Всичко за петрола, Връщане към разработването на стари находища чрез пробиване на странични пътища

В практиката на западните бизнес училища (като Harvard Business School например) широко се използва обучението по казус, т.е. примери от реалната бизнес практика. Този метод на обучение е известен като казус. По аналогия с бизнес обучението бих искал да ви поканя да разгледате един вид казус от геоложката практика.

Казус: Връщане към разработване на "стари" находища чрез BGS сондиране

Технологията за пробиване на хоризонтални странични стволове (SHD) от съществуващия кладенец има дълга история. Понастоящем тази технология е успешно усвоена както от разработчици на полета (оператори), така и от компании за сондажни услуги, пряко участващи в сондажните операции. А в практиката на петролните компании сондирането на хоризонтални странични стволи отдавна се е превърнало в обичайна практика, която се използва широко както в сравнително нови, така и в „стари“ полета.

Ефективността на BGS сондажите като правило е доста висока, тъй като страничните канали се извършват във вече пробити зони на находища с добре проучена геология. И в умели ръце, и с известна доза късмет, тази технология може да направи чудеса! Всъщност бих искал да разкажа за едно такова „чудо“ сега.

Това се случи съвсем наскоро в (за някой далечен, но за някой близък) Удмуртия в Лудошурското нефтено находище. От 1978 г. ОАО "Удмуртнефт" разработва това находище, което в момента е собственост на почти равни дялове от най-голямата българска петролна компанияРоснефти китайската нефтохимическа корпорацияSinopec.

Самото находище Лудошур е много малко (площта му е само 1,5 х 1,5 km), така че до средата на 1981 г.Находището беше почти напълно сондажно с планирана мрежа от кладенци. В момента находището е в III етап на разработка, т.е. в упадъчен стадий.

В съответствие с изпълнената версия на технологичната схема, в Лудошурското находище са идентифицирани четири обекта за разработка:

много обект;
Башкирски обект;
Visean обект;
Турнейски обект.

Верейските и турнейските (т.е. най-горните и най-долните) обекти са разработени в естествен режим. Vereisky - поради газовото налягане на газовата шапка, и Tournaisian - поради обратната вода на дънната вода.

Основното (и най-успешното) сондиране на BGS беше извършено на турнеското находище на полето, така че нека го разгледаме малко по-подробно.

Турнейско нефтено находище на находището Лудошурское

Турнейското находище е масивно, покрито с вода, ограничено до малко затворено издигане с почти кръгла форма. Размерите на находището по изохипса -1338 м са 1,5 х 1,5 км.

Продуктивната формация е представена на места от вклинени или сливащи се помежду си продуктивни слоеве в количество от 1 до 24 парчета, чиято дебелина варира от 0,5 до 5,4 м. Максималната ефективна нефтонаситена дебелина на находището е 25,1 м, среднопретеглената нефтонаситена дебелина на формацията е 14,5 м.

Находището е изградено от карбонатни скали. Продуктивните отлагания са представени от варовици (понякога доломитни), сред които могат да се разграничат фораминиферни и полидетритни варовици. Непропускливите прослойки са представени от дребно- и дребнозърнести варовици и полидетритни варовици с ниска порьозност.

Развитието на съоръжението Tournaisian започва през 1979 г., когатодва кладенеца с начален дебит на нефт от 24 тона/ден и 7 тона/ден. Общо на площадката бяха пробити 10 производствени кладенци, което беше напълно достатъчно за разработване на такова малко находище.

В началото на 2012 г. действащият сондажен фонд се състоеше от 8 производствени сондажа (2 сондажа бяха неактивни поради високо обводняване). Всички действащи кладенци бяха механизирани - оборудвани с ESP или SRP. Средният дебит на работещите кладенци беше:

за масло – 8,7 т/ден
течност – 125,1 т/ден
средно обводняване - 95,6%

Турнейска карта на дебелината

Профил (турнейски обект между червени линии)

По този начин турнейският обект на находището, което е в късен етап на развитие, беше нископродуктивен резервоар с намаляващ добив на нефт. И поради високата водност на производството, обектът се смяташе за неперспективен за каквато и да е работа за интензификация на производството.

неочакван успех

Въпреки това, въпреки доста съмнения, геоложката служба на предприятието взе решение да се опита да пробие страничен хоризонтален кладенец на полето от неактивен кладенец. Оптимизмът за успеха на това събитие не беше добавен от факта, че по-ранни опити за пробиване на странични канали вече бяха направени на полето. Така в периода 1997-2004г. В находището са пробити 10 BGS, средният дебит на нефт за които възлиза на 15,1 тона на ден. За полетата на Удмуртия това по принцип е добър показател, но не толкова добър, че да може да се разчита на голям успех в прилагането на BGS технологията след почти 10 години.

Въпреки доста песимистичните очаквания, BGS все пак беше сондиран за турнейската цел. За голяма радостпървоначалният дебит на петрола върху него беше 118 тона / ден (с намаляване на водата от 20%)! И това въпреки факта, че средният дебит на осем работещи кладенци на съоръжението Tournaisian по това време беше 8,7 тона / ден (с водоотрязване от 96%). Такъв успех не можеше да остане незабелязан и скоро в находището започнаха да се сондират все повече и повече BGS.

През 2013 г. бяха сондирани 3 BGS на площадката Tournaisian със среден начален дебит от 101 t/d. През 2014 г. са сондирани още 5 BGS, чийто среден първоначален добив на нефт е 86 тона на ден.

В резултат на това прилагането на технологията BGS в находището позволи да се предотврати възникващият спад в производството на нефт. А турнейското находище на находището се превърна от нископродуктивно в основен обект на развитие. Сондажите на BGS доведоха до увеличаване на производството на нефт от това място с 5,6 пъти (!), което го направи основният двигател на растежа.

Окончателни заключения

Кои фактори могат да се откроят, които гарантират високата ефективност на прилагането на BGS технологията в Лудошурското находище? Въпреки факта, че по-рано такава работа имаше доста слаб ефект. Може би следващите заключения ще изглеждат твърде общи, но те трябва да бъдат идентифицирани.

Фактори, които определят успеха на BGS сондирането:

Пробиване на хоризонтален сондаж в най-горната част на продуктивния пласт. Позволява да се избегне преждевременно напояване на продукцията на кладенеца поради покачване или конус на OWC.
Увеличена хоризонтална дължина на вала. Позволява ви да увеличите производителността на кладенеца чрез увеличаване на площта на контакт между кладенеца и наситената с нефт скала.
Сондиране на странични канали в райони с неизточващи се петролни запаси. Внимателно изграждане на геоложки модели на находището и анализ на наличнитеинформация ви позволява да идентифицирате области с високи остатъчни резерви.

Като резюме:

За находища, които са в късен етап на разработка, е особено важно да се увеличи извличането на запасите. Тази задача може да бъде успешно решена чрез пробиване на странични канали от съществуващия кладенец. Пробиването на странични канали от силно обводнени и нерентабилни кладенци може значително да подобри състоянието на разработка чрез увеличаване на площта, покрита от процеса на изместване. В същото време възможностите на тази технология позволяват да се "съживят", изглеждащи преди това необещаващи, петролни залежи с намаляващ добив.