Анализ эксплуатации горизонтальных скважин на Онбийском месторождении ЗАО “ТАТЕХ”.

  Российский Государственный  Университет

нефти и газа имени И.М. Губкина

Факультет разработки нефтяных и газовых месторождений

Кафедра разработки нефтяных месторождений 
 

КУРСОВОЙ  ПРОЕКТ

по  разработке нефтяных месторождений

на  тему: « Анализ эксплуатации горизонтальных

скважин на Онбийском месторождении ЗАО “ТАТЕХ”. 
 
 
 

Выполнил: студент группы РН 95-3

Ваулин  И.В.

Проверил: профессор кафедры РиЭНМ

Хавкин  А.Я. 
 
 
 
 
 

Москва, 2000г.

Содержание  проекта

1. Введение.
2. Краткая геолого-эксплуатационная характеристика пласта.
3. Характеристика физических свойств добываемой продукции.
4. Запасы нефти.
5. Анализ текущего состояния разработки.
6. Бурение горизонтальных скважин на Онбийском месторождении.

6.1. Обоснование  бурения горизонтальных скважин.

6.2. Техника  и технология проведения горизонтальных  стволов скважин.

          6.3. Описание процесса проводки  горизонтального ствола.

7. Описание пробуренных горизонтальных скважин на Онбийском месторождении.
8. Анализ эффективности бурения горизонтальных скважин.
9. Пробдемы разработки нефтяных месторождений горизонтальны  

     ми скважинами.

          9.1. Учет многослойности нефтяных  пластов. 

          9.2. Ошибки прогнозирования кровли и подошвы нефтяных пластов             

          и ошибки бурения горизонтальных  скважин.

10. Заключение.
11. Список литературы.

1. ВВЕДЕНИЕ

       Онбийское месторождение нефти расположено  в западной части восточного Закамья. В административном отношении оно расположено на территории Заинского и частично Альметьевского и Чистопольского районов республики. Онбийского месторождение находится в непосредственной близости от Акташско-Ново-Елховского месторождения на востоке, а на севере от Соколкино-Сарапалинского.

       Приблизительно  в 15 км  к северо-востоку от месторождения  расположен поселок городского типа и железнодорожная станция Новый Зай. В непосредственной близости от месторождения около его восточной границы проходит асфальтированное шоссе от г. Набережные Челны до г. Бугульма. В аналогичном направлении проходит железнодорожное полотно. Ближайшей пристанью на р. Кама является промышленный центр Набережные Челны (66 км). На территории месторождения практически отсутствуют дороги промышленного значения, большая сеть грунтовых дорог проходима в сухое время года.

       Повышение эффективности разработки залежей  с трудноизвлекаемыми запасами нефти и достижение экономической рентабельности в настоящее время приобретает важнейшее значение для нефтедобывающей отрасли в связи с истощением активных запасов в высокопродуктивных месторождениях и падением добычи из них. Целью настоящей работы является повышение нефтеотдачи карбонатных пластов турнейского яруса при помощи бурения горизонтальных скважин и увеличение их горизонтальной части. Работы проводились по  договору с 1.01.98 г. по 31.12.98 г.

           Повышение эффективности горизонтального  бурения требует решения целого ряда задач, как в области технологий бурения, так и ее обеспечении геолого-геофизическими данными. Качественная проводка горизонтальных скважин (ГС) возможна только на базе оперативного и достоверного получения всесторонней геолого-геофизической информации об исследуемом объекте, которая в равной степени необходима также на стадиях освоения и эксплуатации нефтяных месторождений. Основными задачами, которые следует решать оперативно, при бурении горизонтальных скважин являются:

• корректировка радиуса кривизны ствола скважины на участке его   

     интенсивного кривления и угла входа в продуктивный горизонт;

• уточнение толщин и глубины залегания перекрывающих горизонтов;
• выделение наиболее продуктивных участков нефтяной залежи;
• определение положения призабойной части ствола скважины (в сочетании с оперативно поступающими данными инклинометрии) относительно геологических границ, а также участков различной нефтенасыщенности.

      При этом, очевидно, что качественное  влияние на проводку ГС возможно только в случае, если решение этих задач будет носить прогнозный характер.

       Для проводки горизонтального ствола применялись следующие материалы,  оборудование и подрядчики:

     забойный двигатель «Тамогавк»

      телеметрическая  система с гидравлическим  каналом связи       MWD «Геолинк»

      химические  реагенты  фирмы «Барроид»

      буровая установка  ООО «Татнефть-Альметьевск  бурнефть» 

2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ  ХАРАКТЕРИСТИКА

         МЕСТОРОЖДЕНИЯ 

         Краткая геолого-эксплуатационная  характеристика пласта. 

       В тектоническом отношении месторождение  расположено  в пределах западного склона Южно-Татарского свода на северо-западном погружении Акташско-Новоелховского блока кристаллического фундамента, ограниченного с востока  Алтунино-Шунакским, а с запада Кузайкинским грабенами меридианального простирания и имеющего региональное падение в западном направлении от отметок -1592 м (скв.35) до -1637 м (скв. 11752). В облекающих кристаллический фундамент терригенных отложениях девона  блоку соответствует одноименный Акташско-Новоелховский вал, осложненный структурными зонами, объединяющими поднятия третьего порядка.

       Кровля  турнейского яруса характеризуется  наличием ряда морфологических резко выраженных структурных форм - Онбийским, Западно-Онбийским, Пахомовским, Большебатрасским, Шумышским, Восточно-Тюгеевским, Новоселовским, Гулькинским, Липным поднятиями. Это рифогенные структуры с амплитудами 35-60 м. Восточно-Тюгеевское, Западно-Онбийское и Южно-Соколкинское поднятия осложнены глубокими эрозионными врезами глубиной до 60 м (скв. 554, 579, 580.) (скв.11383, 11209.) (скв. 921, 11536, 11539,11535, ...)   

       Структурный фон по кровле тульского горизонта  наследует в сглаженном виде основные черты структурного плана кровли турнейского яруса. Кроме того, отложениями бобриковского возраста компенсированы визейские врезы.

       Структурный план по кровле башкирского и верейского горизонтов сохраняет основные черты, характерные для тульского горизонта, однако с более пологими формами поднятий.

       В целом можно отметить, что рифогенная природа локальных поднятий в нижнекаменноугольных отложениях обусловила их отображение с достаточно высоким плановым соответствием перекрывающих осадков. Этот факт также явился определяющим в значительном совпадении зон развития продуктивных отложений различных стратиграфических уровней.

       Два этих обобщающих положения позволили в пределах залежи выделить 11 самостоятельных участков разработки.

       Онбийское месторождение характеризуется  обширным этажом нефтеносности, охватывающим терригенные отложения верхнего девона, терригенные и карбонатные  коллектора нижнего и среднего карбона.

        Особенности строения этажа нефтеносности достаточно полно изучены по результатам  бурения разведочных, добывающих скважин, что позволяет  осуществить расчленение  и корреляцию продуктивного разреза, выделить региональные реперные поверхности  и маркирующие горизонты. Что касается распространения продуктивных отложений по площади  информация,  получаемая  по результатам бурения скважин, была использована лишь по  пяти  участкам  2, 3, 4, 5 и 7, поскольку они находятся в стадии промышленной эксплуатации. Залежи на них оконтурены и подтверждаются результатами бурения. На остальной же части площади такой подробной информации пока нет, и поэтому в выделении залежей нефти по отложениям основную роль играли сейсмические исследования, результаты которых обобщены в конце 1993 г. и отдельные эксплуатационные скважины. Эти результаты и данные разведочного бурения в полной мере использовались при структурных построениях, определении форм и размеров залежей, выделении посседиментационных изменений (врезы, разломы) в осадочной толще того или иного горизонта. Поскольку практически все остальные залежи нефти подтверждены бурением только единичных эксплуатационных и разведочных скважин, то оконтуривание залежей в определенной степени носит вероятностный характер. К тому же и границы залежей определялись по принятой в практике подсчета запасов методике с учетом залегания подошвы нефтеносных и кровли водоносных коллекторов, а также нижних перфорированных отверстий, из которых была получена безводная нефть при опробовании, поскольку непосредственно ВНК вскрыт в единичных скважинах .

       Скопления нефти в терригенных отложениях пашийского горизонта (Д1) контролируются локальными малоамплитудными поднятиями (участок 10), кроме того в ряде случаев отдельные скопления нефти (участок 3) приурочены к бортовым частям таких же структур. По условиям залегания залежи нефти относятся к пластовым и структурно-литологическим типам. Всего в отложениях горизонта выявлено 7 залежей различной размерности от 0,2х0,4 км (скв. 11124) до 1,6х1,0 (скв. 446) .

       Горизонт Д1 является многопластовым объектом, но этаж нефтеносности, практически во всех скважинах, ограничивается одним пластом, который изолирован от нижележащих водоносных коллекторов пропластками, представленными непроницаемыми разностями пород. Глубина залегания продуктивных коллекторов колеблется от 1635,0 до 1903,4 м и в среднем оставляет 1749,0 м.

       Литологически терригенные коллекторы представлены песчаниками мелкозернистыми, кварцевого состава с редкими прослоями алевролитов. Песчаники слабосцементированные, почти рыхлые. По результатам лабораторных исследований пористость коллекторов изменяется от 11,8 до 23,7% и в среднем составляет 20,3%. По результатам интерпретации геофизических материалов интервал изменения несколько шире, а средняя величина составляет 19,7%. Проницаемость определенная по геофизике составляет 0,168 мкм², а по результатам гидродинамических исследований -  0,370 мкм².

         Среднеарифметическая общая толщина  горизонта Д1 составляет 11,0 м,  которая изменяется в широком  диапазоне от 1,2 м до 23,6 м. В  то же время средние величины  нефтенасыщенной и эффективной  толщин соответственно равны 3,2 и 7,0 м. Область развития пластов с подошвенной водой ограничивается зоной между контурами нефтеносности.

       Продуктивные  отложения кыновского горизонта (Д0), глубина залегания которых изменяется от 1631,0 м до 1828,4 м и в среднем составляет 1744,0 м, представлены песчаниками и алевролитами. Коллекторы гипсометрически залегают в подошве горизонта. Они мало чем отличаются от коллекторов горизонта Д1, литологически также представлены песчаниками мелкозернистыми и алевролитами кварцевого состава, аналогична и структура порового пространства.

     Залежи нефти кыновского горизонта перекрывают залежи горизонта Д1, там где они одновременно присутствуют, и в то же время на отдельных участках площади  являются   единственным   объектом   разработки  терригенного девона.

            Залежи, как правило, пластово-сводовые или литологически экранированные. Продуктивные коллектора по периметру или границе распространения  открыты к области развития водонасыщенных пластов. Средняя общая толщина в целом по горизонту составляет 3,55 м, нефтенасыщенная и эффективная равны 2,15 и 2,8 м, соответственно (табл.2). Продуктивные отложения горизонтов Д0 и Д1 имеют несущественное отличие по доле коллектора в общем объеме. Так, песчанистость горизонта Д1 составляет 0,72, а Д0 - 0,80, показатель неоднородности - расчлененность в первом случае равен 2,4 , во втором - 1,6 (табл.3).

     Нефтенасыщенные карбонатные коллекторы нижнего  карбона представлены отложениями турнейского яруса. Он имеет площадной характер распространения, а продуктивные коллекторы представлены во всех выделенных участках разработки, имея при этом наибольшую площадь распространения.

Представление об особенностях региональной распространенности продуктивных отложений формировались, как и по другим отложениям, в первую очередь на результатах обработки сейсмических исследований, которые были обобщены в конце 1993 г., и по данным разведочного бурения.

     В рассматриваемых отложениях залежи нефти приурочены к 13 структурным  образованиям, которые отделены друг от друга незначительными прогибами. В ряде случаев структуры разных участков объединены

Характеристика  коллекторских свойств

и нефтенасыщенности

                                                                                                               Таблица 1.

Метод  определения	Наименование	Проницае- мость, мкм2	Пористость, доли  ед.	Начальная нефтенасыщенность, доли  ед.

Турнейский ярус
Лаборатор-	Количество  скважн,шт	8	8	8
Ные исследо- вания керна	Количество  определений, шт	450	509	320
	Среднее  значение	0,213	0,125	0,607
	Коэффициент вариации,
	доли  ед.	2,07	0,23	0,19
	Интервал изменения	0,015-1,327	0,100-0,198	0,450-0,880
Геофизические исследования  скважин	Количество скважин, шт	82	82	82
	Количество  определений, шт	1041	1041	1041
	Среднее значение	0,116	0,117	0,777
	Коэффициент вариации, доли  ед
		0,78	0,16	0,20
	Интервал изменения	0,02-0,142	0,073-0,176	0,525-0,914
Гидродинамические иссле- дования скважин	Количество  скважин, шт	67
	Количество  определений, шт	128
	Среднее значение	0,113 (Cуп+мал) 0,047 (Скз+чр)
	Коэффициент вариации,
	доли  ед	0,70
	Интервал изменения	0,040-0,510
	Принятые при  проектиро-
	вании	0,113 (Cуп+мал)      0,12 0,047 (Скз+чр)		0,68
Бобриковский горизонт
Лабораторные исследо- вания керна	Количество  скважин, шт	2	7	-
	Количество  определений, шт	2	33	-
	Среднее  значение	0,069	0,191	-
	Коэффициент вариации,
	доли ед.	0,98	0,28	-
	Интервал изменения	0,023-0,136	0,114-0,270	-
Геофизические исследо- вания скважин	Количество  скважин, шт	34	34	34
	Количество  определений, шт	40	40	40
	Среднее значение	0,106	0,202	0,680
	Коэффициент вариации,
	доли  ед	0,88	0,143	0,12
	Интервал изменения	0,022-0,367	0,117-0,230	0,510-0,815
Гидродинамические исследования скважин	Количество  скважин, шт	8
	Количество  определений, шт	15
	Среднее значение	0,321
	Коэффициент вариации,
	доли  ед	0,59
	Интервал изменения	0,170-0,550
	Принятые при  проектиро-
	вании	0,321	0,20	0,68
Башкирский ярус
Лабораторные исследования керна	Количество  скважин, шт	17	8	8
	Количество  определений, шт	188	91	86
	Среднее значение	0,064	0,126	0,727
	Коэффициент вариации,
	доли  ед.	1,86	0,21	0,14
	Интервал изменения	0,001-0,533	0,091-0,219	0,490-0,830
Геофизические исследо- вания скважин	Количество скважин, шт	70	170	75
	Количество  определений, шт	324	324	319
	Среднее значение	0,068	0,128	0,704
	Коэффициент вариации,
	доли  ед	0,77	0,15	0,079
	Интервал изменения	0,018-0,328	0,075-0,184	0,580-0,828
Гидродинами- ческие  исследования скважин	Количество  скважин, шт	6
	Количество  определений, шт	8
	Среднее значение	0,097
	Коэффициент вариации,
	доли ед	0,20
	Интервал изменения	0,04-0,33
	Принятые при  проектиро-
	вании	0,097	0,13	0,73

Характеристика толщин пластов (горизонтов)                                                                                                       Таблица 2.
Толщины	Наименование	Зоны  пласта (горизонта)		По  пласту в целом
		нефтенос.	ВНЗ
1	2	3	4	5
Малевско-упинский горизонт
Общая	Средняя, м		14,4	14,4
	Коэффициент вариации, доли ед.		0,540	0,540
	Интервал изменения, м		1,2-33,4	1,2-33,4
Нефтенасыщенная	Средняя, м		7,2	7,2
	Коэффициент вариации, доли ед.		0,430	0,430
	Интервал изменения, м		1,2-13,8	1,2-13,8
Эффективная	Средняя, м		9,2	9,2
	Коэффициент вариации, доли ед.		0,538	0,538
	Интервал изменения, м		1,2-24,6	1,2-24,6
Кизеловско- черепетский горизонт
Общая	Средняя, м		29,5	29,5
	Коэффициент вариации, доли ед.		0,233	0,233
	Интервал изменения, м		1,0-39,0	1,0-39,0
Нефтенасыщенная	Средняя,		11,45	11,45
	Коэффициент вариации, доли ед.		0,533	0,533
	Интервал изменения, м		1,0-36,0	1,0-36,0
Эффективная	Средняя, м		14,3	14,3
	Коэффициент вариации, доли ед.		0,399	0,399
	Интервал изменения, м		1,0-36,0	1,0-36,0
Бобриковский  горизонт
Общая	Средняя, м	3,6	1,9	3,56
	Коэффициент вариации, доли ед.	1,198	0,327	1,198
	Интервал изменения, м	0,6-23,0	1,0-2,7	0,6-23,0
Нефтенасыщенная	Средняя, м	1,97	1,3	1,95
	Коэффициент вариации, доли ед.	0,478	0,362	0,478
	Интервал изменения, м	0,6-5,8	0,8-2,0	0,6-5,8
Эффективная	Средняя, м	2,7	1,9	2,67
	Коэффициент вариации, доли ед.	1,040	0,327	1,040
	Интервал изменения, м	0,6-17,4	1,0-2,7	0,6-17,4
Башкирский  ярус
Общая	Средняя, м		24,3	24,3
	Коэффициент вариации, доли ед.		0,354	0,354
	Интервал  изменения, м		5,6-47,2	5,6-47,2
Нефтенасыщенная	Средняя, м		8,1	8,1
	Коэффициент вариации, доли ед.		0,616	0,616
	Интервал изменения, м		1,0-24,2	1,0-24,2
Эффективная	Средняя, м		11,2	11,2
	Коэффициент вариации, доли ед.		0,436	0,436
	Интервал изменения, м		0,8-24,2	0,8-24,2

       Таблица 3.

одним контуром нефтеносности (участки 10, 11). Глубина  залегания кровли продуктивных отложений изменяется от 1031,3 м до 1358,0 м, что в среднем составляет 1170,2 м. По результатам интерпретации сейсмических

       исследований закартированы и установлены границы зон предвизейских врезов, амплитуда которых достигает в отдельных случаях более 50 м (скв.554). Две области развития врезов приурочены  к участкам 1, 2, 4 и 7 . Наличие этих зон подтверждено результатами бурения скважин , но полученная информация характеризует только незначительные по площади участки. В районе же седьмого участка оконтурены еще три врезовые зоны по данным только сейсмики. Аналогичная зона, небольшая по площади и имеющая шнурковый характер распространения, прослеживается на пятом участке. Она подтверждена бурением трех скважин 11266, 11268 и 11546, а горизонтальная часть ствола скважины  11541г. в карбонатных отложениях прошла терригенный коллектор, которым компенсирован интервал вреза. В целом структурный фон турнейского яруса отличается слабой изрезанностью, что повлияло на спокойные формы очертания залежей. Эксплуатационное бурение на участках 2, 3, 4, 5 и 7 практически не изменило форм и размеры структур, контуры которых были также получены по результатам сейсмических исследований. Исходя из этого, видимо можно высказать предположение о том, что вероятность подтверждаемости выявленных структур бурением будет иметь аналогичную успешность.

       Отложения турнейского яруса представлены переслаиванием плотных и пористых органогенно-обломочных нефтенасыщенных прослоев карбонатных пород. Это известняки коричневые, коричнево-серые в различной степени перекристализованные. Известняки имеют различные структурные формы образования: сгустковые, полидетритово-комковатые, мелкотонкозернистые. Среди основных структурных форм встречаются переходные разности, но в каждой из них обязательно присутствует органогенный дейтрит. Структура порового пространства - межформенная.

       В составе турнейского яруса условно  выделяют три продуктивных пласта коллектора: кизеловский, черепетский и малевско-упинский (сверху вниз). Условность обусловлена отсутствием надежной перемычки между ними, наличием незначительной вертикальной трещиноватости и поэтому, при едином ВНК, турнейские залежи характеризуются как массивные, как единый гидродинамический резервуар наиболее перспективный для горизонтального бурения.

                С другой  стороны,  выделение  продуктивных горизонтов связано  различием их коллекторских свойств.  При сравнительно близких значениях пористости, которая изменяется от 11,8 % по черепетскому до 13,7% по кизеловскому и малевско-упинскому горизонтам, соответственно, на порядок они отличаются по фильтрационным свойствам. По первым двум пачкам величина проницаемости составляет 0,012 мкм² и 0,003 мкм², соответственно, в то  время как по отложениям малевско-упинской пачки проницаемость равна 0,113 мкм². В этой связи очевидно выделение двух объектов разработки: кизеловско-черепетского и малевско-упинского. (табл.1)

       Продуктивные  коллекторы малевско-упинского горизонта присутствуют практически на всех участках, за исключением 10 и 11,  имеют незначительную площадь распространения. Общая толщина горизонта составляет 14,4 м. при этом средняя нефтенасыщенная по участкам изменяет от 6,5 (участок 9) до 9,7 м (участок 2), в целом по площади она равна 7,2 м. Доля коллекторов в разрезе (песчанистость) в среднем составляет 0,68. Пласты-коллекторы хаотично представлены по толщине от 1 до 10 пропластков связанных между собой,  в среднем на одну скважину приходится 4,8 пропластка. В некоторых случаях появляется возможность проследить отдельные пропластки от скважины к скважине.

       Кизеловско-черепетские  отложения являются доминирующими  по площади распространения, а также  по представительности в пределах этажа нефтеносности. Объект разработки представлен чередованием пористых нефтенасыщенных пропластков с плотными разностями. В пределах общей толщины пачки, средняя величина которой составляет 29,5 м, насчитывается в среднем до 9,7 пропластков, приходящихся на одну скважину, при этом доля нефтенасыщенных коллекторов в объеме всей пачки составляет 0,49, что  в 1,4 раза меньше коэффициента песчанистости нижележащего горизонта. По участкам площади продуктивных коллекторов существенно различаются от 620  до 7733 тыс.м². Аналогичная тенденция просматривается по средневзвешенным нефтенасыщенным толщинам, колебание которых составляет от 1,0  (участок 7) до  12,0 м (участок 3). Продуктивные пропластки существенно различаются по емкостным и фильтрационным свойствам. Лабораторные исследования по значительному количеству определений показали, что значение пористости изменяется от 10,0 до 19,8%, при среднем значении 12,5%, а проницаемости от 0,015  до 0,213 мкм^2. Аналогичные определения при интерпретации геофизических данных дают величины параметров несколько ниже. С учетом всей имеющейся информации для проектирования приняты: проницаемость - 0,047 мкм², пористость - 0,12, нефтенасыщенность - 0,68 .

       Интервал  залегания бобриковских терригенных  коллекторов характеризуется значительной зональной неоднородностью. На стадии существующей разбуренности площади, большая ее часть представлена зоной отсутствия коллекторов, которая перекрывает практически всю восточную часть залежи. Область развития  продуктивных коллекторов контролируется так же как и во всех предыдущих случаях незначительными структурными поднятиями. На участках  3 и 5  залежи нефти приурочены к литологически-экранированным ловушкам, а на  участках 1, 2, 4, и 7  залежи носят пластово-сводовый характер и имеют потенциал для бурения горизонтальных скважин.