АНАЛИЗ РАБОТЫ СКВАЖИН РАЗЛИЧНОГО ЗАКАНЧИВАНИЯ НА ОБЪЕКТАХ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

Для исследования было взято месторождение, которое стало разбуриваться в 2018 году, поэтому многие скважины имеют непродолжительный период работы. Для сопоставления входных показателей, приведенных на одну дату, был принят период в 12 месяцев.

Динамику технологических показателей многозабойных, горизонтальных и наклонно-направленных скважин объекта ЮС₁, приведенных на одну дату, представляет рисунок 1.

Рисунок 1 – Динамика технологических показателей МЗС, ГС и ННС

Средний входной дебит нефти по многозабойным скважинам составил 88 т/сут при обводненности 27 %. На момент написания статьи средний дебит нефти составил 76 т/сут при обводненности 10 %. Накопленная добыча нефти – 241 тыс. т, в т.ч. на одну скважину – 21,9 тыс. т. Количество многозабойных скважин, взятых для исследования – 11 штук. Все скважины были пробурены в 2019 году с интервалом в месяц.

Максимальные показатели для многозабойной скважины – накопленная добыча нефти 41 тыс. т (17,1 % от общей добычи из многозабойных скважин объекта ЮС₁) при входном дебите 96 т/сут и обводненности 20 %. Минимальные показатели для многозабойной скважины – входной дебит нефти 68 т/сут, обводненность 28 %. Накопленная добыча нефти 10 тыс. т.

Средний входной дебит нефти по горизонтальным скважинам составил 69 т/сут при обводненности 34 %. На момент написания статьи средний дебит составил 57 т/сут при обводненности 16 %. Накопленная добыча нефти – 44 тыс. т, в т.ч. на одну скважину – 8,8 тыс. т. Количество горизонтально направленых скважин, взятых для исследования – 5 штук. Все скважины были пробурены в 2019 году с интервалом в 2-3 месяца.

Максимальные показатели для горизонтальной направленной скважины – накопленная добыча нефти 20 тыс. т (59,4 % от общей добычи из горизонтальных стволов объекта ЮС₁) при входном дебите нефти 75 т/сут и обводненности 14%. Минимальные показатели для горизонтальной направленной скважины – входной дебит нефти 39 т/сут, обводненность 5 %, накопленная добыча нефти 1,7 тыс. т.

Средний входной дебит нефти по наклонно-направленным скважинам составил 22 т/сут при обводненности 26 %. На 01.01.2020 средний дебит составил 20 т/сут при обводненности 13%. Накопленная добыча нефти – 41 тыс. т, в т.ч. на одну скважину – 3,2 тыс. т. Количество наколонно-направленных скважин, взятых для исследования – 13 штук. Все скважины были пробурены в период 2018-2019 года.

Максимальные показатели получены для наклонно-направленной скважины –накопленная добыча нефти по скважине составила 14,5 тыс. т (35,3 % от общей добычи из наклонно-направленных стволов объекта ЮС₁) при входном дебите 33,8 т/сут и обводненности 31 %. Минимальные показатели для наклонно-направленной скважины – входной дебит нефти составил 11,9 т/сут, обводненность 14 %, накопленная добыча нефти 0,3 тыс. т.

Анализ работы скважин с различным заканчиванием выявил преимущество технологических показателей многозабойных скважин в сравнении с результатами ГС и ННС:

• средний начальный дебит нефти по многозабойным скважинам составил 88 т/сут против 69 т/сут по горизонтальным и 22 т/сут по наклонно-направленным;
• средний начальный дебит жидкости по многозабойным скважинам составил 122 т/сут против 105 т/сут по горизонтальным и 30 т/сут по наклонно-направленным;
• средняя начальная обводненность по многозабойным скважинам – 27 %, по горизонтальным – 34 %, по наклонно-направленным – 26 %.

Из этого можно сделать вывод, что анализ технологических показателей работы скважин с различным заканчиванием показал: наиболее эффективные показатели разработки получены по многозабойным скважинам.

ЛИТЕРАТУРА

1. И.Г. Хамитов, И.Ш. Щекатурова, Поиск оптимального расстояния от многоствольной горизонтальной скважины до очага заводнения в зависимости от угла между горизонтальными стволами с учетом различия физико-химических свойств нефти, Нефтепромысловое дело 2/2014.
2. Крамар В.Г., Особенности разработки месторождений Когалымского района с применением разветвленно-горизонтальных скважин, Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 9/2015.
3. Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи для месторождений Западной Сибири: учебное пособие / Т. К. Апасов, Р. Т. Апасов, Г. Т. Апасов. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. – 187с.
4. РД 39-9-151-79. Руководство по проектированию и применению метода заводнения с газоводяными смесями. СибНИИНП, Тюмень, 1979, 141 с.
5. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. — М.: Недра, 1985.- 308 с.
6. Щелкачев В.Н. О подтверждении упрощенной формулы, оценивающей влиянеие плотности сетки скважин на нефтеотдачу // Нефт. Хоз-во – 2008 — №1 – С. 66-67

LITERATURA

1. I.G. Hamitov, I.Sh. Shhekaturova, Poisk optimal’nogo rasstojanija ot mnogostvol’noj gorizontal’noj skvazhiny do ochaga zavodnenija v zavisimosti ot ugla mezhdu gorizontal’nymi stvolami s uchetom razlichija fiziko-himicheskih svojstv nefti, Neftepromyslovoe delo 2/2014.
2. Kramar V.G., Osobennosti razrabotki mestorozhdenij Kogalymskogo rajona s primeneniem razvetvlenno-gorizontal’nyh skvazhin, Geologija, geofizika i razrabotka neftjanyh i gazovyh mestorozhdenij, 9/2015.
3. Metody intensifikacii dobychi nefti i povyshenija nefteotdachi dlja mestorozhdenij Zapadnoj Sibiri: uchebnoe posobie / T. K. Apasov, R. T. Apasov, G. T. Apasov. – Tjumen’: TjumGNGU, 2015. – 187s.
4. RD 39-9-151-79. Rukovodstvo po proektirovaniju i primeneniju metoda zavodnenija s gazovodjanymi smesjami. SibNIINP, Tjumen’, 1979, 141 s.
5. Surguchev M.L. Vtorichnye i tretichnye metody uvelichenija nefteotdachi plastov. — M.: Nedra, 1985.- 308 s.
6. Shhelkachev V.N. O podtverzhdenii uproshhennoj formuly, ocenivajushhej vlijaneie plotnosti setki skvazhin na nefteotdachu // Neft. Hoz-vo – 2008 — №1 – S. 66-67