МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ

ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра РЭНГМ

Научно-исследовательская работа №3

Тема: Интенсификация добычи нефти на Барсуковском

нефтегазоконденсатном месторождении с использованием технологии

зарезки боковых стволов

РУКОВОДИТЕЛЬ:

доцент, к.т.н.

______________ Савастьин М.Ю.

ВЫПОЛНИЛ:

студент группы РМмз-18-7

__________ Джафаров Г.Ш. Оглы

Тюмень, 2020

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ..............................................................................................................3

1

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ

ПРОЦЕССЫ,

ВЛИЯЮЩИЕ

НА

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ.....................4

2

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ

ДАННЫЕ

ПО

ИССЛЕДОВАНИЮ

ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ....................7

3

МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА

РАЗРАБОТКИ........................................................................................................13

4

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ..................................19

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.....................................................................................................22

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ.................................................23

2

ВВЕДЕНИЕ

Целью НИР №3 является обоснование эффективности применения

технологии гидравлического разрыва пласта на базе лабораторных и

экспериментальных исследований.

Задачи НИР №3:

1)

изучение физико-химических процессов и явлений, влияющих на

эффективность технологии;

2)

подтверждение

эффективности

технологии

гидравлического

разрыва

пласта

для

геологических

условий

объекта

разработки

с

использованием лабораторных и экспериментальных данных;

3)

анализ

существующих

математических

методов

прогнозирования;

4)

прогнозирование

процесса

разработки

с

использованием

исследуемой технологии.

Барсуковское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в

Пуровском

районе

Ямало-Ненецкого

автономного

округа

Тюменской

области в 52 км от поселка Пурпе, в 963 км о г Тюмени.

Промышленная нефтеносность связана с нижнемеловыми отложениями

валанжинский (БС

14

, БС

12

, ОБС

12

, 2БС

11

, БС

10

, 1БС

10

), готерив-барремский

(БС

8

, ОБС

8

, БС

7

, БС

6

, БС

4

, 2БС

З

, 1БС

З

, БС

2

,Б

1

, 0-1БС

О

, АС

12

, АС

11

, АС

10

) и апт-

альбский ярусы (пласты-ПК

17

, ПК

18

, ПК

19-20

, ПК

22

).

Всего на месторождении (без учета сеноманской залежи) выявлено 56

залежей углеводородов.

Залежи относятся к пластово-сводовым, массивным, литологически и

тектонически-экранированным. Значительная часть из них по всей площади

подстилается водой, характеризуется сложным строением невыдержанных по

площади и

разрезу большинства

продуктивных

пластов и

сложным

распределением нефти и газа.

3

1

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

Эффективность

эксплуатации

скважин

во

многом

зависит

от

фильтрационных

характеристик

призабойной

зоны

пласта

(ПЗП),

являющейся

важнейшим

соединительным

звеном

в

единой

гидродинамической

системе

«пласт-скважина».

Как

известно,

это

обстоятельство помимо строгого теоретического объяснения, исходя из

законов гидромеханики нефтяного пласта, имеет и достаточное практическое

подтверждение. В ПЗП наиболее активно происходят физико-химические

процессы (как природного, так и искусственного характера), приводящие к

ухудшению фильтрационных характеристик горных пород и, как следствие,

снижению продуктивности добывающих и приеммстости нагнетательных

скважин.

В

связи

с

этим

проблема

улучшения

фильтрационных

характеристик ПЗП является одной из актуальных проблем нефтяной

отрасли.

Факторы, вызывающие ухудшение фильтрационных характеристик

ПЗП, можно условно разделить на две группы: естественные (природные) и

искусственные. К естественным (или природным) относятся факторы,

обусловленные самим процессом извлечения нефти из пласта при изменении

пластовых условий (например, уменьшение нефтепроницаемости ПЗП

добывающих скважин происходит за счет увеличения водонасыщенности и

гидрофилизации породы, а также роста капиллярных сил в процессе

естественного обводнения пласта; в результате образования органических и

неорганических отложений и другие).

При решении проблем улучшения фильтрационных характеристик ПЗП

необходимо учитывать особые реологические свойства нефтей (аномалии

вязкости, тиксотропные свойства), а также возможность образования в ПЗП

асфальтосмолопарафиновых

отложений

(АСПО)

и

находить

способы

уменьшения отрицательного влияния этих факторов на процесс извлечения

нефти из пласта.

4

Проблема сохранения и улучшения фильтрационных характеристик

ПЗП требует системного подхода для ее успешного решения.

Структура системного подхода, предусматривающая охват всех этапов

воздействия на эту важнейшую зону нефтяного пласта, начиная с первичного

вскрытия бурением отображен на рисунке 1.

Рисунок 1.1 – Структура системного подхода к выбору методов сохранения и

улучшения фильтрационных характеристик

5

Для определения причин ухудшения фильтрационных характеристик

ПЗП н уровня их влияния на эффективность эксплуатации скважин

необходим:

• анализ геолого-физических условий разработки месторождения

• анализ эффективности эксплуатации добывающих и нагнетательных

скважин

• оценка состояния ПЗП добывающих и нагнетательных скважин

• исследование условий и интенсивности проявления осложняющих

факторов.

Далее

выполняется

выделение

основных

факторов,

снижающих

фильтрационные характеристики ПЗП, выбирается метод сохранения и

улучшения фильтрационных характеристик ПЗП, выбирается технологий

проведения

работ

по

сохранению

и

улучшения

фильтрационных

характеристик

ПЗП.

На

основе

технико-экономического

обоснования

выбранных технологий происходит промышленное внедрение выбранных

технологий.

Нефтепромысловый опыт свидетельствует о том, что среди методов,

применяемых для сохранения х улучшения фильтрационных характеристик

ПЗП, наиболее эффективными х технологичными на современном этапе

развития отечественной нефтяной отрасли можно считать химические

методы.

Данные методы основаны на использовании в процессах бурения н

эксплуатации скважин специальных химических реагентов и составов

технологических жидкостей. обеспечивающих как улучшение состояний

ПЗП. Так и снижение уровня влияний на него негативных факторов.

Таким образом, успешность решения выше указанной проблемы во

многом зависит от разработки и внедрения новых химических реагентов и

составов технологических жидкостей во всех без исключения процессах

нефтегазодобычи, начиная от вскрытия продуктивного пласта и кончая

консервацией или ликвидацией скважин.

6

2

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ

ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

В 1999 г. на Барсуковском месторождении началось бурение боковых

стволов из аварийных, высокообводненных скважин, в которых применение

других методов не привело к положительным результатам, особое внимание

уделялось качеству и эффективности работ. На основании первых внедрений

разработчики выделили одну из главных причин, значительно влияющую на

эффективность ввода скважин со вторыми стволами, это - недостаточное

внимание

к

изучению

геолого-промысловых

особенностей

и

закономерностей обводнения нефтяных залежей месторождения, что в

последующем было принято за основу. Наибольшее количество мероприятий

по зарезке боковых стволов (ЗБС) выполнено в 2011–2016 гг., рисунок 2.1.

Рисунок 2.1 - Распределение ЗБС, выполненных в 2011–2016 гг.

Уникальное, многопластовое Барсуковское месторождение находится

на

поздней

стадии

разработки,

большинство

объектов

с

высокой

обводненностью, фактическая средняя обводненность продукции составляет

95 %, отобрано более 2,6 млн т нефти, при текущем коэффициенте

нефтеизвлечения 0,374, проектном 0,5, при этом остается около 900 млн т

извлекаемых запасов нефти.

7

Существующая проблема выражается тем, что на месторождении

пробурено более 15 тыс. скважин, что составляет 80 % от проектного фонда,

действующий добывающий фонд составляет более 8 тыс., значителен фонд

бездействующих, до 1,5 тыс. скважин, которые осложняют разработку,

отрицательным образом влияют на динамику отборов нефти и жидкости.

Основными

причинами

бездействия

добывающих

скважин

на

месторождении

являются

негерметичность

эксплуатационной

колонны,

заколонные перетоки и технические причины, связанные в основном с

аварийностью фонда. Значительная часть аварийных скважин может быть

восстановлена и введена в эксплуатацию только путем зарезки вторых

стволов из существующего ствола.

Неуклонно возрастает число простаивающих скважин по причине

аварийных

отказов,

роста

обводненности,

одновременно

увеличения

механизированного фонда, старением эксплуатационного. При этом такое

решение, как бурение вторых стволов, зачастую является единственным и

наиболее эффективным методом возврата скважин в эксплуатацию. (ЗВС) с

вертикальным или горизонтальным окончанием позволяет вскрыть пласт,

который содержит наибольшую «концентрацию» остаточных запасов нефти

(довыработка запасов нефти из заводненных пластов путем зарезки вторых

стволов

в

кровлю)

и

произвести

бурение

многозабойных

скважин,

вовлечение

дополнительных

запасов

нефти

в

нерентабельных

для

самостоятельного разбуривания пластах.

Ставка на месторождении по ЗБС делается на пласты и объекты с

ухудшенными коллекторскими свойствами и высокообводненные, в которых

остались еще значительные запасы, объекте ПК

19-20

, для примера приведены

скважины после ЗБС.

08.07.2016 года по скважине 14532 на пласт ПК

19-20

проведена ЗБС.

После запуска скважина стала работать с дебитом 54 м

3

/сут, обводненностью

3 %, прирост нефти составил 44 т/сут, отработала 2 месяца, режим работы не

изменился, динамика работы на рисунке 2.2.

8

Рисунок 2.2 - Динамика работы скважины с БС № 14532

Пласт ПК

19-20

проведена (ЗБС) скважины №13261, 5.10.2015 г с дебитом

42 м

3

/сут, обводненностью 2 %, прирост нефти - 35 т/сут, отработала почти

год, прирост остается 9 т/сут по нефти, динамика работы на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 - Динамика работы скважины с БС № 14532

9

С пласта ПК

19-20

проведена (ЗБС) по скважине 89158, запуск скважины

проведен 21.08.2015 года с дебитом 64 м

3

/сут, обводненностью 73 %, прирост

нефти составил 14 т/сут, отработала почти год, прирост увеличился до 40

т/сут нефти, возможно, повлияло проведение дополнительно ГРП.

Как показывают данные скважин, эффективность от внедрения ЗБС

остается достаточно высокой.

Всего в период 2009–2016 гг. на Барсуковском месторождении

проведено 1132 скважино-операции по зарезке боковых стволов (таблица

2.1),

Таблица 2.1 - Осредненные параметры по ЗБС за 2012–2016 гг.

Вид

ГТМ

Год

Количество

скважино-

операций

Прирост

дебита

нефти,

т/сут

Прирост

дебита

жидкости, т/

сут

Годовая

доп.

добыча

нефти,

тыс. т

Уд. доп.

добыча

нефти,

тыс. т/скв

Нак. доп.

добыча

нефти,

тыс. т

Коэфф.

эффективности,

%

ЗБС

201

2

131

49,8

104,3

851,9

6,5

3167,9

79

201

3

212

34,8

90,2

1237,1

5,8

3916,4

78

201

4

229

30,3

117

1045,7

4,6

2953,2

67

201

5

282

21,1

164,8

910,6

3,2

1880,9

46

201

6

278

18,8

136,3

911,2

3,3

911,2

87

Итого по

ЗБС

1132

27,7

127,2

4957

4,4

12829,6

84

Согласно таблицы 1.1 аибольший прирост дебита нефти (27,7 т/сут) и

удельная годовая добыча нефти на 1 скважину (4,4 тыс. т).

Соответственно, максимальный вклад дополнительной добычи нефти

за 2012–2016 гг. внесли мероприятия по гидроразрыву пласта и ЗБС:

10

16440 тыс. т и 12830 тыс. т нефти соответственно 39 % и 30 % и немного

меньше нефти за счет возвратов и приобщений (5760 тыс. т, 13 %).

Распределение объемов ГТМ и дополнительной добычи по видам ГТМ

приведено на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4 - Распределение объемов ГТМ по видам мероприятий

По состоянию на 01.01.2016 г. накопленная добыча нефти боковых

стволов на Барсуковском месторождении за период 2012–2016 г. составляет

12830 тыс. т, что в пересчете на одну скважино-операцию составляет

11,3 тыс. т.

Как видно на фоне снижения эффективности ГРП, (ЗБС) становится

наиболее эффективным методом увеличения нефтеотдачи, позволяющим

вырабатывать запасы нефти из слабодренируемых зон, защемленных

рабочим агентом, пластов, имеющих линзовидное строение, пластов с

активной подошвенной водой.

Практический опыт внедрения ЗБС показал, что данный метод

позволяет вывести из неработающих категорий аварийный фонд, а также

11

использовать

скважины,

попавшие

в

зоны

с

неблагоприятными

геологическими условиями (зоны замещения, газовые шапки и др.).

Применяются БС с вертикальным и горизонтальным окончанием,

средняя длина горизонтального участка ствола составляет 215 м. При

бурении

БС

значительно

возросла

роль

геолого-технологических

исследований (ГТИ). Они стали необходимыми при проводке всех категорий

скважин, в том числе эксплуатационных и специального назначения.

Исследованиями ГТИ охвачены все этапы строительства скважины –

проводка, крепление, освоение, капитальный ремонт.

Самым масштабным и капиталоемким направлением интенсификации

добычи на Барсуковском месторождении в настоящее время и в перспективе

останется бурение новых скважин и боковых стволов. Интенсивное бурение

связано с внедрением инновационных методов добычи. Уплотняющая сетка

разработки месторождения требует поиска новых технологических решений

в бурении и освоении скважин. Стоимость и срок окупаемости капитальных

затрат на строительство БС значительно ниже аналогичных показателей

бурения

новой

скважины.

Кроме

того,

БС

проходит

вблизи

зоны

продуктивного пласта, которая уже охарактеризована керновым материалом

и каротажными данными, результатами испытания и эксплуатацией старой

скважины,

что

существенно

сокращает

затраты

на

геофизические

исследования.

ЗБС

остается

наиболее

эффективным

видом

ГТМ,

слабовыработанных участков залежей при отсутствии транзитного фонда.

Основными объектами для проведения ЗБС в прогнозном периоде

являются ПК

19-20

в зонах концентрации остаточных запасов нефти и

сформированной системой поддержания пластового давления, с целью

полной

выработки,

доизвлечения

остаточных

запасов

и

достижения

проектных показателей.

В целом по месторождению ЗБС является одним из эффективных

мероприятий интенсификации добычи нефти и результаты проведенного

анализа позволяют заключить, что пробуренный фонд скважин обладает

12

определенными резервами улучшения показателей их использования и

эксплуатации.

3

МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ

ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ

Геологическим фактором, осложняющим добычу нефти при разработке

месторождения, является наличие в разрезе вдоль скважин прослоев глин,

алевролитов и уплотненных известковистых пород.

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина участков боковых

стволов, пробуренных на месторождении, составляет 10,6 м, максимальная –

14,8 м. Средняя эффективная толщина равна 19,9 м, максимальная – 24,3 м.

Условно разделив нефтенасыщенный пласт на две зоны, на рисунке 3.1

отображены карты эффективных нефтенасыщенных толщин выше и ниже

боковых стволов добывающих скважин.

Рисунок 3.1 - Карты нефтенасыщенных толщин выше (а) и ниже (б) боковых

стволов добывающих скважин

По

результатам

моделирования

предложено

заложение

боковых

стволов (БС) в сторону зон увеличения нефтенасыщенной толщины

коллектора.

13

Нефтенасыщенность коллектора превышает 50 %, пористость –20 %.

Рассмотрена эффективность зарезки БС из основного горизонтального

ствола. Расчетный период составил 6 лет. Результаты приведены в таблице.

Таблица 3.1 - Прогнозные показатели эксплуатации одиночных

горизонтальных скважин

Накопленная добыча нефти свидетельствует о том, что высокий дебит

нефти получен из скв. 15268, низкий – из скв. 15003, средний – из скв. 15001

и

15075.

Эти

данные

хорошо

коррелируют

с

геологическими

характеристиками разреза. Согласно картам средних значений пористости и

проницаемости пласта скв. 15268 пробурена в хороших условиях (средняя

пористость пласта равна 29–30 %, средняя проницаемость – 1,4–1,8 мкм

2

),

другие скважины расположены в ухудшенных и плохих условиях: в скв.

15001 средняя пористость пласта составляет 24–28 %, проницаемость – 1–1,5

мкм

2

; в скв. 15075– соответственно 25–27 % и 1,1–1,5 мкм

2

; в скв. 15003 –

соответственно 24–27 % и 0,8–1,1 мкм

2

. Кроме того, для разреза скв. 15001 и

15003 характерны пониженные эффективные нефтенасыщенные толщины

(6–9 м), что также обусловливает невысокие дебиты скважин.

Рассмотрим особенности геологического строения участков одиночных

горизонтальных скважин и эффективность бурения БС более подробно.

По скв. 15268 при очень хороших показателях разработки в базовом

варианте при бурении дополнительных БС получен незначительный прирост

добычи нефти – 7,6 тыс. т за 6 лет, или 31,8 %.

14

На рисунке 3.2, а, приведены геологические профили вдоль основного

ствола скв. 15268 и вдоль запроектиро

ванных БС. Из анализа геологического

профиля следует, что основной ствол скважины расположен в зоне с

высокими значениями нефтенасыщенности (более 50 %), в прикровельной

части и зоне вблизи водонефтяного контакта (ВНК) выделяются породы с

пониженной нефтенасыщенностью (30–50 %).

С учетом относительно невысоких эффективных нефтенасыщенных

толщини (11–14 м) можно утверждать, что прирост добычи нефти в

результате бурения дополнительных стволов в процентном соотношении

будет небольшой. Однако благоприятные геологические условия разреза

рассматриваемой скважины позволяют сделать вывод, что дополнительная

добыча нефти (7,6 тыс. т) достаточна для того, чтобы считать бурение БС

целесообразным.

Рисунок 3.2 - Распределение типов пород по профилям вдоль основного

ствола и БС скв. 15268 (а) и скв. 15075 (б)

15

По результатам моделирования при эксплуатации скв. 15075 с

бурением БС ожидается наибольшая дополнительная добыча нефти – 12,5

тыс. т, что превышает накопленную более чем в 2 раза.

На рисунке 3.2, б, представлены геологические профили вдоль

основного и боковых стволов скважины. Почти весь разрез скв. 15075

характеризуется повышенной и высокой нефтенасыщенностью (более 50 %),

а также относительно повышенными эффективными нефтенасыщенными

толщинами (12–17 м). При этом прослои плотных известковистых пород и

глин не пересекаются с основным и боковыми стволами и не препятствуют

распространению

паровой

камеры

и

притоку

нефти

к

скважине.

Благоприятные геологические условия позволяют получить значительную

дополнительную добычу нефти.

Скв. 15001 и 15003 имеют сходные геологические характеристики, но

значительно различаются показателями эксплуатации, особенно при бурении

дополнительных стволов. Бурение БС из горизонтальной скв. 15001

позволяет получить дополнительную добычу 12,3 тыс. т, что выше по

сравнению

с

базовым

вариантом.

В

то

же

время

для

скв.

15003

дополнительная добыча составит всего 1,8 тыс. т, или менее 50 % базового.

На рисунке 3.3 приведены геологические профили вдоль основных и

боковых стволов этих скважин. В целом разрез имеет схожее строение:

незначительная толщина нефтенасыщенной части пласта (6–9 м) и наличие в

прикровельной части прослоя глин. Однако середина основного ствола скв.

15003 проходит вблизи ВНК, где выделяются уплотненные известковистые

песчаники, что влияет на дебиты как при базовом варианте, так и при

бурении дополнительных стволов.

Для обеих скважин предложено бурение двух боковых восходящих

стволов. Однако в скв. 15003 оба БС пересекают глинистый прослой, в скв.

15001 лишь один, а второй расположен полностью в зоне развития

нефтенасыщенного коллектора, что позволяет получить больший дебит

нефти.

16

Рисунок 3.3 - Распределение типов пород по профилям вдоль основного и

боковых стволов скв. 15001 (а) и скв. 15003 (б)

17

Проанализирована также карта суммарных толщин глин и алевролитов,

находящихся внутри нефтенасыщенного пласта (рисунок 3.4).

Рисунок 3.4 – Фрагмент карты суммарных толщин глинистых прослоев

внутри песчаной пачки

Согласно данным, полученным по геологической модели, для скв.

15001 характерны небольшие и незначительные по толщине глинистые

прослои – от 0 до 2,5 м, для скв. 15003 – от 1 до 3,5 м.

Наличие существенных по толщине прослоев глин и алевролитов в

скважине 15003, негативно влияет на распространение паровой камеры и

приток нефти к забою добывающей скважины. Это объясняет низкую

прогнозируемую дополнительную добычу нефти в скв. 15003 при бурении

БС.

18

4

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ

Для анализа технологической эффективности бурения ГС выводы,

полученные в процессе анализа эксплуатации горизонтальных скважин и

гидродинамического моделирования, послужили основой для рекомендаций

по повышению эффективности бурения остающихся проектных скважин.

Все скважины бурятся по конструкции наклонно-направленных. В

нашем случае, ряд таких скважин заменяется на горизонтальные. Скважины-

кандидаты для бурения ГС — это скважины, вскрывшие коллектор

массивной и смешанной текстуры; первоочередные из них приурочены к

интервалам локальных куполовидных поднятий.

Всего рекомендуется пробурить 108 добывающих и 81 нагнетательных

горизонтальных скважин. Для прогнозирования ожидаемых дебитов и

извлекаемых запасов на скважину используется нормативный анализ

фактических показателей уже пробуренных и введенных в эксплуатацию ГС.

Начальный дебит нефти, жидкости и извлекаемые запасы всех скважин

были сведены к одной эффективной толщине. Таким образом, получены

удельные

показатели

на

один

метр,

вскрываемой

скважиной

нефтенасыщенной толщины. Для скважин, с различным типом профиля

проводки ствола эти показатели различаются.

В таблице 4.1 представлено сопоставление полученных результатов.

Таблица 4.1 - Сопоставление удельных показателей для ГС

Тип профиля ствола

Удельный

начальный дебит

нефти,

Удельный

начальный дебит

жидкости,

Удельные

извлекаемые

запасы на 1 скв.,

т/сут/м

т/сут/м

тыс.т/м

Полого-направленный

2.6

4.4

3.7

Синусоидальный

3.9

6.7

5.0

19

На рисунке 4.1 приведена

карта проектного фонда, на которую

нанесены лишь предлагаемые для бурения ГС.

Рисунок 4.1 – Проектный горизонтальный фонд

На карте красным цветом выделены скважины, находящиеся в

нефтенасыщенных толщинах более 12 метров. Эти скважины являются

приоритетными для проведения буровых работ.

Коэффициенты

продуктивности,

рассчитанные

при

начальных

условиях разработки залежи, то есть при пластовом давлении, равному

начальному (P

пл.нач.

=17,6 МПа), и при забойном давлении, равном давлению

насыщения (P

нас

=9,7 МПа), составляют 0.57 т/(сут



м



МПа) для полого-

направленных скважин и 0,87 т/(сут



м



МПа) для синусоидальных.

20

Учитывая то, что в процессе разработки залежи пластовое давление

снизилось, удельные показатели проектных скважин также будут иметь

меньшие значения. Таким образом, для обеспечения оптимальных удельных

дебитов

на

скважину,

необходимо,

в

первую

очередь,

восстановить

энергетику

пласта.

Полученные

удельные

запасы

служат

исходной

информацией

для

оценки

нормативных

показателей

непробуренных

проектных

скважин

с

учетом

нефтенасыщенной

толщины,

которую

вскрывает

каждая

из

них.

Для

дифференциации

проектного

фонда

сформированы

четыре

группы,

объединенные

по

значениям

нефтенасыщенных толщин участков, предполагаемых для разбуривания: до

4 метров, 4-8 метров, 8-12 метров, свыше 12 метров. Дальнейшие расчеты

проводились исходя из начальной депрессии на пласт порядка 8 МПа.

Из выводов сравнительного анализа показателей эксплуатации ГС,

стимулированных ГРП, отличающихся профилем проводки ствола следует,

что в нефтенасыщенных толщинах менее десяти метров рекомендуется

проводить полого-направленный ствол, в остальных – синусоидальный.

Исходя из этого, получены прогнозные расчетные показатели для проектных

горизонтальных скважин, которые сведены в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 - Нормативные показатели для проектного фонда

горизонтальных скважин

Нефтенасы-

щенная

толщина

Тип профиля ствола

Количество

проектных

скважин

добыв. / нагн.,

Начальный

дебит нефти

Начальный

дебит

жидкости

Извлекаемые

запасы на 1

скв.

д.ед.

т/сут

т/сут

тыс.т

0 – 4 м.

Полого-направленный

300 / 197

7.8

13.2

11.1

4 – 8 м.

Полого-направленный

149 / 111

15.6

26.4

22.2

8 – 12 м.

Полого-направлен. ( <10 м )

Синусоидальный ( >10 м )

173 / 115

32.5

55.5

43.5

более 12 м.

Синусоидальный

186 / 158

54.6

93.8

70.0

Подытоживая все вышесказанное, можно сделать несколько основных

21

-

синусоидальный

профиль

проводки

ствола

имеет

наиболее

благоприятные технологические показатели;

-

технологические

показатели

характеризуются

максимальными

значениями в горизонтальных скважинах, стволы которых ориентированы

поперек направления сноса геологического материала;

-

многократный ГРП имеет перспективы для увеличения дебитов

скважин. Согласно расчетам оптимальное количество операций ГРП в стволе

горизонтальной скважины не должно превышать трех;

-

наибольшей

технологической

эффективностью

отличаются

горизонтальные скважины, пробуренные с синусоидальным профилем

ствола и стимулированные ГРП. Оптимальные параметры проводки

синусоидального профиля: длина горизонтального участка 500-600 м.,

амплитуда волны – 5-6 метров, количество полуволн – 3-5 единиц;

- приоритетными участками размещения фонда с применением

горизонтального синусоидального бурения следует считать локальные

куполовидные поднятия

с общими нефтенасыщенным толщинами

свыше 10 метров.

Таким образом, дальнейшая разработка Барсуковского месторождения

предусматривает совокупность геолого-технических мероприятий, основным

из

них

является

бурение

дополнительных

стволов

и

проведения

гидроразрыва пласта в качестве интенсификации нефти.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.

Грачев

С.И.,

Гольцов

А.Д.

Основы

геолого-промыслового

анализа // Материалы международной научно-практической конференции

молодых исследователей им. Д. И. Менделеева. ТИУ. Тюмень, 2017. С- 7-9

22

2.

Грачев

С.И.

Разработка

нефтяных

месторождений

горизонтальными

скважинами:

учебное

пособие/С.И.

Грачев,

А.С.

Самойлов.//-Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. -144 с.

3.

Исхаков,

Р.Р.

Методика

проектирования

боковых

стволов

скважин на месторождениях Западной Сибири с учетом поздней стадии

разработки [Текст] / Р.Р.Исхаков, С.А.Воронов // Нефтяное хозяство.-2012.-

№1.-С.38-41.

4.

Коротенко В.А. Кряквин А.Б., Грачев С.И. Физические основы

разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтеотдачи:

учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 2014. 104 с.

5.

Куликов А.Н. Совершенствование методов планирования работ

по повышению нефтеотдачи пластов / А.Н. Куликов, Л.А. Магадова, М.А.

Силин, Д.Ю. Елисеев // Журнал: «Территория Нефтегаз» №7. 2016. – С. 32-

41.

6.

Методические

указания

по

структуре,

содержанию

и

оформлению научно-исследовательских работ магистрантов / сост. А.А.

Севастьянов, К.В. Коровин, О.П. Зотова Тюменский государственный

нефтегазовый университет, - Тюмень: ТюмГНГУ, 2015 –32 с.

7.

Применение современных методов увеличения нефтеотдачи в

России: важно не упустить время / Эрнст энд Янг (СНГ) Б.В. - 2013.

8.

Фокин Ю.В. Современные методы повышения нефтеотдачи

пласта / сборник статей Международной научно-практической конференции:

«Современная наука: теоретический и практический взгляд» в 4-х частях.

Тюмень, 15 апреля 2016 г. С. 309.

ИНДИВИДУАЛЬНЫЙ ПЛАН МАГИСТРАНТА

по выполнению научно-исследовательской работы №3

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы

23

Индивидуальный рабочий план магистранта по НИР №3

Дата

Основные виды деятельности

01.02.2020 –

29.02.2020

1.

Физико-химические процессы, влияющие на

эффективность эксплуатации боковых стволов

01.03.2020 –

31.03.2020

2.

Экспериментальные

данные

по

исследованию эффективности эксплуатации боковых

стволов

01.04.2020 –

30.04.2020

3.

Математические

методы

прогнозирования

процесса разработки

01.05.2020 –

31.05.2020

4.

Прогнозирование процесса разработки

Научный руководитель _____________________/ /

Магистрант _____________________/ /

ОТЗЫВ НАУЧНОГО РУКОВОДИТЕЛЯ

по выполнению научно-исследовательской работы №2

студента гр. РМмз-18-7 Джафарова Гундуз Шахбаз Оглы

на тему «Интенсификация добычи нефти на Барсуковском

нефтегазоконденсатном месторождении с использованием

24

технологии зарезки боковых стволов»

Научно-исследовательская работа Джафарова Гундуз Шахбаз Оглы

является самостоятельным научном исследованием, посвящённым наиболее

актуальной проблеме поддержания целевых уровней добычи нефти при

зарезке боковых стволов.

Эффективная зарезка боковых стволов особенно важна, как для

мирового сообщества, так и для нашей страны.

Автором

проведена

объемная

работа

исследовательского

и

аналитического характера.

В работе присутствует необходимые статистические и прогнозные

данные авторитетных источников.

Исследование

основано

на

обширной

информационно-

методологической базе, содержит элементы творческого подхода.

Поставленные перед автором задачи выполнены, тема исследования

раскрыта в полном объеме.

Таким образом, научно-исследовательская работа студента Джафарова

Гундуз

Шахбаз Оглы на

тему «Интенсификация добычи

нефти на

Барсуковском нефтегазоконденсатном месторождении с использованием

технологии зарезки боковых стволов» соответствует требованиям.

Работа имеет практическое значение и может быть использована в

учебном процессе, а её автор заслуживает оценки «хорошо» - 76 балл.

Научный руководитель

Доцент, к.т.н. Савастьин М.Ю.

25