- •1. Трудноизвлекаемые запасы и принципиальные решения по
- •2. Инновационные технологии для вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов 35
- •1. Трудноизвлекаемые запасы и принципиальные решения по их вовлечению
- •1.1. Тенденции в недропользовании хмао-Югры
- •1.2. Понятие о трудноизвлекаемых запасах и их классификация
- •1.3. Принципиальные решения по длительно разрабатываемым месторождениям хмао-Югры
- •1.4. Современные технологии интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи на месторождениях хмао-Югры
- •1.4.1. Основные подходы к применению гидроразрыва пласта
- •1.4.2. Бурение горизонтальных скважин
- •1.4.3. Зарезка боковых стволов
- •1.4.4. Основные решения по обработке призабойной зоны пласта
- •1.4.5. Нестационарное заводнение
- •1.5. Принципиальные решения по вовлечению в разработку низкопроницаемых коллекторов
- •1.6. Основные технологические решения по вовлечению в разработку мелких залежей нефти
- •Кратности промывки более 0,5.
- •1.7. Перспективные технологии вовлечения в разработку баженовско-абалакского комплекса
- •1.8. Принципиальные решения по разработке залежей высоковязкой нефти
- •2. Инновационные технологии для вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов
- •2.1. Общие сведения об инновационных технологиях
- •2.2. Газовые и водогазовые методы воздействия на продуктивный пласт
- •2.3. Тепловые методы воздействия на продуктивный пласт
- •2.4. Электромагнитное воздействие на продуктивный пласт
- •2.5. Термогазовое воздействие на продуктивный пласт
- •2.6. Дилатансионное воздействие на продуктивный пласт
- •2.7. Комплексные физико-химические методы увеличения нефтеотдачи
- •2.8. Технология резонансно-волнового воздействия
- •2.9. «Интеллектуальные» скважины
1.4.3. Зарезка боковых стволов
Бурение боковых стволов применяется как метод повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, в основном, за счет улучшения гидродинамической связи скважины с пластом, а также с целью реанимации аварийных, не эксплуатируемых по геологическим причинам скважин с критическими значениями обводнённости и дебита нефти. Бурение боковых стволов может эффективно применяться на различных стадиях разработки залежей.
Бурение боковых стволов позволяет решить ряд важных задач:
увеличить охват воздействием за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных дренированием запасов - преимущественно в прикровельной части пласта, а также в низкопроницаемых пропластках;
вовлечь в разработку зоны залежей, недоступные для других видов воздействия на пласт;
существенно увеличить дебит нефти, особенно в низкопроницаемых коллекторах, за счет увеличения поверхности взаимодействия скважины с пластом;
высокообводненным, низкодебитным, аварийным и не эксплуатируемым по геологическим причинам скважинам. Благоприятными условиями для успешности зарезки бокового ствола является достаточно высокая нефтенасыщенная толщина, низкая расчлененность пласта и удалённость от воды (как пластовой, так и нагнетаемой).
К объектам, где данная технология может оказаться экономически не достаточно эффективной, относятся:
высокопроницаемые пласты с большой эффективной толщиной;
тонкие пласты с прослоями практически непроницаемых или малопроницаемых пород;
трещиноватые нефтяные пласты, подстилаемые подошвенной водой, быстропрорывающейся по крупным вертикальным трещинам в скважины;
продуктивные пласты с низкой величиной отношения вертикальной и горизонтальной проницаемостей породы;
слабоизученные объекты разработки.
Массовое бурение боковых стволов на месторождениях Западной Сибири началась с 1998г. Успешность эксплуатации боковых стволов по оценкам ОАО «Сургутнефтегаз» в целом за весь период от бурения до окончания разработки залежи в среднем составляет 80%, по наклонно-направленным и пологим - 73%, по горизонтальным - 84% и по многоствольным горизонтальным - 100%.
Теоретически влияние боковых стволов на нефтеотдачу аналогично влиянию уплотняющего бурения, но с большей эффективностью. Бурение наклонно-направленного бокового ствола из уже пробуренной скважины равносильно одной дополнительной скважине. Скважину с пробуренным горизонтальным боковым стволом при проектировании разработки рассматривают как эквивалент трех скважин. Многоствольные скважины эквивалентны локальному уплотнению сетки скважин обычного профиля, кратному числу стволов.
Значительная часть объема бурения боковых стволов приходится на Самотлорское, Лянторское, Приобское и Ватинское месторождения (всего около трети всех проведенных операций). В масштабе округа областью применения боковых стволов служат длительно разрабатываемые объекты, отнесенные, главным образом, к неокомским отложениям.
За счет бурения боковых стволов с начала 2000-х гг в целом по округу обеспечено 55 млн. т нефти. Годовые объемы бурения имеют тенденцию к росту - за последние 10 лет они выросли почти в 2.5 раза. Между тем, удельная эффективность новых операций в указанный период снизилась вдвое - с 5.1 до 2.61 тыс. т. В среднем накопленная добыча нефти на 1 боковой ствол оценивается в 16 тыс. т, длительность эксплуатации - 3.5 года.