Методика подбора кандидатов под зарезку боковых стволов и

Методика по подбору скважин-кандидатов под зарезку боковых стволов
и бурение горизонтальных, наклонно-направленных скважин
Общие положения
Ответственность
Цели
Задачи
Основные этапы подбора кандидатов под зарезку боковых стволов
и бурение горизонтальных, наклонно-направленных скважин
6. Описание процесса подбора кандидатов под зарезку боковых
стволов и бурение горизонтальных, наклонно-направленных
скважин
6.1 Подготовка исходных данных
6.2 Локализация участков с невыработанными запасами
6.2.1 Построение карт остаточных запасов (с использованием
методов материального баланса / гидродинамического
моделирования)
6.2.2 Анализ выбранного участка
6.2.3 Анализ ПГИ на текущий период
6.2.4 Минимизация геологических рисков по текущему Кн, Pп
(ГИС по новым транзитным скважинам и результаты ГТМ)
6.3 Анализ энергетического состояния
6.3.1 Анализ данных ГДИС
6.3.2 Анализ прямых замеров пластового давления в скважинах
6.4 Определение добычного потенциала и обоснование прогнозных
показателей
6.4.1 Обоснование профилей добычи и построение экономической
модели (базовый, пессимистичный и оптимистичный
варианты)
6.4.2 Обоснование минимального входного дебита и периода
окупаемости
6.5 Возможность организации системы ППД
6.5.1 Увеличение приемистости в существующих скважинах
6.5.2 Совместная закачка или перевод скважин под ППД
6.6 Анализ технического состояния скважин-кандидатов под ЗБС
6.6.1 Технико-экономическое обоснование типа ЗБС
(горизонтальное окончание, наклонный ствол, многоствольная
скважина)
6.6.2 Подбор оптимальной конструкции при ЗБС, расчет
траектории и обоснование максимального отхода по
вертикали (совместно с буровыми инженерами)
7. Заключение
1.
2.
3.
4.
5.
1. Общие положения
2. Ответственность
3. Цели
Зарезка боковых стволов - это современная технология, позволяющая
эффективно увеличить добычу нефти на старых месторождениях и
коэффициент извлечения нефти из пластов, а также вернуть в
эксплуатацию нефтяные скважины, которые были введены в
бездействующий
фонд
по
различным
причинам.
Применение данной технологии способствует увеличению нефтеотдачи и
помогает сохранить скважину, сэкономив при этом затраты на освоение
скважины.
Данная методика разработана с целью описания комплексного
анализа, по итогам которого выбираются участки с максимальным
потенциалом для определения скважин-кандидатов под зарезку боковых
стволов и бурение горизонтальных, наклонно-направленных скважин.
4. Задачи
Методика подбора кандидатов под зарезку боковых стволов и
бурение горизонтальных, наклонно-направленных скважин разработана с
целью решения следующих задач на месторождениях:
 увеличение показателей добычи нефти;
 вовлечение в разработку остаточных запасов межскважинного
пространства;
 снижение стоимости бурения скважин;
 восстановление скважин бездействующего фонда.
5. Основные этапы подбора кандидатов под зарезку боковых стволов
и бурение горизонтальных, наклонно-направленных скважин
Методика подбора кандидатов под зарезку боковых стволов и
бурение горизонтальных, наклонно-направленных скважин состоит из
основных этапов, представленных на рисунке 1.
Подготовка исходных данных
Локализация участков с
невыработанными запасами
Подбор скважин-кандидатов
Определение добычного
потенциала и обоснование
прогнозных показателей
Анализ энергетического
состояния
Возможность организации
системы ППД
Анализ технического состояния
скважин-кандидатов под ЗБС
Рисунок 1. Основные этапы подбора кандидатов под зарезку боковых стволов и бурение
горизонтальных, наклонно-направленных скважин
6. Описание процесса подбора кандидатов под зарезку боковых
стволов и бурение горизонтальных, наклонно-направленных
скважин
6.1 Подготовка исходных данных
Этап подготовки, сбора и анализа исходных данных состоит из
следующих операций:
- проверить наличие всех необходимых карт: карты начальных
нефтенасыщенных толщин (ННТ), остаточных нефтенасыщенных
толщин (ОННТ), карты разработки, карты текущей плотности
запасов, структурные карты по существующим горизонтам, карты
изобар;
- сбор данных по МЭР и тех.режимам, замерам пластового давления
и ГДИС, данных по перфорации, краткая сводка по скважине;
- сбор данных по проведенным за три предыдущих года геологотехническим мероприятиям (гидроразрыв пласта, зарезка боковых
стволов, ввод новых скважин с каротажами, исследования по
характеру насыщения, профилям притока и приемистости, данные
по техническому состоянию скважин);
- актуализация имеющихся геологических и фильтрационных
моделей по рассматриваемым объектам;
- сбор данных по новым скважинам и планируемым КРС, ГРП,
бурение горизонтальных скважин, зарезка боковых горизонтальных
стволов, данных по опробованию разведочных скважин;
- сбор и анализ иных имеющихся данных.
6.2 Локализация участков с невыработанными запасами
6.2.1 Построение карт остаточных запасов (с использованием
методов материального баланса / гидродинамического
моделирования)
Для того, чтобы построить карту ОННТ необходимо загрузить карту
ННТ, карты пористости и проницаемости, накопленные отборы нефти
жидкости и закачки. Далее необходимо проверить наличие и корректность
всех необходимых данных контуров (ВНК, ЧНЗ, ГНК, ГНЗ, замещения,
выклинивания, разломы и пр.), отобразить транзитный и бездействующий
фонд.
Средствами NGT Smart или другими доступными программами
построить карту ОННТ (используя в расчетах карты ННТ, проницаемости
и пористости, а также физико-химические свойства исследуемого
горизонта) и текущие отборы нефти жидкости и закачки, проверить
наличие всех необходимых контуров.
Рис.2 пример
6.2.2 Анализ выбранного участка
После построения карт выбирается наиболее перспективный участок
с точки зрения наличия углеводородов. По выбранному участку проводится
анализ начальных балансовых запасов, накопленной добычи,
утвержденного КИНа. Используя эти данные рассчитывается отбор от НИЗ
и КИНа по добыче данного участка.
6.2.3 Анализ ПГИ на текущий период
Нанести на карты фактически проведенные ГТМ, которые могут
помочь уточнить характер текущего насыщения пласта (новые и
транзитные скважины за последние три года, ГРП, ЗБС, ПГИ и пр.).
Отдельно подготовить легенду для различных мероприятий. После
нанесения всех ГТМ провести анализ изменения показателей добычи до и
после проведения мероприятия.
6.2.4 Минимизация геологических рисков по текущему Кн, Pп
(ГИС по новым транзитным скважинам и результаты ГТМ)
Рассматриваем зоны с максимальными ННТ. Особое внимание - на
зоны, где было мало закачки и была добыча нефти (при этом зоны не
полностью выработаны). По участкам с максимальным потенциалом для
проведения ГТМ строим набор геологических разрезов или планшетов
(продольные, поперечные). Проводим анализ взаимовлияния скважин и
вскрытия перфорацией, корректность корреляции.
Монолитный пласт с подстилающей пластовой водой
По данным ГИС остаточная нефтенасыщенность 0,6-0,65 на момент остановки скважин
Рис.3 пример корреляции скважин
6.3 Анализ энергетического состояния
6.3.1 Анализ данных ГДИС
Выполнить анализ косвенных данных (имеет ли дебит жидкости
устойчивый тренд к снижению), проверить изменение динамического
уровня в скважине, сведения о режиме работы и мощности аквифера после
реализации ГТМ на добывающих скважинах ближайшего окружения.
Посмотреть имеющиеся ПГИ по ближайшей нагнетательной скважине
(куда вода уходит, вся ли вода в пласт поступает).
Условные обозначения
Фронт воды
Х1
Вспомогательная
скважина
Элемент нагнетания
Рис.4 Оценка фронта нагнетания
Рис.5 пример анализа работы скважин окружения
6.3.2 Анализ прямых замеров пластового давления в скважинах
Построить карту пластового давления с нанесением результатов
замеров Рпл и результатов ГДИС подтверждения Рпл. Также для
дальнейшего расчета ожидаемых дебитов из существующих отчетов
необходимо провести анализ забойного давления.
Рис.6 Карта изобар на 01.01.2014г.
6.4 Определение добычного потенциала и обоснование прогнозных
показателей
6.4.1 Обоснование профилей добычи и построение экономической
модели (базовый, пессимистичный и оптимистичный
варианты)
6.4.2 Обоснование минимального входного дебита и периода
окупаемости
По результатам проведенного анализа необходимо провести расчет
показателей добычи по нижеприведенной формуле.
Рис.7 пример
Далее необходимо обосновать прогнозные приросты дебитов нефти в
последующие года, учитывая темп падения добычи.
Рис.8 пример
6.5 Возможность организации системы ППД
6.5.1 Увеличение приемистости в существующих скважинах
6.5.2 Совместная закачка или перевод скважин под ППД
Для эффективной разработки выбранного участка проанализировать
возможность проведения ППД из существующих скважин, если нет
нагнетальных скважин в окружении необходимо провести анализ
бездействующего фонда и рассмотреть возможность перевода скважин под
нагнетание.
6.6 Анализ технического состояния скважин-кандидатов под ЗБС
6.6.1 Технико-экономическое обоснование типа ЗБС
(горизонтальное окончание, наклонный ствол, многоствольная
скважина)
При выборе типа ЗБС необходимо провести тщательный анализ всех
данных, после чего провести работы по технико-экономическому
обоснованию.
Для проведения обоснования необходимы следующие данные:
 Коэффициент баррелизации
 Курс доллара
 Стоимость 1 барреля нефти на экспорт
 Тариф на транспортировку
 Стоимость реализации нефти на внутренний рынок
 Тариф на транспортировку на внутренний рынок
 Доля реализации на внутренний рынок
 Налоги (Рентный налог, НДПИ, ЭТП)
 Эксплуатационные расходы (условно-переменные)

Эксплуатационные расходы (условно-постоянные)
Далее проводится экономическая оценка по бурению с различными
вариантами начального дебита скважины-кандидата, что в результате дает
показатели накопленной добычи до экономического предела, чистой
текущей стоимости, года достижения экономического предела и
окупаемости скважины-кандидата.
6.6.2 Подбор оптимальной конструкции при ЗБС, расчет
траектории и обоснование максимального отхода по
вертикали (совместно с буровыми инженерами)
Рис. 9 пример