Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

По ООО НГДУ «Туймазанефть» в 2004 году планируется восстановить из бездействия методом зарезки боковых стволов 17 скважин с целью извлечения остаточных запасов нефти в продуктивных пластах девонских отложений (DІ и DІІ), а также в отложениях фаменского яруса (D_фам), бобриковского и радаевского горизонтов (С₁^bb).

Рассмотренный опыт применения зарезки и бурения боковых стволов в скважинах Туймазинского месторождения с целью повышения нефтеотдачи показывает оправданность метода на заключительных стадиях разработки продуктивных объектов. Показатели работы боковых стволов на уровне выше экономически предельных при незначительных капитальных затратах свидетельствуют о технологической и экономической эффективности бурения БС. При этом совершенствование техники и технологии бурения БС, способов эксплуатации боковых стволов, наличие значительных остаточных извлекаемых запасов на месторождении приводит к расширению области применения метода и увеличению объемов бурения БС.

3.2 Назначение и область применения скважин с боковыми стволами

В настоящее время в связи с истощением нефтяных месторождений, полным использованием возможностей вторичных методов разработки ежегодно увеличивается число отработанных, нерентабельных скважин. Вместе с тем в продуктивных пластах остается значительное количество нефти в застойных зонах. Решением проблемы извлечения таких запасов и восстановления старых бездействующих скважин является ввод этих скважин в эксплуатацию путем бурения вторых стволов. Потенциальным для восстановления скважин бурением вторых наклонных стволов, прежде всего может быть фонд бездействующих скважин. Если на первом этапе разработки Туймазинского месторождения прирост добычи нефти осуществляется за счет увеличения фонда нефтяных скважин, то на современном этапе этого оказалось недостаточно ввиду истощения запасов и ухудшения технико-экономических показателей разработки месторождения. Сейчас Туймазинское месторождение находится на поздней стадии разработки и фонд нефтяных скважин с каждым годом сокращается.

Большое количество нефтяных скважин переходит в фонд наблюдательных, нагнетательных, пьезометрических, ожидающих ликвидации. В связи с этим было принято решение с целью извлечения остаточных запасов нефти в застойных зонах и в пластах, неохваченных разработкой при существующей системе, зарезать в данных скважинах боковые стволы.

Бурение боковых стволов на Туймазинском месторождении производиться с целью перевода скважин на эксплуатацию: вышележащего горизонта, нижележащего горизонта (углубление), текущего объекта с отходом в пределах 25 - 100 м и длиной бокового ствола 80 - 220 м. В зависимости от угла вхождения БС в продуктивный пласт различают боковые стволы с горизонтальным забоем (боковые горизонтальные стволы), с вертикальным первичным вскрытием пласта и вхождением БС в пласт под определенным зенитным углом. Боковые стволы применяются как для эксплуатации одного продуктивного объекта, так и для одновременной эксплуатации при вскрытии нескольких пластов.

Основными целями строительства боковых стволов в условиях Туймазинского месторождения являются следующие:

- повышение нефтеотдачи разрабатываемых объектов в результате уплотнения сетки скважин;

- повышение текущей добычи нефти путем восстановления действующего фонда скважин бурением боковых стволов из нерентабельных скважин, находящихся в бездействии, в консервации и ликвидированных по техническим причинам (аварии, прихват НКТ при цементировании и т.д.);

- вовлечение в разработку залежей нефти в выше и ниже залегающих продуктивных отложениях;

- увеличение темпов разработки линзовидных залежей, вскрытых недостаточным количеством скважин;

- вовлечение в разработку залежей нефти, совпадающих в плане лишь частично с основной, практически полностью выработанной;

- увеличение притока жидкости (соответственно и нефти) из карбонатов турнейского яруса путем совершенного вскрытия пласта.

Наиболее целесообразным является использование технологий бурения боковых стволов на поздней стадии разработки месторождений в связи с тем, что к этому времени на эксплуатационные объекты уже пробурена значительная часть основного и резервного фонда, а запасы выработаны не полностью. При этом величина остаточных запасов зачастую настолько мала, что бурение новых вертикальных скважин на них просто нерентабельно.

Боковые стволы могут использоваться для добычи нефти в большинстве залежей, за исключением рыхлых, сильно трещиноватых и обваливающихся пород, в которых затруднено бурение даже вертикальных скважин.

Геолого-физические условия эффективного применения БС:

- нефтяные залежи с трудноизвлекаемыми запасами;

- залежи с коллекторами, имеющими естественную вертикальную трещиноватость или разломы;

- пласты с высокой неоднородностью, особенно по вертикали;

- пласты с карстовыми или кавернозными образованиями;

- линзовидные пласты;

- пласты с малой толщиной;

- пласты с несцементированными песчаниками.

На основе анализа результатов бурения боковых стволов в АНК «Башнефть» и накопления опыта эксплуатации были обозначены критерии применимости метода, к которым относятся:

- наличие достаточных, не менее 5 - 6 тыс. тонн остаточных запасов нефти в зоне дренирования БС;

- достижение после бурения БС достаточно высокого начального дебита по нефти в размере 3 - 5 т/сут;

- обеспеченность запасом пластового давления в зоне бурения БС и наличия системы поддержания пластового давления;

- в многопластовом разрезе в БС должна быть предусмотрена возможность раздельной эксплуатации нефтяного пласта, не допуская совместного вскрытия высокообводненных пластов.

Как видно, бурение БС имеет широкий диапазон области применения: увеличение текущей нефтеотдачи пластов, совершенствование системы разработки продуктивных объектов в целом, реабилитация старого фонда скважин и т.д.

При обосновании бурения боковых стволов в скважинах Туймазинского месторождения в каждом отдельном случае необходимо производить оценку гелого-физических критериев эффективного применения метода, обобщать и анализировать опыт эксплуатации ранее пробуренных боковых стволов.

3.3 Строительство боковых стволов на Туймазинском месторождении

3.3.1 Требования к техническому состоянию скважин

Согласно РД 39-00147275-057-2000, исходя из требований охраны недр и окружающей среды, не допускается строительство боковых стволов по техническому состоянию основных стволов скважин:

- скважины с негерметичными, либо ремонтированными эксплуатационными колоннами, кроме случаев замены труб на новые;

- скважины с затрубной циркуляцией;

- скважины с отсутствием цемента в интервале забуривания бокового ствола;

- скважины с отсутствием цемента за кондуктором, если высота подъема цемента за эксплуатационной колонной не перекрывает его.

Для получения исходных данных, необходимых для оценки технического состояния и составления плана работ по забуриванию боковых стволов, необходимо провести следующие работы:

- проверить герметичность эксплуатационной колонны опрессовкой;

- с целью оценки глубины интервалов цементного кольца и его качества исследовать скважины акустической цементометрией;

- проверить наличие затрубной циркуляции термометрией (ВЧТ).

Определение технического состояния скважины производится в следующей последовательности. В первую очередь в скважину спускается шаблон соответствующего диаметра и отбивается забой скважины. После чего записывается ВЧТ и АКЦ. При положительных результатах интервал исследуется на приемистость и заливается цементным раствором под давлением с учетом установления цементного моста. После ОЗЦ цементный мост (искусственный забой) проверяется спуском НКТ и разгрузкой ее. После чего колонна подвергается опрессовке давлением, рассчитанным в зависимости от диаметра колонны и срока ее эксплуатации. Записываются показания локатора муфт для выбора места вырезания «окна» для забуривания бокового ствола.

Бурение боковых стволов на Туймазинском месторождении производится, в основном, в скважинах, находящихся в бездействии: наблюдательных, пьезометрических, ожидающих ликвидации, со сложной аварией в основном стволе скважины, нерентабельных ввиду истощения запасов нефти. Учитывая продолжительный срок эксплуатации этих скважин, к их техническому состоянию предъявляются особые требования, которые должны обеспечить безаварийную проводку бокового ствола и дальнейшую его эксплуатацию.

Бурение боковых стволов возможно в скважинах, удовлетворяющих этим требованиям.

3.3.2 Техника и технология бурения боковых стволов

Для обеспечения надежности и успешного проведения строительства бокового ствола необходимо: детально изучить геолого-технические условия строительства и эксплуатации скважины и ее современное состояние; выбрать наземное оборудование; определить оптимальную глубину интервала забуривания ствола; установить способ вскрытия обсадной колонны и способ ориентирования отклоняющей компоновки; рассчитать проектный профиль ствола; выбрать и рассчитать отклоняющие компоновки бурильного инструмента с максимально возможной интенсивностью искривления с учетом пропускной способности «окна» в обсадной колонне геофизических приборов и скважинного оборудования; определить способ крепления и освоения бокового ствола.

На основании полученных данных разрабатывается проектно-сметная документация на комплекс работ по капитальному ремонту скважин методом зарезки боковых стволов.

По данным геофизических исследований скважины выбирается место вскрытия «окна» и глубина интервала забуривания. При этом необходимо учитывать физико-механические свойства горных пород в интервале забуривания бокового ствола. Следует выбирать интервалы залегания пород средней твердости, не склонных к осыпанию, набуханию и обвалам; максимальная интенсивность искривления оси скважины должна быть не более двух-трех градусов на десять метров в случае вырезания «окна» с клина; место вырезания «окна» в колонне должно быть выше муфтового соединения не менее трех метров; при сплошном фрезеровании участка колонны наиболее предпочтительно вырезать «окно» в средней части трубы. Также необходимо учитывать возможность ГНВП и принимать меры по их предотвращению.

Строительство бокового ствола в скважине включает в себя выполнение следующих работ:

- подготовительные работы;

- исследование технического состояния скважины;

- ликвидация нижней части основного ствола скважины;

- установка цементного моста и клина-отклонителя;

- вырезание окна в обсадной колонне;

- бурение второго ствола;

- крепление скважины и освоение.

На скважинах с полностью зацементированной эксплуатационной колонной бурение второго ствола производится через щелевидное окно в колонне или через сплошной вырез колонны. Фрезерование «окна» в эксплуатационной колонне производится специальным рейбером-фрезером типа РФУ_146, РФУ_168. После фрезерования перед началом бурения бокового ствола необходимо очистить скважину от металлической стружки, для чего требуется прокачать через забой 5-6 м³ вязкого глинистого раствора. Сплошное вырезание колонны производится с помощью универсального вырезающего устройства (УВУ).

При частично зацементированной эксплуатационной колонне допускается отрезание колонны (в интервале предполагаемой глубины зарезки) с последующим подъемом ее верхней части.

При восстановлении скважины с открытым забоем бурение дополнительного ствола производится с цементного моста, установленного ниже башмака эксплуатационной колонны.

Забуривание и бурение интервала набора кривизны производится следующей компоновкой бурильного инструмента:

- долото трехшарошечное диаметром 123,8, 139,7, 142,9, 145 мм;

- двигатель-отклонитель с углом искривления переводника 1 градус 30 минут - 3 градуса, диаметром 85, 105, 106, 127 мм;

- легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) диаметром 73, 90, 103 мм длиной 9-12 метров;

- стальные бурильные трубы диаметром 73, 89, 114 мм.

Ориентирование инструмента производится с помощью инклинометра ИЭС_36/30, устройства «ОРБИ_36» или гироскопической телесистемой.

Интервалы стабилизации бокового ствола бурятся компоновкой: долото; полномерный калибратор лопастной по диаметру долота; забойный двигатель; легкосплавная бурильная труба; стальные бурильные трубы.

Тип и параметры бурового раствора зависят от геологического разреза скважины. При устойчивом разрезе, сложенном, в основном, известняками и доломитами, применяется техническая вода.

При бурении боковых стволов на терригенный девон промывка забоя от «окна» до доманиковского горизонта производится технической водой, ниже глинистым раствором.

В настоящее время на Туймазинском месторождении работают две установки А_50 МБ, 2 установки АР_60/80 и 4 установки БУ_75Э.

Установка А_50 МБ грузоподъемностью 50 тонн - самоходная, оборудована верховой палатой, ротором, грузоподъемность позволяет работать до глубины забоя 1700-1750 метров.

Установка АР_60-80 самоходная на базе шасси «Ураган», грузоподъемность - 80 тонн, работает до глубины забоя 1750-1850 метров. Так же оборудована верховой палатой.

Установка БУ_75Э монтируется если забой скважины 1850 метров и более.

Бурение бокового ствола в скважине это сложный комплекс инженерно-технических работ, требующий применения специальной технологии и техники, знания геолого-физических условий проводки скважины, соблюдения технологических режимов строительства скважины и требований к профилю и конструкции бокового ствола.

От качества строительства бокового ствола, вскрытия и освоения продуктивного пласта зависит эффективность дальнейшей эксплуатации боковых стволов.

3.3.3 Конструкции боковых стволов

Пробуренные боковые стволы обсаживаются хвостовиком диаметром 102 или 114 мм с последующей перфорацией в продуктивной зоне или со вскрытием продуктивного пласта открытым забоем диаметром 76 - 124 мм.

Бурение БС в скважинах Туймазинского месторождения производится, в основном, из обсаженных основных стволов с диаметрами эксплуатационных колонн 140, 146 и 168 мм. При этом в результате применения долот для бурения БС соответствующего типоразмера происходит уменьшение диаметра ствола скважины (бокового ствола). Так для забуривания боковых стволов из 168 мм колонны применяются 139,7 мм, 142,9 мм, 144 мм долота и спускается хвостовик диаметром 114 мм. Если диаметр колонны - 146 мм, то применяется 123,8 мм долото и спускается 102 мм хвостовик.

Отрицательным последствием уменьшения диаметра бокового ствола является наличие малого зазора между обсадной колонной БС (102 или 114 мм) и стенками скважины, что плохо сказывается на качестве цементирования обсадной колонны.

Также малый диаметр хвостовика БС приводит к ограничению применения типоразмеров насосного оборудования, спускаемого в боковой ствол при дальнейшей эксплуатации.

Диаметр бокового ствола выбирается, исходя из требования обеспечения минимально допустимой разности диаметров между муфтами эксплуатационных труб и стенками скважины в 10 мм с точки зрения нормального спуска колонны и ее цементирования. При невозможности обеспечения такого зазора по всему стволу допускается проведение местных расширений.

Колонну эксплуатационных труб компонуют снизу вверх следующим образом: башмак, обратный клапан, кольцо - «стоп», колонна эксплуатационных труб, подвесное устройство (якорь), разъединитель резьбовой или цанговый, инструмент, на котором спускают хвостовик. Возможен спуск заранее перфорированного хвостовика. Верхний конец хвостовика располагается внутри эксплуатационной колонны на расстоянии 50 м от интервала выреза окна.

Цементирование хвостовика производится по всей длине его установки, за исключением продуктивного интервала, при этом применяется модульный отсекатель пластов (МОП), что исключает ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пласта при креплении скважин.

В целях повышения качества строительства бокового ствола и совершенствования конструкции скважины необходимо:

- забуривание бокового ствола производить после извлечения эксплуатационной колонны в интервале от устья до глубины вырезания «окна» и последующее бурение БС производить без потери диаметра;

- производить местные расширения бокового ствола скважины;

- цементирование хвостовика производить до кровли продуктивного пласта с оставлением забоя открытым (совершенное вскрытие пласта) или спускать заранее перфорированный хвостовик с последующим цементированием до кровли пласта.

3.4 Анализ эксплуатации скважин с боковыми стволами на Туймазинском месторождении

На Туймазинском месторождении с начала работ по зарезке боковых стволов пробурено по состоянию на 01.01.2004 года 121 БС, из них 20 скважин на территории республики Татарстан. Накопленная добыча нефти по этим скважинам составила 463,918 тыс. тонн нефти, по РТ - 172,140 тыс. тонн нефти. Всего по ООО НГДУ «Туймазанефть» пробурено 138 боковых стволов.

За 2003 год 19% добычи нефти по месторождению пришлось на скважины с боковыми стволами. При этом доля скважин с БС в эксплуатационном фонде скважин месторождения составляет 14%. Показатели работы скважин с БС показаны в таблице 13.

Основными целями строительства боковых стволов в условиях Туймазинского месторождения являются: повышение нефтеотдачи разрабатываемых объектов в результате уплотнения сетки скважин; повышение текущей добычи нефти путем восстановления действующего фонда скважин бурением боковых стволов из нерентабельных скважин, находящихся в бездействии, в консервации и ликвидированных по техническим причинам (аварии, прихват НКТ при цементировании и т.д.), вовлечение в процесс разработки застойных, тупиковых зон, доизвлечение остаточных запасов, сосредоточенных в верхних продуктивных пачках пластов девонских отложений.

Таблица 13. Показатели работы скважин с боковыми стволами Туймазинского месторождения по годам эксплуатации

Год	Действующие скважины с БС	Добыча нефти, тыс. т	Добыча воды, тыс. т	Добыча жидкости, тыс. т	Обводненность, %	Среднесуточный дебит нефти, т/сут	Среднесуточный дебит жидкости, т/сут
1996	2	0,708	1,025	1,733	59,1	2	5,7
1997	8	3,838	2,880	6,718	42,9	2,7	4,2
1998	29	17,577	43,633	61,210	71,2	3,2	11,1
1999	47	48,616	139,497	188,113	74,2	5,5	17,1
2000	69	85,498	359,420	444,918	80,7	4,5	25,1
2001	87	95,099	495,173	590,272	83,9	3,7	23,0
2002	101	111,032	517,594	628,626	82,3	3,5	18,1
2003	121	101,550	598,715	700265	85,4	2,7	19,6

Из таблицы видно, что при интенсивном нарастании числа действующих БС годовая добыча нефти и жидкости также возрастает. Наблюдается также возрастание обводненности продукции скважин по мере выработки остаточных запасов нефти в зонах дренирования боковых стволов. Обводненность продукции в последние годы находится в пределах 83,9 - 85,4%. Рост среднесуточного дебита нефти в первые годы внедрения метода обусловлен вводом в эксплуатацию боковых стволов, пробуренных на девонские пласты (1997-1999 годы), отличающихся лучшими фильтрационно-емкостными характеристиками по сравнению с пластами каменноугольных отложений. В последующем после первоначального, резкого падения средний дебит скважин по нефти колеблется в пределах 2,7 - 3,7 т/сут. Дебит по жидкости также продолжает несколько снижаться от уровней 23 - 25 т/сут до 18 - 19 т/сут.

Из всех объектов разработки достаточно высокие показатели эксплуатации имеют БС терригенных девонских залежей: на 91 скважине годовая добыча нефти в 2003 году достигла 78,077 тыс. тонн, среднесуточный дебит скважин по нефти составил 2,8 т/сут. Добыча нефти из 78 боковых стволов в 2002 году составила 87,669 тыс. тонн при среднесуточном дебите скважин по нефти 3,7 т/сут. Несмотря на бурение новых БС на девонские продуктивные горизонты в 2002-2003 годах (29 боковых стволов), добыча нефти по скважинам с БС из пластов девонских отложений снизилась по сравнению с 2002 годом на 9592 тонны, также снизился дебит скважин по нефти.

Динамика добычи нефти, среднесуточных дебитов нефти и обводненности по продуктивным горизонтам показана в таблице 14.

Таблица 14. Показатели работы скважин с БС Туймазинского месторождения по продуктивным горизонтам

Продуктивный горизонт, годы	Количество введенных БС	Годовая добыча, тыс. т	Обводненность, %	Среднесуточный дебит нефти, т/сут	Среднесуточный дебит жидкости, т/сут
		нефти	воды
Девон (DI+DII+DIII+DIV)
1998	6	4,421	38,603	89,7	8,0	78,1
1999	17	32,735	132,246	80,2	8,4	42,5
2000	20	71,330	353,309	83,2	6,8	40,4
2001	19	81,658	483,487	85,6	4,4	30,6
2002	16	87,669	501,287	85,1	3,7	23,3
2003	13	78,077	584,689	88,2	2,8	24,1
Карбон (С1t+ С1bb)
1996	2	0,708	1,025	59,1	2,3	6,0
1997	6	3,838	2,880	42,3	2,4	4,2
1998	15	13,159	5,041	15,7	2,6	3,6
1999	1	15,881	7,251	22,5	2,0	3,0
2000	1	14,186	10,318	42,6	1,7	2,9
2001	2	13,441	11,686	47,1	1,5	3,0
2002	2	22,966	15,673	41,3	2,0	3,3
2003	1	19,044	17,669	48,2	1,9	3,6

Показатели работы боковых стволов характеризуются резким падением начальных дебитов по нефти (среднесуточных дебитов за первый год эксплуатации) и стабилизацией на уровне:

- по девону - 2,8 - 3,7 т/сут;

- по карбону - 1,5 - 2,0 т/сут;

и постепенным падением дебитов по жидкости.

Суммарная добыча нефти по продуктивным пластам каменноугольных отложений Туймазинского месторождения из 30 пробуренных боковых стволов на 01.01.2004 года с начала эксплуатации составляет 103,223 тыс. тонн. Суммарная добыча нефти с начала эксплуатации по пластам девона из 91 скважины с БС составляет 360,695 тыс. тонн.

Основные показатели работы боковых стволов показывают в целом эффективность технологии. Однако имеются объекты и скважины с низкими показателями. Рассмотрим последние подробнее.

На рисунках 3 и 4 приведены гистограммы распределения БС 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;

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.

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+ DI 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·в·з·с·и, 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;

в - средний коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;

з - коэффициент нефтеотдачи, доли единицы;

с - плотность нефти на поверхности, т/м³;

и - 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 m_i - значения коэффициентов пористости по скважинам, %

Коэффициент нефтенасыщенности

для основной пачки

, (4)

для верхней пачки

, (5)

где в_i - 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

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

запасы верхней пачки

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

суммарные запасы

Q = Q_о + Q_в = 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

Q_oст = Q - Q_нак,= 283448,7 - 177739,8= 105708,9 т, (11)

где Q_oст - остаточные запасы, т;

Q - начальные извлекаемые запасы, т;

Q_нак - 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 з_в - коэффициент извлечения нефти верхней пачки, доли единицы;

в_н - средняя начальная нефтенасыщенность, доли единицы;

в_о - средняя остаточная нефтенасыщенность, доли единицы

Коэффициент нефтеотдачи з_в^г 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 в_о^в - остаточная нефтенасыщенность верхней пачки, доли единицы;

в_н^в - начальная нефтенасыщенность верхней пачки, доли единицы

Остаточная нефтенасыщенность основной пачки

, (21)

где в_о^о - остаточная нефтенасыщенность основной пачки, доли единицы;

в_н^о - начальная нефтенасыщенность основной пачки, доли единицы

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

в_в^в = 1 - в_о^в = 1 - 0,68 = 0,32, (22)

основной пачки

в_в^о = 1 - в_о^о = 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 к_в^/ = 2%, по нефти к_н^/ = 18%;

- для основной пачки: по воде к_в^/ = 29%, по нефти к_н^/ = 1%.

Фазовые проницаемости по продуктивным пачкам

- верхняя пачка

к_н = к · к_н^/ = 0,285 · 0,18 = 0,051 мкм², (24)

к_в = к · к_в^/ = 0,285 · 0,02 = 0,006 мкм², (25)

- основная пачка

к_н = к · к_н^/ = 0,484 · 0,01 = 0,005 мкм², (26)

к_в = к · к_в^/ = 0,484 · 0,29 = 0,140 мкм², (27)

где к - среднее значение проницаемости по продуктивным пачкам, мкм²

Кривые относительных проницаемостей получены экспериментальным путем для девонских песчаников пласта DI Туймазинского месторождения.

Рисунок 14 - Экспериментальные кривые относительных фазовых проницаемостей девонских песчаников для нефти и воды пласта DI Туймазинского месторождения

Среднее пластовое давление по участку

МПа, (28)

где Р_i - пластовые давления, измеренные в окружающих скважинах, МПа

Радиус контура питания скважины

м, (29)

Проектный дебит скважины

- верхняя пачка

по воде:

, (30)

по нефти:

, (32)

- основная пачка

по воде

, (34)

по нефти

, (36)

где 86400 - пересчетный коэффициент, с;

h - толщина соответствующих продуктивных пачек, м;

Р_з - забойное давление проектной скважины

µ_в - вязкость воды в пластовых условиях, Па·с;

µ_н - вязкость нефти в пластовых условиях, Па·с;

r_с - радиус скважины, м

Суммарный дебит жидкости скважины по всем продуктивным пачкам составит 58,3 м³/сут, по нефти - 7,25 м³/сут (6,14 т/сут), по воде - 51,05 м³/сут, обводненность продукции - 87,6%.

3.5.3 Прогнозирование показателей работы боковых стволов