Классификация скважин по профилю. Особенности применения горизонтальных скважин при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений.

По профилю:

-вертикальные;

-наклонно-направленные;

-горизонтальные;

-с боковыми стволами (в т.ч. горизонтальными);

-многоствольные;

-многозабойные (в т. ч. Многозабойные горизонтальные).

Исключительная ценность нефти как углеводородного сырья и энергоносителя на фоне падения объемов добычи и промышленных запасов вынуждает вводить в эксплуатацию месторождения с маломощными продуктивными пластами, высоковязкими нефтями и битумами, ранее считавшиеся не перспективными. В таких условиях для достижения приемлемых текущих дебитов, конечной нефтеотдачи и себестоимости, являющихся важнейшими критериями в нефтедобыче, становится совершенно необходимым переход к горизонтальным скважинам (ГС). Применение ГС позволяет уменьшить количество скважин, весьма существенно улучшить дренирование пластов, включить в эксплуатацию оставшиеся линзы нефти, повысить эффективность обработок призабойной зоны скважины за счет ее расширения.
Профиль горизонтальных скважин состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей и горизонтальной. При проектировании горизонтальных скважин используют только J-образный тип профиля. По величине радиуса кривизны ствола различают три типа профиля горизонтальной скважины: с большим, средним и малым радиусами.
Горизонтальные скважины с большим (более 190 м) радиусом кривизны могут быть реализованы при кустовом способе бурения на суше и море, а также при бурении отдельных скважин с большим отклонением от вертикали при длине горизонтального участка 600-1500 м. При строительстве данных скважин используются стандартные техника и технология наклонно направленного бурения, позволяющие получить максимальную интенсивность искривления 0,7…2,0° на 10 м проходки.
Горизонтальные профили скважин со средним радиусом искривления (60-190 м) применяются как при строительстве новых одиночных скважин, так и для восстановления продуктивности старых эксплуатационных скважин. При этом максимальная интенсивность искривления скважины находится в пределах 3... 10° на 10 м проходки при длине горизонтального участка 450-900 м. Такие скважины наиболее экономичны, т.к. имеют значительно меньшую длину ствола по сравнению со скважинами с большим радиусом, обеспечивают более точное попадание ствола в заданную точку на поверхности продуктивного горизонта. Это особенно важно при разбуривании маломощных нефтяных и газовых пластов.
Горизонтальные скважины с малым радиусом кривизны эффективны при разбуривании месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации. Профиль скважины с малым радиусом искривления позволяет разместить насосное оборудование в вертикальном участке скважины и обеспечить наиболее точное попадание в заданную точку поверхности продуктивного горизонта. Малыми радиусами кривизны считаются радиусы от 10 до 30 м, при которых интенсивность искривления составляет 1,1-2,5° на 1 м (11-25° на 10 проходки). Длина горизонтального участка составляет в таких скважинах 90-250 м.

Основные принципы геолого-промыслового анализа разработкинефтяных и газонефтяных месторождений

Основной целью геолого-промыслового анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности системы разработки, которая производится путем изучения технологических показателей разработки. Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. Но в большей степени технологические показатели разработки зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи, причем определяющим является тип, размер и форма нефтяной залежи, неоднородность строения продуктивного объекта, запасы нефти в нем и относительная подвижность нефти. Исходя из этого, строится анализ разработки нефтяного месторождения, определяются виды исследований при проведении данной работы.

Первым шагом анализа является либо создание, либо пополнение, либо приобретение баз данных геолого-промысловых характеристик объекта разработки. Кроме того, необходимо располагать пакетом обрабатывающих программ, соответствующих форматам имеющихся баз данных.

В процессе геолого-промыслового анализа уточняются характеристики неоднородности объекта разработки - средние значения и вариации параметров, коэффициенты песчанистости, расчлененности, выполняется построение карт этих параметров для выбранных объектов продуктивного пласта (пачек, слоев и т.д.). При наличии соответствующих баз данных эти операции никаких трудностей не представляют.

Геолого-промысловый анализ разработки месторождения (или залежи нефти) является непрерывным процессом, промежуточные результаты которого обобщаются к моменту составления любого проектного документа на разработку месторождения (технологической схемы разработки, проекта разработки или доразработки). В этой связи существует потребность и необходимость в единообразии представления материалов по анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений с тем, чтобы иметь возможность объективного сопоставления технологической эффективности извлечения запасов нефти из различных месторождений и залежей.Наиболее важными задачами геолого-промыслового анализа процесса разработки являются оценки адекватности проектных решений конкретным горно-геологическим условиям залежей и месторождений и полноты выполнения проектных решений. В рамках решения этой двуединой, по существу, задачи выполняются:

§ оценка энергетического состояния залежей;

§ динамика изменения обводненности добываемой продукции;

§ оценка характера и степени выработки запасов нефти;

§ оценка эффективности методов повышения продуктивности скважин и увеличения нефтеотдачи пластов.

В технологической части геолого-промыслового анализа основной упор должен быть сделан на изучение:

1. темпов разработки отдельных площадей и пластов месторождения,

2. коэффициентов охвата заводнением,

3. обводненности и загазованности участков и пластов и

4. определение выработанных и оставшихся запасов нефти и их структуры.

Анализ разработки газонефтяных залежей ( ГНЗ) будет иметь некоторые особенности по сравнению с нефтяными залежами. Специфика определяется условиями совместного залегания в пластах нефти и газа - двух полезных ископаемых, отличных по физическим свойствам, условиям и полноте их извлечения из пористой среды. Различное сочетание объемов порового пространства, занятых нефтью и газом, энергетические возможности пластовых систем, к которым приурочены газонефтяные залежи, определяют наличие большего числа систем разработки ГНЗ, чем количество систем для разработки нефтяных месторождений, а следовательно, и особенности разработки залежей.

Анализ разработки ГНЗ при вытеснении нефти водой должен проводиться систематически, освещая, помимо указанных выше положений анализа разработки нефтяных залежей, следующее.

Для газонефтяных залежей с активной подошвенной водой, для которых запроектирована опережающая выработка нефти при удержании ГНЗ в первоначальном положении путем отбора контролируемых объемов газа, необходимо контролировать положениеГНЗ, сокращение нефтяного слоя, распределение пластового давления в газовой шапке, давление в водонапорной системе вблизиВНК, степень обводненности и динамику газового фактора при определенном запроектированном интервале перфорации в отношении обоих контактов (ГНЗ и ВНК).Большое значение имеет изучение поведения поверхности газ-нефть в процессе разработки и определение объемов вторжения нефти в газонасыщенную зону или газа в нефтяную с целью предотвращения их потерь. Анализ этих показателей наряду с динамикой других фактических данных позволит своевременно принять решение по регулированию процесса разработки.

При разработке ГНЗ с активной подошвенной водой важным фактором, определяющим рациональность системы разработки, является расположение интервала перфорации относительно ВНК и ГНЗ и степень вскрытия пласта. Оптимальное размещение интервала перфорации должно удовлетворять основным требованиями:

1. обеспечению максимальных безводных и безгазовых дебитов нефти (то есть не допустить прорыв воды и газа) и

2. наиболее полному охвату нефтяной зоны вытесняемой водой.

Разработка газонефтяных залежей слоистых пластов с краевой водой, имеющих широкие нефтегазовые зоны, как правило, ведется при законтурном (приконтурном) и при внутриконтурном (барьерном) заводнении.