Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

Туймазинского месторождения по дебиту нефти на текущую дату и по среднему дебиту за первый год работы.

По гистограмме рисунка 3 видно, что доля скважин с БС девонских пластов с дебитом (на текущую дату) до 1 т/сут нефти составляет 34,2%, с дебитом до 1,5 т/сут – 48,1%. Данный показатель характеризует низкую эффективность части БС с дебитом, граничащим с экономически предельным. По гистограмме, характеризующей распределение БС девонских отложений по начальным дебитам (рисунок 3), соответствующие доли малодебитных скважин меньше – 13,9% и 31,6%. Выше также и средний дебит нефти за начальный период: 5,7 вместо 2,6 т/сут. Следовательно, текущее распределение дебитов отражает процесс выработки участков залежей с БС: по мере выработки участков, эксплуатирующихся боковыми стволами, текущие дебиты скважин по нефти снижаются. Это подтверждается также данными по накопленной добыче нефти по боковым стволам, приведенными в таблице и на гистограмме распределения.

По гистограмме, характеризующей дебиты скважин с БС каменноугольных отложений, видно, что доля скважин с дебитом по нефти до 1,0 т/сут на текущую дату составляет 34,5%, а с дебитом, граничащим с экономически предельным (до 1,5 т/сут), – 44,8%. Доля соответствующих скважин по начальным дебитам составляет 10,3% и 34,5%. Средний дебиты за начальный период работы и на текущую дату (соответственно 2,2 и 2,1 т/сут) практически не отличаются.

Из этого следует, что практически половина фонда скважин с БС на Туймазинском месторождении имеют дебиты нефти, равные или ниже предельно допустимого по экономическому критерию и относятся к группе низкоэффективных или неэффективных скважин. Таким образом, основная причина низкой эффективности БС – малая продуктивность скважин.

Основная причина низкой продуктивности призабойной зоны пласта – несовершенство технологии вскрытия продуктивного пласта и заканчивания скважин.

Таблица 15. Распределения накопленной добычи нефти по БС, числившихся в действующем фонде на 01.01.2004 года

Интервал накопленной добычи нефти, тыс. т	Карбон	Девон
	Количество БС	Количество БС

0–0,5	0	6
0,5–1,0	2	9
1,0–1,5	5	9
1,5–2,0	3	9
2,0–3,0	7	8
3,0–5,0	8	18
5,0–10,0	3	9
10,0–20,0	0	4
Более 20,0	1	2

Согласно таблицы 16 для достижения окупаемости затрат на бурение боковых стволов на Туймазинском месторождении необходимо отобрать 5,0 – 6,0 тыс. тонн нефти на один боковой ствол. Согласно таблицы 15 и гистограммы распределения БС по накопленной добыче (рисунок 5) таких скважин по девонским отложениям – 15 (20,2% от фонда БС, пробуренного на девон); по карбону – 4 (14,3% от фонда БС каменноугольных продуктивных отложений).

Таблица 16. Предельно допустимые технологические показатели зарезки боковых стволов в ООО НГДУ «Туймазанефть»

Показатель	Значение
Начальный дебит, т/сут	3,93
Начальная обводненность, %	76,0
Накопленная добыча нефти, тонн	5874
Предельный дебит, т/сут	1,53
Срок окупаемости, годы	5

Средние значения накопленной добычи нефти по фонду БС девона составляет – 2,549 тыс. тонн, по карбону – 2,426 тыс. тонн, так как скважины последних лет отработали незначительное время. Следует отметить, что 8 скважин карбона и 18 скважин девона имеют накопленную добычу нефти в пределах 3–5 тыс. тонн, т.е. приближаются к предельным значениям.

На рисунке 6 показана гистограмма распределения БС по дебитам жидкости по состоянию на 01.01.2004 года. По ней видно, что почти половина фонда БС Туймазинского месторождения является малодебитной по жидкости. Это также является показателем низкой эффективности БС.

Так как ввод основной части БС на девонские отложения пришелся на 1999–2002 года, то эти скважины еще не отработали предельного срока окупаемости, установленного для Туймазинского месторождения (таблица 23). В настоящее время основную добычу нефти из БС обеспечивают скважины, пробуренные в 1999–2000 годах, когда весь фонд БС ООО НГДУ «Туймазанефть» был пробурен на пласты DI и DII Туймазинского месторождения (таблица 24). Скважины, пробуренные в 1999 году имеют дебиты по нефти в среднем от 5 до 9 т/сут.

Среди скважин, не достигших значений накопленной добычи нефти, соизмеримых с предельными значениями, 31 скважина имеет дебит по нефти от 2 до 10 т/сут, выше 8 т/сут имеют дебиты 7 скважин.

В целом метод показал свою эффективность, так как эффект от скважин с достаточно хорошими технологическими показателями перекрывает потери в добыче нефти из малоэффективного и неэффективного фонда БС.

Сокращение числа неэффективных БС возможно при дальнейшем совершенствовании методик обоснования бурения боковых стволов и прогнозирования показателей их работы, а также в результате оптимизации работы действующих скважин.

Следует отметить ряд высокоэффективных скважин с боковыми стволами.

Скважина №711 после бурения бокового ствола на пласт DIV в 1999 году вошла в эксплуатацию с дебитом по жидкости 108,7 м3/сут, нефти – 79,8 т/сут и обводненностью 18,1%. До проведения зарезки скважина не работала (эксплуатационный объект – DIV) ввиду сложной аварии на забое скважины. На текущий момент дебит скважины по нефти составляет 9,8 т/сут при обводненности 89,7%. Накопленная добыча нефти по скважине – 51428 тонн. Предельные значения накопленной добычи нефти были достигнуты уже в течении первого года эксплуатации (9899 тонн).

Дальнейшее бурение и эксплуатация боковых стволов пласта DIV также показали высокую технологическую эффективность мероприятия. Скважина №1116 была введена в эксплуатацию из наблюдательного фонда в 2000 году с начальным дебитом по нефти 43,2 т/ сут и обводненностью 15,5%. За первый год эксплуатации было добыто по скважине 11854 тонны нефти. Всего по скважине добыто после проведения зарезки 42412 тонн нефти. Текущий дебит скважины по нефти составляет 18,2 т/сут при обводненности 52,7%.

Таблица 17. Показатели работы БС Туймазинского месторождения по годам их ввода в эксплуатацию (по состоянию на 01.01.2004 года)

Год ввода в эксплуатацию	Количество введенных БС	Накопленная добыча, тыс. т	Отработано дней	Среднесуточный дебит по нефти, т/сут
		нефти	воды		За первый год работы	Текущий
1996	2	5,836	10,256	4635,9	2,0	1,0
1997	6	50,256	33,620	13640,5	3,2	3,0
1998	21	77,968	346,092	37504,8	2,8	1,6
1999	18	129,231	742,267	26716,7	2,9	2,6
2000	22	107,905	556,019	20831,2	3,2	3,5
2001	18	57,340	94,538	18416,7	3,5	2,6
2002	15	35,873	80,973	11512,9	3,7	2,7
2003	19	14,261	32,606	3896,2	3,7	-
Итого	121	463,918	1896,371	174659,4	3,1	2,4

Большой интерес представляют скважины, пробуренные на тот же продуктивный пласт, который эксплуатировался до бурения бокового ствола Данные по эксплуатации этих скважин представлены в таблице 18. Практически все скважины отключали с обводненностью 98–99%, при этом ВНФ изменялся от 0,5 до 19,2 т/т. Так по скважине №1305 Туймазинского месторождения при ВНФ равном 10,56 т/т и величине отхода от старого ствола в 41 м, средний дебит по нефти после бурения БС составил 2,6 т/сут.

Таблица 18. Показатели работы скважин, эксплуатирующих тот же пласт до и после бурения боковых стволов

Скважина (пласт)	Отход, м	Показатели до бурения БС	Показатели после бурения БС
		Дебит в момент вывода из эксплуатации, т/сут	Обводненность, %	Средний дебит, т/сут	Обводненность, %
		жидкости	нефти		жидкости	нефти
160 (DII)	198	25,0	2,0	92,0	10,3	4,7	54,3
306 (DII)	146	70,0	1,7	97,2	84,8	6,7	92,1
308 (DII)	180	466,9	3,6	97,3	157,7	3,2	97,9
336 (DI)	115	79,9	4,3	83,7	55,4	5,2	90,6
1294 (DII)	195	3,0	0,1	98,1	11,8	4,6	61,0
1317 (DI)	132	94,4	1,0	98,7	6,5	1,3	80,0
1427 (DI)	14	1,7	1,1	20,0	3,8	0,6	84,2
1434 (DII)	45	24,9	0,1	99,7	10,8	4,4	59,2
1675 (DII)	276	214,6	2,7	98,5	115	8,9	92,2
1282 (DI)	234	11,5	0,2	98,5	7,0	1,3	81,4
1605 (DII)	106	105,5	1,8	98,3	136,5	1,4	98,9
1519 (DII)	84	76,5	2,7	96,4	7,4	4,3	41,9
1245 (DI)	167	346,6	4,2	98,8	2,5	1,9	24,0
1305 (DI)	41	102,6	1,5	98,6	45,5	2,6	94,2
1989 (DI)	212	136,0	2,3	98,4	6,2	3,7	40,3
1495 (DIV)	-	22,7	0,9	96,7	125,9	5,5	95,6

Анализ работы боковых стволов, пробуренных на отложения карбона, показывает их низкую эффективность. Основной фонд БС на эти продуктивные пласты был пробурен в 1996–1998 годах. На сегодняшний момент только 4 скважины достигли уровня накопленной добычи нефти выше предельно допустимых значений с точки зрения оправданности затрат на проведение мероприятия. Это объясняется худшими по сравнению с пластами девона фильтрационно-емкостными характеристиками продуктивных объектов, низкими значениями начальных и текущих дебитов по нефти и жидкости, несовершенством техники и технологии строительства боковых стволов на начальных стадиях внедрения метода. Работы по боковой зарезке на карбонаты кизеловского горизонта турнейского яруса показали, что вскрытие нефтенасыщенной части открытым забоем без применения глинистого раствора и без цементирования увеличивало продуктивность скважин, но дебиты по нефти не всегда поднимались до рентабельной величины. Применение многократных кислотных обработок с целью создания в открытом стволе каверн увеличивает приток кратковременно (до двух месяцев), т.е. низкий дебит скважин связан не только с конструкцией забоя, но и с низкой проницаемостью всей матрицы карбонатных пород нефтенасыщенных пород.

Также к основным причинам низкой эффективности бурения боковых стволов можно отнести:

– геологические (неподтверждение разреза, неоднородность, расчлененность и прерывистость пластов);

– технологические (выработанность запасов, совместная перфорация пластов в БС, низкие пластовые давления в залежах);

– технические (несовершенные параметры конструкции БС, нерациональные режимы работы скважин).

Анализ эффективности работы боковых стволов скважин Туймазинского месторождения показывает:

– низкую эффективность добычи нефти в малодебитном фонде БС, который составляет около 50% от общего количества пробуренных на месторождении боковых стволов;

– основная причина неэффективности работы БС – низкая продуктивность скважин;

– работа БС девонских продуктивных отложений характеризуются более лучшими показателями по сравнению с БС карбонатных отложений карбона;

3.5 Проектирование бурения и последующей эксплуатации бокового ствола скважины №1554 Туймазинского месторождения

3.5.1 Геолого-физическое обоснование точки заложения забоя бокового ствола

Строительство боковых стволов на заводненных объектах с целью повышения нефтеотдачи является одной из наиболее сложных задач, требующей наличия информации о распределении по пласту остаточных запасов нефти.

Остаточная нефть в заводненных пластах сосредоточена:

– в слабопроницаемых пропластках и в застойных зонах, не охваченных заводнением – 27%;

– в застойных зонах неоднородных пластов – 19%;

– в линзах, вскрытых недостаточным числом скважин – 16%;

– в виде пленочной нефти – 30%;

– вблизи зон смещения коллекторов (непроницаемые экраны) – 8%.

Учитывая это, бурение боковых стволов принципиально возможно во всех перечисленных случаях, кроме бурения их в заводненных зонах с остаточной пленочной нефтью.

Задача определения остаточных запасов нефти по пласту решается на основе анализа карт первоначальных нефтенасыщенных толщин, суммарных и текущих отборов нефти и воды, карт изобар. В результате анализа геолого-промысловой информации, построения структурных карт по кровле и подошве пласта, карт первоначальных эффективных нефтегазонасыщенных толщин, геологических профилей и схем сопоставления, определения положения водонефтяного контакта, средних значений основных параметров физико-химических свойств пластовой и поверхностной нефти, пористости и проницаемости, нефтенасыщенности, коэффициента расчлененности в зоне дренажа проектируемого бокового ствола подсчитывают начальные геологические и извлекаемые запасы нефти и по разнице между запасами и накопленной добычей нефти находят остаточные запасы нефти.

До окончательного принятия решения о строительстве боковых стволов наряду с анализом геологического строения объекта рассматривается состояние его разработки, а именно:

– анализируется использование пробуренного фонда скважин, фонда скважин с БС, пробуренных ранее, его добывные возможности, плотность сетки скважин. Для строительства БС предпочтительнее редкая (12 га/скв и более) плотность разбуривания залежи (объекта);

– на основе анализа добычи нефти, темпов отбора, достигнутой нефтеотдачи делается вывод о степени выработанности объекта и стадии его разработки;

– путем анализа закачки воды, соотношения между закачкой воды и отбором жидкости устанавливается энергетическое состояние объекта.

Наряду с анализом геолого-промысловых данных пласта необходимо создание геологической и фильтрационной моделей пласта на основе специальных компьютерных программ. Для решения задачи поиска остаточных запасов в застойных зонах залежей Туймазинского месторождения была применена интегрированная система СИГМА, предназначенная для накопления и обработки геолого-физической, технологической и промысловой информации с целью построения объемной геологической и гидродинамической моделей залежи и контроля за разработкой месторождения. Некоторые прикладные задачи, решаемые данным пакетом: построение планшетов и схем корреляций, построение различных отчетов, построение карт, проведение площадного анализа и подсчета запасов

Общий алгоритм определения застойных (невыработанных зон) на нефтяных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки и прогноза места и направления проводки БС показан на рисунке 7.

Для повышения результативности бурения боковых стволов необходимо совершенствование техники и технологии бурения и повышения достоверности геологического обоснования местоположения забоя, его направления и отхода от забоя пробуренной скважины, геологическое и фильтрационное моделирование пласта и тщательный экономический прогноз.

Успешность бурения боковых стволов зависит в первую очередь от обоснованности выбора точки расположения забоя бокового ствола.

С целью доизвлечения остаточных запасов нефти, сосредоточенных в верхней продуктивной пачке пласта DI (пачка «а»+ «б»), характеризующейся низкими значениями фильтрационно-емкостных характеристик и недостаточной выработанностью запасов, была предложена скважина №1554 Туймазинской площади, находящаяся в пьезометрическом фонде. Забой бокового ствола скважины предполагается расположить на участке скважин №№2407, 1555, 1556, 163 (таблица 20). Геолого-физические параметры и свойства насыщающих флюидов пласта DI в зоне предполагаемого забоя бокового ствола представлены в таблице 19. До отключения эксплуатационными объектами скважины №1554 являлись продуктивные пласты DI+ DII терригенных отложений девона.

Таблица 19. Результаты исследований скважин выбранного участка

Показатель	Скважина
	2407	163	1555	1556
Глубина залегания кровли продуктивного пласта, м	1672,7	1674,0	1674,1	1676,3
Начальная отметка ВНК, м	1681,8
Водонефтяной раздел, м	-	1677,6	-	1678,5
Нефтенасыщенная толщина, м: – основной пачки – верхней пачки	6,2 1,0	5,6 1,0	5,6 1,2	3,2 1,4
Коэффициент проницаемости, мкм2: – основной пачки – верхней пачки	0,483 0,289	0,486 0,284	0,481 0,281	0,487 0,287
Коэффициент пористости, доли единицы: – основной пачки – верхней пачки	0,19 0,16	0,18 0,14	0,16 0,16	0,17 0,165
Коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы: – основной пачки – верхней пачки	0,78 0,70	0,81 0,75	0,82 0,79	0,84 0,80
Пластовое давление, МПа	16,1	16,1	16,3	16,2
Давление насыщения нефти газом, МПа	8,6	8,7	8,5	8,6
Коэффициент продуктивности, т/сут·МПа	3,2	3,5	4,1	6,2
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	2,26
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	1,12
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	847
Газонасыщенность, м3/м3	62
Объемный коэффициент нефти	1,165

Таблица 20. Показатели работы скважин выбранного участка

Скважина	Начальные параметры	Текущие параметры	Накопленная добыча на 01.01.2004 года, тыс. т
	Дебит, т/сут	Обводненность, %	Пластовое давление, МПа	Дебит, т/сут	Обводненность, %
	нефти	жидкости			нефти	жидкости		нефти	воды
2407	105,7	120	12,2	17,5	1,4	8,1	82,7	73,639	868,048
163	5,1	34	84,9	17,1	1,5	8,9	83,1	33,698	31,257
1555	6,4	11,3	43,4	17,3	Ожидание ликвидации	-	44,824	321,394
1556	6,0	13,7	56,2	17,2	1,9	16,8	88,6	25,578	76,734

Строительство боковго ствола в скважине №1554 с целью повышения нефтеотдачи является сложной задачей, требующей наличия информации о распределении по пласту остаточных запасов нефти.

Для определения остаточных запасов в предполагаемой зоне дренирования проектного бокового ствола необходимо определить первоначальные извлекаемые запасы на выбранном участке скважин.

Определение первоначальных извлекаемых запасов произведем объемным методом подсчета. Пользуясь картой эффективных нефтенасыщенных толщин отдельно по продуктивным пачкам пласта (рисунки 8, 9), выделим границы участка, условно приняв их положение на расстоянии в половину расстояния между скважинами данного и соседних участков. Размеры выбранного участка 1125Ч850 м.

Площадь участка составляет 745313 м2.

Продуктивные пачки пласта DI на данном участке выдержаны по площади, первоначально залежь является чисто нефтяной, скважины перфорированы по всей толщине продуктивного пласта, количество и качество геолого-геофизического материала позволяет считать запасы участка по категории А.

Подсчет запасов объемным методом производится по следующей формуле

Q=F·h·m·β·η·ρ·θ, т (1)

где Q – извлекаемые запасы нефти, т;

F – площадь нефтеносности, м2;

h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

m – средний коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород, доли единицы;

β – средний коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;

η – коэффициент нефтеотдачи, доли единицы;

ρ – плотность нефти на поверхности, т/м3;

θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти

Расчет объема нефтенасыщенной части пласта произведем методом графического интегрирования (рисунки 10, 11, 12)

При использовании этого метода вначале определяется площадь сечения нефтенасыщенной части пласта в направлениях наиболее тесного расположения скважин или озопахит. Площадь сечения определяется по нескольким поперечным профилям. Профиль пласта пласта вычерчивается в масштабе, его площадь вычисляется как сумма площадей составляющих его фигур. Кроме поперечных профилей вычерчивается один продольный профиль, соединяющий середины поперечных профилей.

4 – изопахиты

- скважины

1–1…5–5 – сечения участка

Рисунок 8 – Карта нефтенасыщенных толщин основной пачки

Рисунок 9 – Карта нефтенасыщенных толщин верхней пачки

а – сечение 1–1; б – сечение 2–2

Рисунок 10 – Определение площадей нефтенасыщенной части пласта методом графического интегрирования

а – сечение 3–3; б – сечение 4–4

Рисунок 11 – Определение площадей нефтенасыщенной части пласта методом графического интегрирования

Рисунок 12 – Определение объема нефтенасыщенной части пласта

Объем нефтенасыщенных песчаников основной пачки пласта DI на выбранном участке

V= 3772589 м3

Согласно карты эффективных нефтенасыщенных толщин верхней продуктивной пачки (рисунок 9) средняя нефтенасыщенная толщина пачки «а» на выбранном участке составляет 1 м.

Объем нефтенасыщенных песчаников верхней пачки

V=745313 м3

Средний коэффициент открытой пористости

для основной пачки

%, (2)

для верхней пачки

%, (3)

где mi – значения коэффициентов пористости по скважинам, %

Коэффициент нефтенасыщенности

для основной пачки

, (4)

для верхней пачки

, (5)

где βi – коэффициенты нефтенасыщенности по скважинам, доли единицы

Величины расчетных коэффициентов нефтеотдачи по блоку IX, в котором расположены скважины выбранного участка, составляют

для основной пачки – 0,65;

для верхней пачки – 0,47

Усадка нефти

%, (6)

где b – объемный коэффициент нефти

Пересчетный коэффициент

, (7)

Начальные извлекаемые запасы по участку определяются по формуле (1)

запасы основной пачки

Qо = 3772589·0,175·0,81·0,65·0,847·0,86 = 253196,5 т

запасы верхней пачки

Qв = 745313·0,156·0,76·0,47·0,847·0,86 = 30252,2 т

суммарные запасы

Q = Qо + Qв = 253196,5 + 30252,2 = 283448,7 т, (8)

Удельные начальные извлекаемые запасы, приходящиеся на одну скважину выбранного участка

т, (9)

Удельные запасы верхней пачки

т, (10)

Остаточные запасы нефти определим по значениям накопленных отборов скважин выбранного участка, используя карту накопленных отборов по пласту DI на 01.01.2004 года (рисунок 13)

Суммарная накопленная добыча нефти по участку составляет 177739,8 тонн.

Остаточные запасы по участку

Qoст = Q – Qнак,= 283448,7 – 177739,8= 105708,9 т, (11)

где Qoст – остаточные запасы, т;

Q – начальные извлекаемые запасы, т;

Qнак – накопленная добыча нефти, т

Коэффициент извлечения нефти по участку

, (12)

Проанализируем выработку верхней пачки пласта.

В таблице 21 представлены результаты исследований добывающих скважин № №2407, 1555 дистанционным дебитомером.

Как видно из таблицы 21, приток из самых верхних зон прикровельной части пласта DI отсутствует. Это качественно подтверждает сосредоточение остаточной нефти в прикровельной части пласта. Поэтому можно предположить, что выработки запасов верхней пачки пласта в зонах дренирования скважин №2407 и №1555 не происходило.

Согласно работы /5/ запасы верхней продуктивной пачки пласта DI относятся к трудноизвлекаемым (вязкость нефти в пластовых условиях меньше 50 мПа·с, проницаемость более 0,2 мкм2, нефтенасыщенная толщина 1 м)

Таблица 21. Результаты исследований скважин на приток

Скважина	Дата исследования	Дебит жидкости, м3/сут	Обводненность, %	Интервал, м	Толщина прикровельной части пласта, м
				Продуктивного пласта	Перфорации	Работающий	Максимального притока	Без притока	С ограниченным притоком
2407	81 г.	23	88	1672,7 – 1678,8	1672,9 – 1678,1	1673,7 – 1677,8	1674,2 – 1674,8	1	-
1555	82 г.	9	91	1674,1 – 1681,0	1674,3 – 1679,0	1675,0 – 1678,1	1677,1 – 1677,9	0,9	-

По результатам геофизических исследований скважин №№1556, 163 можно утверждать, что запасы нефти верхних пачек продуктивных пластов вырабатывались, но недостаточно. Об этом свидетельствует то, что в этих скважинах коллектор охарактеризован как нефтеводонасыщенный и величина остаточной нефтенасыщенности значительна 0,63 в скважине №1556 и 0,62 в скважине №163 (по данным обработки каротажных диаграмм по скважинам).

Коэффициент извлечения нефти верхней пачки по данным геофизических исследований скважин №1556 и №163

, (13)

где ηв – коэффициент извлечения нефти верхней пачки, доли единицы;

βн – средняя начальная нефтенасыщенность, доли единицы;

βо – средняя остаточная нефтенасыщенность, доли единицы

Коэффициент нефтеотдачи ηвг характеризует выработку запасов в зонах дренирования скважин №1556 и №163. Если воспользоваться значениями удельных начальных запасов верхней пачки по участку, то остаточные запасы верхней пачки составят

30252,2 – 15126,2·0,194 = 27317,7 т, (14)

где Q1 – удельные запасы нефти верхней пачки, приходящиеся на скважины №1556 и №163, т

Коэффициент нефтеотдачи верхней пачки

, (15)

Остаточные запасы основной пачки

т, (16)

Коэффициент извлечения нефти основной пачки

, (17)

К причинами неполной выработки верхней продуктивной пачки пласта DI можно отнести:

– худшие по сравнению с основной пачкой фильтрационно-емкостные характеристики, в связи с чем запасы нефти в верхней пачке можно отнести к трудноизвлекаемым;

– предусмотренное проектом 1987 года повышение давления нагнетания до 20 МПа для интенсификации разработки пластов верхней пачки не было реализовано;

– реализованная сетка разбуривания пласта DI с целью совместной эксплуатации всех продуктивных пачек пласта не была оптимальной по плотности для верхней пачки.

Учитывая результаты исследований скважин выбранного участка, определения остаточных запасов по продуктивным пачкам пласта DI с целью доизвлечения остаточных запасов основной пачки и вовлечения в разработку пластов верхней продуктивной пачки бурение бокового ствола из скважины №1554 целесообразно. Эффект достигается за счет уплотнения сетки скважин эксплуатирующих пласт DI на выбранном участке.

Текущая плотность сетки скважин на выбранном участке составляет

м2/скв, (18)

где F – площадь участка, м2;

n – количество скважин

Плотность сетки скважин после строительства бокового ствола

м2/скв, (19)

3.5.2 Обоснование проектного дебита скважины

Принятые допущения при обосновании проектного дебита:

– значение нефтенасыщенности верхней пачки в зоне расположения забоя проектного бокового ствола определяется, исходя из выработки этой пачки скважинами №1556 и №163, при этом коэффициент извлечения составляет 0,097;

– выработки верхней пачки в зонах дренирования скважин №1555 и №2407 не происходило;

Остаточная нефтенасыщенность верхней пачки

, (20)

где βов – остаточная нефтенасыщенность верхней пачки, доли единицы;

βнв – начальная нефтенасыщенность верхней пачки, доли единицы

Остаточная нефтенасыщенность основной пачки

, (21)

где βоо – остаточная нефтенасыщенность основной пачки, доли единицы;

βно – начальная нефтенасыщенность основной пачки, доли единицы

Водонасыщенность пласта при условии, что газ находится в растворенном в нефти состоянии верхней пачки

βвв = 1 – βов = 1 – 0,68 = 0,32, (22)

основной пачки

βво = 1 – βоо = 1 – 0,25 = 0,75 (23)

Используя кривые относительных фазовых проницаемостей (рисунок 14), определяем фазовые проницаемости для воды и нефти в зоне проектного забоя.

Согласно кривым относительные проницаемости составляют

– для верхней пачки: по воде кв/ = 2%, по нефти кн/ = 18%;

– для основной пачки: по воде кв/ = 29%, по нефти кн/ = 1%.

Фазовые проницаемости по продуктивным пачкам

– верхняя пачка

кн = к · кн/ = 0,285 ·