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 №4

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

АНАЛИЗ

ГЕОЛОГИЧЕСКИХ

ОСОБЕННОСТЕЙ

И

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

РЕШЕНИЙ

ПО

ОБЪЕКТУ

ПК

19-20

БАРСУКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ...........................................................4

2

ОЦЕНКА ОПТИМАЛЬНОЙ ДЛИНЫ ГС НА ОСНОВЕ ДАННЫХ

ФАКТИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН.............................................7

3

ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ И КОНТРОЛЬ ПРИ

ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ...................................................................8

4

ПРОГНОЗ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ

ЭФФЕКТИВНОСТИ

И

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА...........................................................................12

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.....................................................................................................13

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ.................................................14

ВВЕДЕНИЕ

Целью

НИР

№4

является

формирование

и

обоснование

технологических решений по внедрению исследуемой технологии.

2

Задачи НИР №4:

1)

формирование и обоснование технологических решений по

внедрению исследуемой технологии на примере объекта разработки;

2)

обоснование мероприятий по контролю за процессом реализации

предлагаемых решений.

В настоящее время большинство месторождений Западной Сибири

находятся на завершающей стадии разработки, которая характеризуется

высокой

выработкой

начальных

извлекаемых

запасов

(НИЗ)

нефти,

высокими

показателями

обводненности

и

значительным

количеством

неработающих скважин.

Основным

способом

восстановления

бездействующего

фонда

и

увеличения малодебитных скважин является зарезка боковых стволов (ЗБС) с

вертикальным или горизонтальным окончанием, которые положительно

влияют на технологические показатели эксплуатации скважин, способствуют

доизвлечению

остаточных

запасов

нефти

в

«застойных»

зонах

месторождения.

Оценка

технологической

эффективности

эксплуатации

боковых

стволов

напрямую

связана

с

предварительным

выбором

зон

их

расположения.

От

успешного

расположения

траектории

ствола

в

геологическом продуктивном пласте зависит целесообразность дальнейшей

эксплуатации боковых стволов скважин (чаще всего с горизонтальным

участком, далее – ГС).

Объектом

исследования

является

пласт

ПК

19-20

Барсуковского

месторождения, который содержит значительные запасы нефти, извлечение

которых затруднено вследствие сложного геологического строения и низких

ФЕС.

3

1

АНАЛИЗ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ И

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ОБЪЕКТУ ПК

19-20

БАРСУКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Барсуковское месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-

Ненецкого автономного округа Тюменской области в 52 км от поселка

Пурпе, в 963 км о г Тюмени. Было открыто в 1984 г. Барсуковское

месторождение разрабатывается с 1987 г. Названо в честь Барсукова Алексея

Сергеевича — организатора нефтяного строительства в Западной Сибири,

руководителя первого строительного главка «Главтюменнефтегазстроя».

Разработку месторождения проводит компания ООО «РН-Пурнефтегаз».

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.

По

типу

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.

В тектоническом отношении Барсуковское месторождение находится в

пределах юго-западной части Северного свода и приурочено к Пякупурскому

куполовидному поднятию. Структура осложнена четырьмя куполовидными

поднятиями.

Основными залежами на Барсуковском месторождении считаются

ПК

19-20

, АС

10

, 1БС

10

, 2БС

10

, 2БС

11

, БС

12

и БС

13-14

. Самой крупной на

месторождении является нефтегазоводяная залежь пласта ПК

19-20

.

Фонд скважин основных объектов имеет высокую обводненность.

Коэффициент нефтеотдачи порядка 0,38.

4

Нефтяная оторочка опробована только в скважине 458р, где из

интервала абсолютных отметок 1541,0-1544,0 м получен приток нефти

дебитом 5,3м

3

/сут при Н

дин

=370м.

По данным ПГИ ГНК залежи отбивается на абс. отметке 1532 м. В

южной части залежи скв.559р вскрыла пласт на абс. отметке 1530 м и по ГИС

пласт водонасыщен, поэтому ГНК в этой части залежи поднята до абс.

отметки 1530м., а нефтяная оторочка полностью выклинивается. ВНК по

материалам ГИС отбивается на абсолютной отметке 1544 м.

Газонасыщенные

толщины

изменяются

от

1,3м

до

21

м.

Нефтенасыщенные - от 1,2 до 7м.

В пределах принятого ВНК размеры залежи составляют 13х5 км.,

высота залежи - 67м.

Главной проблемой месторождений, находящихся в эксплуатации 25-

30 лет и более, является высокая выработка запасов. Так, выработка многих

месторождений достигает 70 % и выше. Со временем пластовые давления

снижаются, к забоям добывающих скважин прорывается пластовая вода,

происходит засорение и кольматация призабойной зоны пласта (ПЗП), затем,

просто истощение работающего пласта скважины. Зачастую продуктивность

и рентабельность таких скважин можно хотя бы частично восстановить. [1]

Самым эффективным способом для поддержания и снижения темпов

падения добычи, который сейчас используется большинством предприятий

на старых месторождениях, помимо бурения новых скважин, является

геолого-технологическое мероприятие – зарезка бокового ствола (ГТМ ЗБС).

В отличие от бурения новых скважин это мероприятие не требует таких

огромных затрат, так как работы производятся на имеющимся объекте, и при

этом нет необходимости в отсыпке куста, подведении ЛЭП, строительстве

трубопровода,

как

это потребовалось

при строительстве и вводе

в

эксплуатацию новой скважины.

5

К тому же при проведении ГТМ ЗБС длина пробуренного участка

будет не слишком велика, а, следовательно, и затраты, в сравнении с

бурением новой скважины.

При выборе кандидата для проведения этого мероприятия отдел

геологического

сопровождения

бурения

скважин

руководствуется

множеством факторов.

Прежде всего, зона вокруг скважины, которую можно вскрыть боковым

стволом,

должна

содержать

значительные

запасы

оставшейся,

не

вовлеченной в разработку малоподвижной нефти, извлечение которой после

проведения ГТМ ЗБС даст значительный экономический эффект.

Зачастую скважина-кандидат является законсервированной, аварийной,

с наличием в ней не герметичности эксплуатационной колонны (НЭК) или

смятия эксплуатационной колонны, высоко обводненной или просто мало

рентабельной.

Однако ЗБС имеет свои значительные минусы, и прежде всего это,

быстрое падение пускового дебита и забойного давления.

В результате забурки бокового ствола в разработку вводятся ранее не

вовлеченные

зоны

продуктивного

коллектора,

в

том

числе

с

трудноизвлекаемыми запасами.

Данная

технология

имеет

особенное

значение

в

геологических

условиях

месторождений

региона,

где

глинистые

перемычки

между

промытыми и незаводненными интервалами незначительны, благодаря

возможности разобщить менее выработанные и заводненные части разреза.

Бурение боковых стволов выполняется из аварийных, бездействующих

и обводнившихся скважин. [2]

Таким образом, особенностью Барсуковского месторождения является

наличие сложной многопластовой залежи, газовой шапки и подстилающей

воды.

6

2

ОЦЕНКА ОПТИМАЛЬНОЙ ДЛИНЫ ГС НА ОСНОВЕ ДАННЫХ

ФАКТИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Подавляющая часть горизонтальных скважин (80%) пробурена в

диапазоне длин ГС 200-600 м, что позволяет установить влияние длины

ствола на прирост извлекаемых запасов нефти и дебитов скважин.

С этой целью скважины были сгруппированы в выборки через каждые

50 метров физической длины горизонтального ствола. На рисунке 2.1 видно,

что длина ГС 500-600 м, по всей видимости, являются предельной.

Определенные преимущества, при прочих равных условиях, остаются

за синусоидальными скважинами, чья проекция на пласт тем не менее

существенно ниже.

Рисунок 2.1 - Выявление оптимальной длины ГС

Таким

образом,

оптимальная

длина

горизонтального

участка

составляет 500 – 600 м. Максимальный дебит жидкости на 1 метр

нефтенасыщенной толщины 0,1 т/м. Дебит нефти в пределах 50 – 55 т/сут.

Извлекаемые запасы в пределах 35 – 40 тыс.т.

7

3

ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ И КОНТРОЛЬ

ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ

К

условиям,

определяющим

рациональную

разработку

залежей

(объектов) и эксплуатацию скважин с соблюдением требований охраны недр

и окружающей среды, относятся:

а) равномерное разбуривание залежей, исключающее выборочную

отработку запасов;

б) минимальный уровень забойных давлений добывающих скважин,

исключающий

возможные

смятия

колонн

и

нарушения

целостности

цементного камня за эксплуатационной колонной;

в)

заданные

давления

на

линии

нагнетания

или

на

устье

нагнетательных скважин;

г) предусмотренные проектным документом способы эксплуатации

скважин;

д) запроектированные мероприятия по регулированию разработки

(отключение высокообводненных скважин, перенос фронта нагнетания,

нестационарное воздействие и т.п.);

е) допустимая скорость фильтрации в призабойной зоне (в условиях

разрушения пород-коллекторов);

ж)

допустимые

дебиты

скважин

или

депрессии

(в

условиях

образования водяных или газовых конусов, песчаных пробок);

з) допустимый максимальный газовый фактор по скважинам (в

условиях газовой или газоводяной репрессии на пласт). [3]

На разрабатываемых месторождениях (залежах) должен проводиться

обязательный комплекс исследований и систематических измерений по

контролю разработки, соответствующий утвержденному Министерством

нефтяной

или

газовой

промышленности

принципиальному

комплексу

гидродинамических и ПГИ и измерений, удовлетворяющий требованиям

утвержденного проектного документа на разработку.

8

Контроль

при

проектировании

разработки

нефтяных

залежей

осуществляется в целях:

а) оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом

и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению;

б) получения информации, необходимой для регулирования процесса

разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.

В процессе контроля за разработкой залежей (объектов) изучаются:

а) динамика изменения текущей и накопленной добычи нефти,

попутной воды и газа, а также закачки рабочих агентов по месторождению в

целом, отдельным участкам (пропласткам) и скважинам;

б) охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего

агента (воды, газа и др.) по отдельным пластам (пропласткам), участкам

залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением;

в) энергетическое состояние залежи, динамика изменения пластового и

забойных давлений в зонах отбора, закачки и бурения;

г) изменение коэффициентов продуктивности и приемистости скважин;

д)

изменение

гидропроводности

пласта

в

районе

действующих

скважин;

е) состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие

продуктивного горизонта с соседними по разрезу горизонтами и наличие

перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и

соседними объектами;

ж) изменение физико-химических свойств добываемой жидкости

(нефти и воды) и газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе

разработки;

з)

фактическая

технологическая

эффективность

осуществляемых

мероприятий по увеличению производительности скважин;

и) динамика зависимости текущего коэффициента нефтеизвлечения из

пласта от текущей обводненности продукции. [4]

9

Виды, объемы и периодичность исследований и измерений с целью

контроля разработки регламентируются действующими инструкциями и

руководствами по исследованию скважин, обязательными комплексами их

гидродинамических

и

промыслово-геофизических

исследований,

систематических

измерений

параметров,

характеризующих

процесс

разработки залежи и работу отдельных скважин. [5]

Обязательные комплексы исследований и измерений по контролю за

разработкой

должны

охватывать

равномерно

всю

площадь

объекта

разработки, весь фонд наблюдательных скважин. Они должны содержать

следующие виды работ:

- замеры пластового давления по контрольным и пьезометрическим

скважинам;

- замеры устьевых давлений нагнетания и объемов закачки по

нагнетательным скважинам;

- гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных

скважин на стационарных и нестационарных режимах;

- исследования по контролю ВНК, ГНК, нефтегазонасыщенности,

технического

состояния

ствола

скважины

промыслово-геофизическими

методами;

- отбор и исследования глубинных проб нефти, поверхностных пород

продукции скважин (нефти, газа, воды);

-

специальные

исследования,

предусмотренные

проектным

технологическим документом на разработку. [6]

Периодичность исследований и измерений по контролю за разработкой

должна

удовлетворять

рекомендациям

технологического

проекта

на

разработку данного месторождения.

Ввод в эксплуатацию скважин, не оборудованных для индивидуального

замера дебита жидкости, газа и приемистости закачиваемого агента, не

разрешается.

10

Обязательные комплексы гидродинамических и ПГИ по контролю

разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений разрабатываются

научно-исследовательскими

организациями

(авторами

проектных

документов) и утверждаются производственным объединением.

Исследования

по

контролю

разработки

осуществляются

нефтегазодобывающими управлениями, геофизическими службами и научно-

исследовательскими институтами.

Материалы

по

контролю

процесса

разработки

залежей

(эксплуатационных объектов) анализируются и обобщаются геологической

службой

нефтегазодобывающих

предприятий

и

включаются

в

виде

специального раздела в годовой геологический отчет.

Материалы исследований по контролю за разработкой месторождений

(залежей)

подлежат

обязательному

хранению

на протяжении сроков,

определяемых ведомственными инструкциями.

Ответственность за выполнение объема исследований по контролю за

разработкой несет руководство НГДУ.

Планирование и реализация методов и мероприятий регулирования

процесса

разработки

осуществляется

нефтегазодобывающими

предприятиями ежегодно на базе рекомендаций научно-исследовательских и

проектных организаций, выдаваемых в авторских надзорах за реализацией

проектов.

Весь комплекс мероприятий по регулированию процесса разработки и

оценка его эффективности, после утверждения в установленном порядке,

осуществляется нефтегазодобывающими предприятиями.

Отчет о проведенных мероприятиях по регулированию процесса

разработки составляется нефтегазодобывающими предприятиями ежегодно и

в виде отдельного раздела включается в годовой геологический отчет.

Оценка

технологической

и

экономической

эффективности

отдельных

мероприятий

в

необходимых

случаях

выполняется

научно-

11

исследовательскими институтами в отчетах по авторскому надзору и

анализах разработки. [7]

4 ПРОГНОЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ И

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА

За фактический период разработки (1971-2018 гг.) на объект пробурено

580 собственных скважин.

Для оценки эффективности все скважины поделены на 2 типа:

наклонно-направленные и горизонтальные.

Наклонно-направленные скважины разделены на 2 группы:

- наклонно-направленные;

- наклонно-направленные с проведением ГРП.

В свою очередь горизонтальные разделены на 4 группы:

- горизонтальные с пологим участком ствола;

- горизонтальные с пологим участком ствола и ГРП;

- горизонтальные с синусоидальным участком ствола;

- горизонтальные с синусоидальным участком ствола и ГРП.

Оценка

экономической

эффективности

бурения

и

эксплуатации

проведена с использованием предельно-допустимых рентабельных отборов

нефти на одну скважину.

Данный методический подход позволяет учесть:

- глубину вскрытия продуктивного горизонта;

- профиль проходки эксплуатационных скважин;

- систему воздействия на залежь;

- коэффициент годового изменения добычи нефти;

- обводненность и другие факторы.

При оценке экономической эффективности бурения и эксплуатации

различных типов скважин существенную роль оказывает коэффициент

годового изменения добычи нефти.

12

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Анализ

эффективности

эксплуатации

боковых

стволов

с

горизонтальным окончанием на Барсуковском месторождении напрямую

связаны с расположением траектории ствола в геологическом продуктивном

пласте.

В

рамках

проведенных

исследований

установлены

основные

закономерности выработки запасов и факторы, влияющие на нефтеотдачу

пласта.

Сложилось вполне определенное представление о том, что основные

принципы разработки объекта ПК

19-20

требуют дальнейшего развития и

конкретизации в соответствии с горно-геологическими характеристиками

пород-коллекторов.

Такие выводы сформировались в процессе комплексного анализа

промыслово-геофизических исследований скважин и пластов, эффективности

современных технологий извлечения нефти, а также систематизации ранее

опубликованных работ.

Бурение боковых стволов выполняется из аварийных, бездействующих

и обводнившихся скважин.

Геологической особенностью Барсуковского месторождения является

наличие сложной многопластовой залежи, газовой шапки и подстилающей

воды.

Технология забурки боковых стволов с горизонтальным окончанием

имеет

особенное

значение

в

геологических

условиях

Барсуковского

месторождения,

где

глинистые

перемычки

между

промытыми

и

незаводненными

интервалами

незначительны,

благодаря

возможности

разобщить менее выработанные и заводненные части разреза. Структура

осложнена четырьмя куполовидными поднятиями.

13

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

2.

Грачев

С.И.

Разработка

нефтяных

месторождений

горизонтальными

скважинами:

учебное

пособие/С.И.

Грачев,

А.С.

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

3.

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.

4.

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

5.

Применение современных методов увеличения нефтеотдачи в

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

6.

Разработка

нефтяных

месторождений

горизонтальными

скважинами: опыт и достижения [Текст] / Р. Х. Муслимов, Ю. А. Волков, Л.

Г. Карпова [и др.]; Академия наук Республики Татарстан. - Казань : Плутон,

2017. С - 448

7.

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

8.

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.

14

ИНДИВИДУАЛЬНЫЙ ПЛАН МАГИСТРАНТА

по выполнению научно-исследовательской работы №4

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы

Индивидуальный рабочий план магистранта по НИР №4

Дата

Основные виды деятельности

01.09.2020 –

30.09.2020

1.

Анализ

геологических

особенностей

и

технологических

решений

по

объекту

ПК

19-20

Барсуковского месторождения

01.10.2020 –

31.10.2020

2.

Оценка оптимальной длины ГС на основе

данных фактической эксплуатации скважин

01.11.2020 –

30.11.2020

3.

Технико-технологические

требования

и

контроль при проектировании разработки

01.12.2020 –

31.12.2020

4.

Прогноз технологической эффективности и

экономическая оценка

Научный руководитель _____________________/ /

Магистрант _____________________/ /

ОТЗЫВ НАУЧНОГО РУКОВОДИТЕЛЯ

по выполнению научно-исследовательской работы №4

15

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

на тему «Интенсификация добычи нефти на Барсуковском

нефтегазоконденсатном месторождении с использованием

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.

16