию 49 горизонтальных скважин. Средний дебит нефти по ним составил 47,9 т/сутки, что в 3,7 раза выше, чем по сопоставимым вертикальным скважинам (13,0 т/сутки). При этом на 1 т нефти горизонтальные скважины отбирают меньше воды (в 2,8 раза) и прорывного газа (в 1,7 раза), чем вертикальные. Однако при увеличении длины ствола горизонтальной скважины на 489 м (от 2111 до 2600 м) при длине горизонтального участка 550 м средняя стоимость строительства возросла в 2,9 раза (5766 млн. руб. против 1985), что несколько ниже среднего по России 3,2 раза. За счет совершенствования техники и технологии, в частности, упрощения конструкции скважины, дающего 900 млн. руб. экономии, на Федоровском месторождении планируется пробурить 1003 горизонтальные скважины, поскольку они дают увеличение /ШЯ в 1,8 раза (от 0,12 до 0,21). Для повышения эффективности строительства и эксплуатации горизонтальных скважин необходимо внедрение новых в мировой практике технологий, обеспечивающих проводку скважин по оптимальным траекториям и целевому направлению в нефтенасыщенные залежи с сохранением естественных коллекторских свойств. В нашей стране часто практикуется «экономия» на использовании относительно дорогостоящих следящих систем, замена их примитивной аппаратурой инклинометрии, что оборачивается в конечном итоге громадными нерациональными затратами и безвозвратными потерями нефти. При разработке месторождений, представленных низкопроницаемыми пластами, все большее применение находят технологии, связанные с методом гидроразрыва пласта (ГРП). В результате применения ГРП дебиты обработанных скважин, как правило, увеличиваются как по жидкости, так и по 223 |
137 эффективность применение ГС может обеспечить в низкопроницаемых высоконеоднородных пластах, в подгазовых я водонефтяных зовах, в пластах небольшой толщины, а также в сильнотрещиноватых коллекторах. Однако применение ГС и МЗС еще не нашло широкого применения на месторожденияхРоссии. Анализ результатов эксплуатации 143 горизонтальных скважин в 17 нефтегазодобывающихакционерныхобществах по данным 1995 года показал, что только 60 %этих скважин обеспечили повышение дебита на 30 35%в сравнении с вертикальными. Дебиты нефта 34-40 % горизонтальных скважин оказались ниже, чем сопоставимых вертикальных скважин, либо резко возрастала обводненность, либо происходило то и другое одновременно. На месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» сооружение горизонтальных скважин было начато в 1991 г. как совершенствование технологии разработки маломощных пластов (5 -10 м) низкой или неравномерной проницаемости и тонких нефтяных оторочек (8 -12 м) между подошвенной водой и газовой шапкой. На начало 1997 г. на Федоровском месторождении введены в эксплуатацию 49 горизонтальных скважин. Средний дебит нефти по ним составил 47,9 т/сутки, что в 3,7 раза выше, чем по сопоставимым вертикальным скважинам (13,0 х/сутки). При этом на 1т нефти горизонтальные скважины отбирают меньше воды (в 2,8 раза) и прорывного газа (в 1,7 раза), чем вертикальные. Однако при увеличении длины ствола горизонтальной скважины на 489 м (от 2111 до 2600 м) при длине горизонтального участка 550 м средняя стоимость строительства возрослав 2,9 раза (5766 млн. руб. против 1985), что несколько ниже среднего по России 3,2 раза. За счет совершенствования техники и технологии, в частности, упрощения конструкции скважины, дающего 900 млн.руб. экономии, на Федоровском месторождении планируется пробурить 1003 горизонтальныескважины, посколькуонидаютувеличение КИНв 1,8 раза(от 0,12 до 0,21). Для повышения эффективности строительства и эксплуатации горизонтальных скважин необходимо внедрение новых в мировой практике 138 технологий, обеспечивающих проводку скважин по оптимальным траекториям и целевому направлению в нефтенасыщенные залежи с сохранением естественных коллекторских свойств. В нашей стране часто практикуется «экономия» на использовании относительно дорогостоящих следящих систем, замена их примитивной аппаратурой инклинометрии, что оборачивается в конечном итоге громадными нерациональными затратами и безвозвратнымипотеряминефти. Анализ причин частого и обильного обводнения горизонтальных скважин показывает, что были допущены просчеты еще на этапе проектирования, когда недоучет особенностей строения нефтеносного горизонтаведет к ошибочному выборунаправления и длины горизонтального участка ствола. В этой связи следует подчеркнуть необходимость учета особенностей проектирования месторождений с трудноизвлекаемыми запасамивефта:[45]. > При остром дефиците исходной информации проектировать разработку надо по возможности максимально точно. Ведь неточность проектирования приходится компенсировать за счет резервирования частирасчетнойпроизводительности, котораяибез того слишкоммала. > Необходимо отказываться от стандартной технологии и изыскивать все технически возможные пути повышения забойного давления нагнетательных скважин (приближаясь, но не достигая давления гидроразрыва) и снижения забойного давления добывающих скважин (до давлениянасыщения, но нениже). > Целесообразно проектировать адаптивную систему, которая позволяет сочетать промышленную разработку нефтяных пластов с их доразведкой. > Предусматривать рассредоточенное заводнение с переходом по мере бурения скважин и поступления достоверной информации о геологическом строении нефтяных пластов к избирательному и приконтурному избирательному заводнению; применение индивидуальной закачки воды в нагнетательные скважины 139 плунжерными насосами, расположенными непосредственно на кустах скважинвблизинагнетательныхскважин. > Проектировать рациональное объединение нефтяных пластов в эксплуатационные объекты, вскрыггие пластов глубокой перфорацией и после начала обводнения добывающих скважин перекрытие обводненных обособленных нефтяных слоев и пластов пластоперекрывателями. > На месторождениях высоковязкой нефти целесообразно проектировать циклическое заводнение, а также чередующуюся закачку воды и небольшойчастидобытойвысоковязкойнефти. > При наличии запасов природного газа высокого давления на пласты с пониженной начальной нефтенасыщенностью целесообразно проектировать применение газового заводнения, которое сочетает преимуществазакачкигазаи закачкиводы. > При достаточно большой толщине нефтяных пластов можно проектировать применение на них пологих и горизонтальных скважин, а также применение скважин-елок. > При проектировании надо учитывать реальную среднюю долговечность скважин и потерю части извлекаемых запасов нефти при хаотическом аварийном выбытиискважинбез последующего дублирования. > Припроектировании обязательно надо обеспечивать 90 %-нуюнадежность проектнойдобычинефти. При разработке месторождений, представленных низкопроницаемыми пластами, все большее применение находят технологии, связанные с методом гидроразрыва пласта (ГРГГ). В результате применения Г Р П дебиты обработанных скважин, как правило, увеличиваются как по жидкости, так и по нефти, улучшаются технико-экономические показатели их последующей эксплуатации. Анализ результатов применения Г Р П показывает, что в настоящее времяГ Р П проводятся, как правило, по одиночно выбираемым добывающим скважинам. При принятии решения о проведении Г Р П на конкретной скважине зачастую не учитывается ее возможное влияние на окружающие |