автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Теоретические и прикладные основы строительства пологих и горизонтальных скважин на сложнопостроенных нефтяных месторождениях

Для служебного пользования экз. № _

ГРАЧЕВ СЕРГЕЙ ИВАНОВИЧ

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ПРИКЛАДНЫЕ ОСНОВЫ СТРОИТЕЛЬСТВА ПОЛОГИХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Специальность: 05.15.10-Бурение скважин

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Тюмень - 2000

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ)

Научный консультант - доктор технических наук,

профессор ТЕЛКОВ А.П.

Официальные оппоненты: - доктор технических наук,

профессор ПОЛЯКОВ В.Н. доктор технических наук, профессор ЛУКМАНОВ P.P. доктор геолого-минералогических наук, профессор ХАЙРЕДИНОВ Н.Ш.

Ведущее предприятие: Тюменский научно-исследовательский и

проектный институт природного газа и газовых технологий (ТюменНИИгнпрогаз)

Защита диссертации состоится « 30 »_марта_2000 г.

в 10.00 часов на заседании диссертационного совета Д 064.07.03 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625039, г.Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38.

Автореферат разослан 29 февраля 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор В.П.ОВЧИННИКОВ

J1Z1.121.1*0

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Для современного этапа развития нефтедобывающей отрасли Российской Федерации характерна устойчивая тенденция к снижению добычи нефти. В связи с этим в Западной Сибири разрабатываются глубокозалегающие сложнопостроенные месторождения нефти, зачастую приуроченные к переходным водонефтяным зонам. Большинство залежей подстилаются частично или полностью подошвенными водами, либо оконтуриваются краевыми водами. Растет число малодебитных скважин, которые переводятся в консервацию, разряд пьезометрических или подлежащих ликвидации. При эксплуатации скважин, в результате активного продвижения границы раздела получают двухфазные притоки с опережающим движением воды.

Современным направлением формирования оптимальной системы разработки и повышения производительности малодебитных залежей на поздней стадии эксплуатации является строительство пологих и горизонтальных скважин (ГС). Широкое внедрение этого метода ограничено тем, что серьезной технической задачей является создание новых и совершенствование проектных и технико-технологических решений процесса горизонтального бурения, обеспечивающих запланированную схему эксплуатации продуктивных пластов. Большое влияние на получаемый результат оказывают проектирование и фактическая реализации профилей, а также учет технико-технологических факторов бурения, которые снижают качество вскрытия, освоения и эффективность системы разработки продуктивных пластов. Поэтому совершенствование методики оптимизации профиля, направленное на обеспечение его адекватности проектным решениям, является актуальной задачей повышения качества буровых работ с целью сохранения нефтеотдачи пластов. Для достижения поставленной цели необходимо сформировать комплекс условий и ограничений, учитывающих применение современных ин-

формационных технологий и программного обеспечения расчета сложных траекторий скважин.

При строительстве пологих и горизонтальных скважин затраты на эксплуатацию специальных элементов бурильного инструмента, бурового оборудования и телеметрических систем увеличивают стоимость разбуривания нефтяных месторождений. Снижение этих затрат возможно при использовании эффективных технических средств направленного бурения.

Среди первоочередных задач разработки сложнопостроенных месторождений стоит проблема определения направления горизонтальных стволов и расстояния между ними в зависимости от геологического строения продуктивных пластов. Одной из главных причин, которая в значительной степени влияет на эффективность решения указанных проблем, является недостаточное внимание к изучению геолого-промысловых особенностей и закономерностей обводнения нефтяных залежей и научному обоснованию методов ограничения водопритоков и повышения продуктивности скважин. Поэтому требуют дальнейшего совершенствования технико-технологические мероприятия по изоляции проницаемых пластов в сложных геологических условиях. Для снижения вероятности водопроявления при эксплуатации скважины необходима селективная изоляция нефтеводонасыщенной зоны за счет применения комплексной технологии обработки порового пространства приствольной части на стадии углубления забоя скважины и в процессе ее эксплуатации.

Цель работы. Повышение эффективности строительства и эксплуатации пологих и горизонтальных скважин на сложнопостроенных месторождениях на основе совершенствования методики проектирования сложных профилей, разработки и внедрения научно-обоснованных технических и технологических решений направленного бурения, при вскрытии и эксплуатации продуктивных пластов.

Основные задачи исследований

1. Разработка методических основ выбора и проектирования сложных профилей добывающих скважин с учетом совокупности геологических и технологических факторов бурения и их эксплуатации.

2. Повышение эффективности горизонтальных многозабойных скважин на сложнопостроенных месторождениях.

3. Разработка комплекса технических и технологических решений по совершенствованию строительства пологих и горизонтальных скважин, направленных на:

3.1. Повышение точности и надежности управления траекторией наклонно направленной скважины.

3.2. Совершенствование очистки бурового раствора и ствола скважины от выбуренной породы.

3.3. Сохранение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта скважины.

4. Комплексные решения по корректированию системы расположения добывающих скважин и обоснованию выбора объекта и метода ограничения водопритоков на поздней стадии разработки нефтяных залежей с подошвенной водой.

5. Обоснование практической применимости разработанных теоретических положений, разработка нормативной документации по их внедрению в процесс строительства и эксплуатации скважин на месторождениях Западной Сибири.

6. Промышленное внедрение результатов исследований, разработанных технических и технологических решений и их технико-экономическая оценка.

Научная новизна

1. Для изменяющихся гидродинамических условий сложнопостроен-ных нефтяных месторождений научно обоснована необходимость комплексного подхода к решению проблемы изоляции водопритока, позволяющего на основании трассерных исследований выбирать оптимальное расположение пологих и горизонтальных скважин и зону технологического воздействия при разработке водонефтяных залежей.

2. Разработаны гидродинамический метод ограничения притока подошвенных вод в горизонтальные скважины и способы селективной водо-изоляции, которые с учетом влияния флексурно-разрывных нарушений и динамонапряженных зон нефтяных месторождений с подошвенной водой, позволяют снизить обводненность добываемой скважинной продукции.

3. По результатам анализа зависимости соотношения коэффициентов продуктивности скважин от анизотропии пласта по проницаемости установлены оптимальные параметры геометрии ствола пологих и горизонтальных интервалов для эффективной эксплуатации нефтяной залежи.

4. Разработана методика расчета профиля скважины, позволяющая оптимизировать траекторию повышенной сложности с любым количеством и порядком следования характерных интервалов с учетом технологических ограничений направленного бурения и эксплуатации продуктивного пласта.

5. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена целесообразность использования состава на основе продуктов пиролиза углеводородного сырья для разработки способов обработки призабойной зоны с целью формирования гидрофобного изоляционного экрана в интервале водонефтяных зон в процессе первичного вскрытия и эксплуатации.

6. Разработаны научно-практические рекомендации, позволяющие повысить эффективность проводки скважин сложного профиля с применением гидравлических забойных двигателей.

Практическая ценность

1. Разработанный комплекс технико-технологических мероприятий реализован при строительстве более 20 горизонтальных скважин на месторождениях Западной Сибири и более 100 наклонно направленных специального профиля, в том числе б скважин с большими отходами забоя (до 1500 -2500 м) и 3 разветвленных горизонтальных скважины.

2. Результаты диссертационной работы вошли в следующие руководящие документы:

- СТП ОАО СпецУБР. Проектирование и технология бурения горизонтальных скважин с большим и средним радиусами искривления на месторождениях Среднего Приобья. —Нижневартовск, 1997;

- СТП 00156251-001-97. Технология применения водоизолирующего состава для физико-химической кольматации проницаемых пластов в процессе строительства скважин. - Н. Уренгой: БП Тюменбургаз, 1997;

- РД 00137578-001-98. Буровые растворы для строительства пологих и горизонтальных скважин. Технологический регламент на приготовление, химическую обработку, очистку и природоохранные мероприятия. - Тюмень: ТНК-СпецУБР-ТюмГНГУ, 1998;

- РД 860308844-001-99. Регламент на технологию ремонта и восстановления добывающих скважин и изоляцию водопритока на нефтяных месторождениях Нижневартовского региона. - Нижневартовск: ОАО Нижневартов-скбурнефть.

3. Разработаны и внедрены в буровых, нефтегазодобывающих и научно-проектных предприятиях Западной Сибири (ОАО «Нижневартовскбур-нефть», ОАО СпецУБР, ДООО «Тюменбургаз», СП «Черногорское», АО «Нижневартовскнефтепрогресс», СП «Ваньеганнефть» и др.) следующие технологии и технические средства:

- методика проектирования профиля, основанная на возможности многовариантного расчета любого количества характерных интервалов с учетом

обеспечения требований эксплуатационной надежности наклонно направленных добывающих скважин;

- компьютеризированная система оперативного контроля параметров режима бурения и траектории ствола скважин (на базе ЗИС-4М1);

- модернизированные на основе модульного принципа конструкции серийных буровых установок- для кустового бурения БУ-3000 ЭУК, ремонта и восстановления скважин АРБ-100;

- комплекс технических средств, позволяющих повысить эффективность направленного бурения и углубления забоя скважин вращательным способом, в том числе на уровне изобретений (A.c. 1208175, 1470944, 1457479, 1799047);

- селективная изоляция водонасыщенных пластов (A.c. 1805210, патент РФ 2097528);

- гидродинамический метод ограничения притока подошвенных вод в горизонтальных скважинах (получены положительные решения на выдачу патентов РФ по заявкам №98107025 от 10.04.98 и № 99105221 от 17.03.99).

Апробация работы

Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались и обсуждались на Всесоюзных научно-практических конференциях «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 1985, 1989 г.г.), региональной научно-практической конференции «Повышение эффективности и качества проводки глубоких разведочных скважин в аномальных гебологических условиях» (Красноярск, 1989), Международной научно-практической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 1993), Всероссийской научно-практической конференции «Комплексное освоение нефтегазовых месторождений Юга Западной Сибири» (Тюмень, 1995), III международная конференция по химии нефти (Томск, 1997), региональной научно-технической конференции «Энергосбережение при освоении и разработке

северных месторождений Западной-Сибирского региона» (Тюмень, 1997), Международной научно-практической конференции «Добыча, подготовка и транспорт нефти и газа» (Томск, 1999), Международной научно-технической конференции «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России» (Тюмень, 1999), Всероссийской научно-практической конференции «Критерии оценки пефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ» (Пермь, 2000), Всероссийской научно-практической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (Тюмень, 1998), Научно-производственных Советах управлений бурения ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», ОАО «Нижневартовск-нефтегаз», ОАО «Тюменнефтегаз», ДАО «Самотлорнефть», ОАО «Сибнеф-теавтоматика», научно-технических Советах СибНИИНП и Нижневартовск-НИПИнсфть, семинарах кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» ТюмГНГУ.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 55 работ, в том числе монография, 5 авторских свидетельств СССР, 1 патента РФ, получено 3 положительных решения на выдачу патентов РФ. Кроме того, результаты исследований отражены в 11 научно-технических отчетах и 22 проектах на строительство скважин на Ван-Еганском, Ват-Еганском, Кальчинском, Кошильском, Малочерногорском, Самотлорском, Южном и Черногорском месторождениях.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций, изложенных на 316 страницах машинописного

текста и содержит 32 рисунка, 34 таблицы, список литературы из 158 наименований и приложения.

Автором получен ряд теоретических и практических результатов совместно с профессорами, докторами технических наук Кузнецовым Ю.С., Куксовым А.К., Зозулей Г.П., Абрамовым Г.С., кандидатами технических наук Шенбергером В.М., Гавриловым Е.И., Кулябнным Г.А., Подшибякиным A.B., Сохошко С.К.

На различных этапах выполнения работ большую помощь оказывали опытные производственники Веслополов П.А., Камнев Ю.М., Кириллов Г.В.,

Коновалова H.A., Симонов В.М., ¡Соколов А.Ю.| , Шамбаров В.А., которым автор глубоко благодарен.

Особую признательность и искреннюю благодарность автор выражает светлой памяти Сафиуллина М.Н., определившего направление его научной деятельности.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность проблемы строительства пологих и горизонтальных скважин на сложнопостроенных нефтяных месторождениях, определены цель и задачи исследований, намечена стратегия создания новых технологий и технических средств.

В первом разделе рассмотрена геолого-промысловая характеристика нефтяных залежей с подошвенной водой. Изучением особенностей геологического строения и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири в течении ряда лет занимались исследователи многих научных и производственных организаций. На основании этих работ (на примере Ершового, Запад-но-Асомкинского, Новомолодежного, Самотлорского и др. месторождений) показано, что существенное изменение гидродинамического состояния залежи вызывает труднопрогнозируемое поведение ее отдельных частей. Ретроспективным анализом разработки месторождений отмечается резкое падение

дебитов нефти при прогрессирующем обводнении в начальный период ввода новых скважин. Этот процесс происходит неадекватно изменению пластового давления, что свидетельствует об ухудшении коллекторских свойств при-забойной зоны пласта (ПЗП). Исследованиями на залежах Тюменского, Гун-Егаиского, Никольского, Ватинского, Ай-Еганского и других месторождений установлено наличие обширной гидродинамически связанной сети каналов низкого фильтрационного сопротивления (НФС). Это подтверждается ручей-ковой теорией вытеснения нефти водой, выдвинутой в 1970 г. Р.И. Медвед-ским и К.С. Юсуповым. В соответствии с ней в залежи образуется подобие пористо-трещиноватой среды. Внутриконтурные нагнетательные скважины окружены трещинами, образованными при длительной закачке воды под давлением. Поэтому, например, текущее состояние разработки Ершового месторождения характеризуется низкой эффективностью системы разработки:

- действующий фонд добывающих скважин в последние годы не превышает 30%;

- обводненность продукции по действующему фонду достигла 60% при выработке 12% от начальных извлекаемых запасов. При эксплуатации всего фонда обводненность достигла бы ориентировочно 90%.

Развитию интенсивного обводнения способствовали особенности раз-буривания, направленного на ускоренные темпы разработки месторождений. Причем, в настоящее время затруднено внедрение новых дорогостоящих технологий и технических средств бурения и эксплуатации скважин. После коньюктурного обоснования рентабельного для нефтедобывающего предприятия дебита проводится сокращение объемов и изменение объектов бурения и режима эксплуатации действующего фонда добывающих скважин. Реализация подобного принципа вызывает перераспределение фильтрационных потоков в продуктивном пласте, обводнение скважинной продукции и падение добычи нефти. Поэтому корректировка проектов разбуривания, особенно на стадии несформированности элементов заводнения, должна быть

научно обоснована с позиции сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов и надежной долговременной изоляцией от высоконасыщенных пластов.

Рассмотренные особенности явились основой для комплексного подхода К совершенствованию технологий строительства пологих и горизонтальных скважин. В этой связи принципиально важное значение приобретает совершенствование методов проектирования профилей и измерения параметров траекторий. Необходимость решения указанных задач потребовало соответствующего обобщения и систематизации результатов исследований, направленных на повышение качества бурения за счет обеспечения эффективного вскрытия продуктивного пласта при любых значениях зенитного угла и длины ствола, заданных схемой эксплуатации скважины.

Основные причины и физическая сущность явлений, приводящие к снижению качества направленного бурения описаны в работах отечественных исследователей: Александрова М.М., Ангелопуло O.K., Бронзова A.C., Буслаева В.Ф., Васильева Ю.С., Григоряна A.M., Григоряна H.A., Гулизаде М.П., Ишемгужина Е.И., Кагарманова Н.Ф., Калинина А.Г., Кауфмана Л.Я., Мавлютова М.Р., Оганова С.А., Попова А.Н., Спивака А.И., Сулакшина С.С., Султанова Б.З., Сушона JI.il., и др. Этим вопросам посвящены труды зарубежных ученых Г. Вудс, А. Лубинский, У. Дж. Ланг, Т.М. Уоррен, У. Дагин-ски, Ф.К. Краус, Г.Наззал и др..

Анализ влияния качества строительства наклонно направленных скважин на надежность дальнейшей их эксплуатации в условиях разработки нефтяных месторождений Западной Сибири проводился ведущими учеными и специалистами Батуриным Ю.Е., Бастриковым С.Н., Емельяновым П.В., Зозулей Г.П., Клюсовым A.A., Кузнецовым Ю.С., Кошелевым А.Т., Куксовым А.Н., Кучумовым Р.Я., Медведским Р.И., Овчинниковым В.П., Сафиулли-ным М.Н., Шенбергером В.М.

Сложность траектории скважины и ее характеристики определяются как

требованиями системы разработки нефтяных месторождений, так и достигнутым современным уровнем технических средств и технологий направленного бурения. В настоящее время известны и применяются несколько типов профилей, в которых количество характерных прямолинейных и искривленных интервалов регламентируется возможностью решения в процессе бурения задач, поставленных особенностью эксплуатации продуктивного пласта. Дальнейшее повышение общей эффективности разработки месторождений будет достигаться за счет увеличения сложности траекторий добывающих и нагнетательных скважин. Рассмотренное экономическое обоснование применения скважин специального профиля с целью соблюдения схемы их эксплуатации и параметров системы разработки месторождений определяет комплексный подход исследований. Поэтому при проектировании следует учитывать фактическое геологическое строение нефтяных пластов: наличие общей и эффективной толщин и многослойности, расположение прослоев неэффективной мощности; точность определения положения кровли и подошвы нефтяных пластов и водоносных слоев относительно характерных точек горизонтального интервала ГС.

Успешность строительства горизонтальных и наклонных скважин в значительной мере определяется устойчивостью и сохранением фильтрационных свойств приствольной зоны в продуктивном пласте. Промысловые данные показывают, что коэффициенты продуктивности скважин, забои которых находятся в одинаковых условиях, часто отличаются на порядок. Это объясняется различным состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП) вокруг ствола горизонтального интервала. Одной из причин снижения проницаемости ПЗП является высокая активность химико-физического взаимодействия многокомпонентного бурового раствора с пористой средой и флюидами коллектора. Критический анализ известных теоретических положений позволяет сделать вывод о том, что применение буровых растворов, соответствующих геолого-техническим условиям вскрытия продуктивных пластов, является

одним из основных факторов повышения эффективности строительства горизонтальных и пологих скважин и дальнейшей их надежной эксплуатации.

Разработка нефтяных месторождений Западной Сибири ведется в условиях интенсивного заводнения пластов, прорыва вод по проницаемым интервалам и преждевременного обводнения скважин. Поэтому серьезное внимание должно быть уделено научному обоснованию выбора объектов водоизо-ляционных работ и разработке методов ограничения водопритоков в процессе углубления забоя на последнем интервале бурения. Вопросам разработки технологий, технических средств и материалов в данной области посвящены работы отечественных и зарубежных исследователей: Асфандиярова Р.Д., Ашрафьяна М.О., Городнова В.Д., Кошелева А.Т., Клюсова A.A., Крысина Н.И., Кузнецова Ю.С., Куксова А.К., Лукманова P.P., Мавлютова М.Р., Мед-ведского Р.И., Мищенко В.И., Овчинникова В.П., Полякова В.Н., Шарипова А.У., Shen Jian - Chyun, Floud L. Graid и др. Детально представлены результаты исследований процесса образования и предупреждения флюидопрово-дящих каналов в процессе цементирования. В тоже время разработок в области способов изоляции водопритоков, совместимых с процессом углубления забоя и схем заканчивания горизонтального участка, недостаточно. В связи с этим продолжаются исследования и разработка технологий предварительной изоляции источника водопроявления с применением метода управляемой кольматации. Важным требованием, предъявляемым к технологиям водоизоляции является обеспечение селективности, особенно, в залежах с тонкопереслаивающимися нефтяными и водоносными пропластками. Существующие методы могут решить эту проблему, но их применение ограничено и имеет индивидуальный характер. Таким образом, водоизоляционные технологии требуют дальнейшего совершенствования с учетом совместимости с технологиями горизонтального бурения и оптимизации в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик проницаемых пластов.

Во втором разделе рассматриваются теоретические аспекты оптими-

зации расположения и эксплуатации пологах и горизонтальных скважин и гидродинамического метода ограничения притока подошвенных вод в разветвленные добывающие скважины.

Обводненность скважинной продукции являются одними из основных показателей, характеризующих эффективность разработки нефтяных месторождений. Исследованиями ряда авторов установлено существенное влияние на дебит горизонтальной скважины (ГС) се профиля, длины ствола в продуктивном пласте и расстояния от ствола до контура питания. Но на поздней стадии разработки наблюдается деформация первоначального уровня водонефтяного контакта залежи и в результате интенсивного притока подошвенной воды растет темп обводнения добывающих ГС. Поэтому решение проблемы изоляции подошвенной воды для разветвленных и ГС представляет актуальную задачу по той причине, что известные методы, разработанные для вертикальных и наклонных скважин напрямую не переносятся на ГС.

Задачи регулирования режима эксплуатации горизонтальных скважин рассматривались многими авторами в различной постановке. При исследовании установившегося фильтрационного процесса в полосообразном однородно - анизотропном пласте с применением метода интегральных преобразований А.П. Телковым получена формула для определения дебита горизонтальной скважины, ассиметрично расположенной в пласте. При этом учитывались продуктивная толщина пласта, длина горизонтального ствола, длина пласта и расстояние от кровли до положения горизонтальной скважины.

Исследованиями B.C. Евченко установившегося притока жидкости к горизонтальным скважинам получена формула для расчета дебита с учетом добавочных фильтрационных сопротивлений, обусловленных расположением скважины, длиной скважины, продуктивной толщиной и анизотропией пласта. Проводился теоретический анализ кратности увеличения продуктивности ГС по сравнению с вертикальной скважиной при установившейся _ фильтрации при условии притока пластовой жидкости по всей длине гори-

фильтрации при условии притока пластовой жидкости по всей длине горизонтального ствола в продуктивном пласте. Для выполнения более надежных сравнений необходимо рассматривать как переходной, так и псевдостационарный процессы фильтрации, т.к. в низкопроницаемых коллекторов продолжительность переходного режима фильтрации очень высока. Однако, для достаточно больших периодов работы скважин вполне приемлемо рассмотреть псевдостационарный процесс фильтрации.

На основе результатов исследований аналитических решений о притоке пластовых жидкостей к горизонтальным участкам добывающих скважин сделан вывод о том, что выбор местоположения горизонтальной скважины можно рассматривать как один из эффективных способов ограничения преждевременного прорыва подошвенной воды. Согласование проектной траектории ствола скважин с естественными особенностями геологического строения в интервале продуктивного коллектора, в частности с анизотропией пласта по проницаемости, может существенным образом расширить возможности регулирования извлечения нефти. Таким образом, очевидна высокая технологическая эффективность оптимизации траектории для условий нефтяных зон месторождений Западной Сибири, для которых характерны доста-. точно большая послойная и зональная неоднородность коллекторов по проницаемости и наличие глинистых пропластков.

Нами установлена зависимость коэффициента продуктивности совершенных по степени и характеру вскрытия скважин от анизотропии пласта. Сделано допущение, что увеличение анизотропии заключается в увеличении суммарной толщины непроницаемых пропластков. С применением способа М.Маскета перехода от изотропного пласта к анизотропному получена зависимость отношения коэффициентов продуктивности вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин (К„, К„ и Кг, соответственно) от анизотропии и мощности пласта, величины зенитного угла и длины горизонтального ствола. На рисунках 1, 2 приведены примеры расчетов для конкретных условий -

К г/К в , К н /К в

4.5 ' 4 3.5 3

2 .5 2

1 .5 1

О .5 О

-1_ = 500м

-1_ = 4 О О м

-= 3 О О м

-1_ = 2 О О м

-1_ = 1 О О м

-Угол 4 0 град.

-Угол 6 0 град.

-Угол 8 0 град.

1 О

Анизотропи:

Рисунок 1. Зависимость отношения коэффициентов продуктивности горизонтальных и вертикальных (сплошные линии); наклонных и вертикальных скважин (пунктирные линии) для пласта толщиной Ь=10м

3.5 3 2.5 2

1.5 1

0.5

Кн/Кг

•Ц=500м; и'

57м ■и = 400м; и' 57м •1=300м; и1

57м -и = 200м; I' 57м

■1= 100м; и'

57м

Анизотропия

Рисунок 2. Зависимость отношения коэффициентов продуктивности наклонных и горизонтальных скважин для пласта толщиной Ь=10м. Ь - длина горизонтального ствола; Ь — длина наклонного ствола

0

сложнопостроенных залежей. Аналитическим путем устанавливаются эффективные параметры геометрии ствола пологих и горизонтальных интервалов профиля в нефтяной залежи, состоящей из чередующихся проницаемых и непроницаемых пропластках.

Проектирование и реализация сложного профиля разветвленно-горизонтальной скважины (технической решение предложено Григоряном

A.M. и др.) должно базироваться на проектной схеме эксплуатации продук-

»

тивного пласта. Поэтому при строительстве добывающих многоярусных скважин нефтяных залежей с активной подошвенной водой необходимо обеспечить при их эксплуатации максимально возможный период регулирования положения водонефтяного контакта. С этой целью нами решена задача определения взаимного расположения стволов относительно начального положения водонефтяного контакта.

Очевидно, если нейтральная линия между стволами будет совпадать с водонефтяным контактом, то это позволит предотвратить быстрый прорыв воды в нефтяной ствол. Поэтому для нейтральной линии тока должно выполняться условие:

» • <■>

О Z

где Р - давление в пласте при совместной работе двух стволов, z - вертикальная координата.

Для определения распределения давления при совместной работе двух стволов применили правило суперпозиции полей давлений при работе каждого ствола в отдельности и решение трехмерного уравнения пьезопроводно-сти с применением схемы разноцветных жидкостей (вязкости нефти и воды равны: р„=ц„). Задача решается с использованием функции мгновенного источника-стока в пространстве.

Так как результирующий перепад давления в любой точке пласта определяется как

' ДР = ДР, + ДР2> (2)

где ДР1, ДР2 - перепад давления, создаваемый верхним и нижним стволами, соответственно, то для определения положения нейтральной линии тока найдена производная

Э(ДР)/& = 5(ДР,)/5г + д(ДР2)/Зг, (3)

С учетом введенных безразмерных параметров:

. У ;х- = —= -У = Ъ-У = = =М

Ь Ь° Ь Ь 0 Ь I/' ь 2 ь ь2

где Ь - толщина пласта, го - координата верхнего ствола, с1 ] и <32 - расстояние от кровли пласта до нижнего и верхнего ствола соответственно, х, у, г - координаты точки пласта; Хо - координата точки ствола скважины; Ь - длина ствола; % - пьезопроводность,

в результате получено уравнение для определения положения нейтральной линии тока:

♦ ♦ * 2тгкЬЬ'эдР, / дх 2 якЫ. ЗД Р, / Эг р = р, + р2 =---+-^- (5)

Я 2 Ц

Решая уравнение (5) относительно г, можно определить положение нейтральной линии тока для любых значений параметров. Так как

Э(дР)/а2 = —(Ч1рГ + Ч2Р2-) = -^-(Р,* + (б)

2лкпЬ 2лкпЬ ц,

то значение производной 5(ДР)/5г изменяется пропорционально значению р;+Ч1/Ч|р;.

На рисунке 3 дано распределение функции Р*=Р|*+ц2 между

стволами в зависимости от соотношения дебитов нефти и воды Ы=Яг

Рисунок 3. Распределение между верхним и нижним стволами функции р' для различных соотношений их дебитов

Увеличение дебита ствола, расположенного в нефтенасьпценной части, ведет к смещению нейтральной линии тока в сторону ствола в водонасыщен-ноц части. При значении N > 1,5 вода неизбежно прорвется к верхнему стволу даже при совместной их работе.

На основании полученных решений разработан способ водоизоляции при эксплуатации многоярусных скважин нефтяной залежи с активной подошвенной водой. В соответствии с ним следует, что горизонтальные стволы в нефтенасьпценной и водонасыщенной частях пласта с высокой анизотропией необходимо располагать в одной вертикальной плоскости на расстоянии от водонефтяного контакта, определяемом в соответствии со следующим выражением:

(Цн 1н 8) / (цв + Нн 1в) < Ь < Б, (7)

где Ь - расстояние от горизонтального канала в нефтенасыщенной части пласта до водонефтяного контакта, м;

Б - расстояние между горизонтальными каналами в нефтенасыщенной и во-донасыщенной частях пласта, м;

р,„ |1В - соответственно, значения вязкости нефти и воды, мПа-с;

1,„ 1„ — соответственно, длина горизонтальных каналов в нефтенасыщенной и

водонасыщенной частях пласта, м.

Комплексное использование зависимости (5) и соотношения (7) позволяет оптимизировать параметры проектируемого профиля многозабойной скважины, схемы вскрытия продуктивного пласта и водонасыщенной зоны при различных значениях их мощности. Регулирование дебитов стволов в водо- и нефтенасыщенных зонах и, соответственно, уровня водонефтяного контакта позволит обеспечить длительную эксплуатацию разветвленно-горизонталыюй скважины без создания искусственного водонепроницаемого экрана.

Третий раздел посвящен анализу возможности фактической реализации сложного профиля при существующем уровне технологии направленного бурения в Западной Сибири. Представлены данные аналитических исследований по разработке методики расчета траектории наклонно направленных скважин.

Известно, что траектории наклонно направленных и горизонтальных скважин на месторождениях Западной Сибири проектируются кривой линией, расположенной в одной плоскости, с ограничениями на отдельных участках путем учета допустимых интенсивностей изменения зенитного угла. Однако, проведенный анализ фактических инклинограмм показал частую смену тенденции изменения углов не только зенитного, но и азимутального, что говорит об отклонении ствола скважины от проектной траектории. Количественная оценка проводилась с применением коэффициента плавности (Кпл), определяемого отношением числа смен тенденции зенитного или азимуталь-

ного углов (Кс) к числу замеров (К,) на интервале бурения (Кпл = Кс/К3).

Приближение значения показателя к 1 говорит о частом чередовании пространственных кривых траектории ствола скважины. Нами было проанализировано 149 скважин на 13 месторождениях Западной Сибири. Использовались фактические данные траектории стволов групп наклонно направленных, пологих, горизонтальных скважин. Установлено, что среднее значение коэффициента плавности, рассчитанного по методики СибНИИНП, по всем пробуренным скважинам составило 0.49. Соответственно, величина Кпл наклонно-направленных составляет 0,5, коэффициент Кпл пологих скважин равен 0,46, а значения Кпл горизонтальных - 0,38. Для определения общей тенденции результаты анализа Кпл по интервалам бурения представлены в виде полиномиальных линий тренда (рисунок 4). Проведенные исследования результатов проводки по сложным траекториям показывает, что особое внимание необходимо уделить разработке новых методических решения для направленного бурения пологих и горизонтальных интервалов на глубине вскрытия нефтеводонасыщенных горизонтов. В этой связи были проведены аналитические исследования по разработке методики расчета профиля скважин с любым количеством характерных интервалов и возможностью многовариантного расчета траектории. В отличии от традиционных методов проектирования профилей скважин, используется новый подход, при котором тип профиля не фиксирован, что позволяет:

1) учитывать специфику бурения характерных интервалов (набор, стабилизация, уменьшение) наклонных скважин для данного месторождения;

2) учитывать геолого-технологические условия бурения отдельных про-пластков горных пород, располагающихся монотонно или чередующихся между собой на одном интервале бурения.

Профиль рассчитывается по участкам профиля сверху вниз. Разбиение траектории скважины на интервалы осуществляется пользователем исходя из геологических и технико-технологических параметров с учетом начальной и

100 500 1000 1500 2000 2500

Глубина, м.

Рисунок 4. Изменение коэффициента плавности по интервалам бурения в виде полиномиального тренда: 1 - горизонтальные скважины; 2 - наклонно-направленные скважины; 3 - пологие скважины.

конечной глубины каждого интервала траектории скважины.

Устанавливается желаемое значение интенсивности изменения зенитного угла (1) и знак интенсивности (+, -) для идентификации типа интервала, глубины по вертикали, до которой необходимо осуществлять проектирование траектории, заданное значение отхода забоя на глубине нижней границы интервала бурения. Для учета конкретных условий месторождений необходима нормативно-справочная информация, которая должна содержать:

1) ограничения на величину интенсивности изменения зенитного угла на разных глубинах;

2) возможные минимальные и максимальные значения зенитного угла на разных глубинах бурения.

Предложенный подход позволяет осуществлять автоматическую корректировку параметров профиля в диапазоне указанных ограничений с применением следующей расчетной схемы. Горизонтальная плоскость прямоугольной системы координат, помещается в конец расчетного интервала, Вертикальная ось Ъ совпадает с линией, проведенной через точку начала интервала с координатами X), Уь Ъ\. Если проектируемый участок скважины представлен дугой окружности радиусом II, то определяются координаты ее центра. Для решения задачи определения значений характеристик точек более сложной траектории вводится дополнительный параметр: I - угол между положительным направлением оси ОХ и радиусом-вектором.

Для данной схемы получены следующие расчетные формулы для каждого типа интервала проектирования. Установлено, что если проектируется интервал набора или уменьшения зенитного угла, то при известных значениях Х|, Уь У2, И. и величине угла в точке начала участка между касательной к оси скважины и вертикальной линией, проходящей через эту точку (0Н), для интервала набора

1И = 9Я - 90°, (8)

а для уменьшения зенитного угла

1н = 9„ + 90°. (9)

Координаты центра дуги окружности, моделирующей траекторию расчетного интервала определяются выражениями:

Х0 = Х,-11005 1,,, (10)

У0 = У,-115Ы,„ (11)

Неизвестные значения одной из координаты точки конца интервала набора зенитного угла рассчитывается с применением зависимости

Х2 = {2Х0 - [(- 2Х0)2 - 4(2Х02 + (У2 -У0)2- Я2)]"2}^ (12)

а координата точки конца интервала снижения зенитного угла определяется выражением аналогичного вида

Х2' = {2Х0 + [(- 2Х0)2 - 4(2Х02 + (У2 - У0)2 - Я2)]1/2}/2. (13)

Значение угла 9К в конце интервала набора зенитного угла

9« = ^2 + 90°, (14)

здесь ^ = агссоэ [(Х2 - Х0)/Я].

Аналогично составлены алгоритмы для расчета вариантов, когда неизвестны координаты У2 и значение зенитного угла в начале интервала, и производится расчет фактических данных траектории скважины по результатам инклинометрических измерений.

Проведенные исследования методики, формализовано учитывающей

распределение значений зенитного и азимутального углов и интенсивностей их изменения по интервалам геологического разреза, и полученные результаты являются методической основой повышения качества проектирования горизонтальных и пологих скважин. Предусмотренная возможность расчета на базе современного программного обеспечения профиля отдельного интервала и сложной траектории в целом, получение вариантов решений и выбор оптимального в рамках заданных ограничений позноляет существенно увеличить адекватность результата бурения наклонно направленных скважин проектному профилю.

Четвертый раздел содержит результаты исследований, теоретического и экспериментального выбора технико-технологических решений по повышению точности и надежности управления траекторий скважины и надежности эксплуатации пологих и горизонтальных скважин.

Обеспечение надежной работы сложного комплекса «породоразру-шающий инструмент - забойная телесистема - элементы бурильной колонны - наземное информационное оборудование» при направленном бурении является актуальной проблемой. Несмотря на высокую вероятность безотказной работы большинство элементов, в целом надежность рассматриваемой системы будет мала, если отмечена низкая надежность эксплуатации отдельного элемента. Таким элементом является забойное телеметрическое оборудование. Это обусловлено тем, что инклинометрический инструмент имеет целевое назначение-измерение зенитного угла, азимута и угла установки отклоняющего устройства. Если качественно не регистрируется хотя бы один параметр, то это равносильно отказу телесистемы. Очевидно, что увеличение глубины и усложнение технологии бурения пологих и горизонтальных скважин потребуют повышения надежности эксплуатации и дальности действия скважинных геофизических информационно-измерительных систем.

Утверждение некоторых специалистов о том, что наземными измерениями можно решать навигационные задачи с такой же точностью, как теле-

системами с датчиками, расположенными в непосредственной близости к забою, является пока несостоятельным. Поэтому применяемая в настоящее время технология направленного бурения предусматривает использование скважинных измерительных систем. Наибольшее применение в нашей стране нашли системы, реализованные на основе забойного инклинометра с электромагнитным каналом связи ЗИС - 4 (Л.Л. Молчанов, Л.Х. Сираев и др.). Результаты направленного бурения на месторождениях Нижневартовского региона в начале 90-х г.г. показали, что разработанная в 80-е годы аппаратура ЗИС-4 по точности измерений и дальности действия канала связи уже не удовлетворяет требованиям бурения глубоких наклонно направленных и горизонтальных скважин. Анализ геолого - технических условий работы геофизической аппаратуры при бурении скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири позволил разработать технические требования к инклино-метрическим приборам и обосновать рекомендации по совершенствованию систем контроля параметров технологии бурения и траектории скважин и методики проведения промысловых измерений.

Использование в Западно-Сибирском нефтегазовом регионе бескабельных забойных инклинометрических систем типа ЗИС впервые начато Нижневартовским ОАО СпецУБР в 1990 г. За этот период отработана технология их применения, по которой построено более 100 наклонно направленных скважин специального профиля, в том числе 6 скважин с большими отходами забоя (до 1500-2500 м) и 20 горизонтальных.

С целью повышения эффективности использования ЗИС-4М1 разработана компьютеризированная система оперативного контроля технологии бурения и траектории ствола скважин (КТТС). Предложенное программное обеспечение позволяет выполнять несколько следующих прикладных программ одновременно:

1) построение профиля скважины и получение оперативной информации о направлении движения забоя скважины и положения отклоняющего

устройства;

2) получение достоверной информации о технологических параметрах бурения, ее обработка и расчет оптимального режима бурения;

3) хроматографический анализ компонентного состава бурового раствора.

Особенностью процесса разрушения горных пород при вращении по-родоразрушающего инструмента является возникновение продольных, поперечных и крутильных колебаний и, соответственно, динамических усилий в нижней части бурильной колонны. Поэтому особое внимание уделено анализу вибрационных и ударных нагрузок, действующих при турбинном бурении на элементы телеметрических забойных систем. Теоретическими и экспериментальными исследованиями доказано, что продольные вибрации бурильного инструмента вызывают колебания потока промывочной жидкости. Причем анализ результатов привел к выводу о необходимости более глубокого изучения явлений, связанных с возникновением колебаний гидродинамического давления при продольных вибрациях бурильной колонны, с последующей разработкой методов его гашения и повышения за счет этого эффективности работы забойных телеметрических систем. Для решения поставленной задачи разработана экспериментальная установка с применением метода физического моделирования. С ее применением в серии многократных идентичных опытов в гидромагистрали стенда получены значения колебаний давления с амплитудой 15-20 кПа. Они соответствуют колебаниям гидродинамического давления в нижней части бурильного инструмента до 811 мПа. Очевидно, что для повышения надежности эксплуатации забойных телесистем необходимо исключить отрицательное влияние гидродинамических нагрузок на основные элементы, обеспечивающие работоспособность инклинометрического оборудования.

Задача гашения колебаний давления в гидросистеме бурильного инструмента представляет собой новое направление в области технологии тур-

бинного бурения скважин. Полученные результаты свидетельствуют о том, что при решении задачи регулирования гидродинамического давления в самом . источнике - нижней части бурильного инструмента, существуют ограничения и трудности.

Анализ технических средств для гашения колебаний давления в гидравлических системах позволил установить конструкции устройств, которые можно использовать при разработке гасителей колебаний гидродинамического давления, вызываемого продольными вибрациями бурильной колонны. Однако, теоретического доказательства возможности управления данным процессом с помощью рассмотренных устройств еще недостаточно для практического их применения.

При вращательном бурении скважин сам принцип организации рабочего процесса предопределяет генерирование колебаний потока промывочной жидкости значительной амплитуды. Как известно, этот процесс характеризуется широкополосным спектром возбуждаемых продольных вибраций,'изменяющимся в зависимости от режима работы бурильного инструмента. Кроме того, крупные изменения в нижней части бурильной колонны, как правило, невозможны, ибо компоновка элементов бурильного инструмента регламентирована. Поэтому применение гасителей колебаний не должно ограничивать варианты компоновок, обеспечивающих качественное строительство наклонно-направленных скважин и возможности управления режимов бурения по другим технологическим критериям.

С целью установления влияния на показатели процесса бурения полного снижения колебаний давления были проведены промышленные испытания забойного камерного гасителя колебаний потока промывочной жидкости при бурении 11 скважин средней глубиной 2658 м на Пермяковском месторождении. Получено повышение проходки на долото до 35% и механической скорости бурения до 24% по сравнению с показателями турбинного без регуляторов. В результате исследований нами предложено для снижения уровня

вибрационных нагрузок на турбинный привод генератора ЗИС в КНБК устанавливать гасители колебаний давления, работоспособность которых превышает период безотказной работы долот, ГЗД и других элементов бурильной колонны. Устройство камерного типа при турбинном бурении не требует дополнительных затрат времени при спуско - подъемных операциях и не вызывает изменения технологии наклонно-направленного бурения скважин.

Важное значение для бурения пологих и горизонтальных интервалов имеют очистка забоя от выбуренной породы, обеспечение как устойчивости горных пород в приствольной части, так и коллекторских свойств ПЗП. Однако, в связи с многообразием условий бурения характерных участков сложного профиля не представляется возможным разработать универсальные рекомендации, которые бы полностью удовлетворяли всем требованиям. Поскольку основной целью буровых работ является эффективная добыча нефти, то особую значимость приобретает предотвращение ухудшения свойств приствольной части горизонтального участка в результате физико-химического взаимодействия фильтрата бурового раствора с материалом пород-коллекторов.

. Выполненный анализ результатов исследований применения различных растворов позволил предложить для горизонтального бурения на нефтяных месторождениях безглинистые и малоглинистые полимерные растворы (на основе работ Ахмедова К.С., Липкеса М.И., Мавлютова М.Р., Шарипова А.У., Зозули Г.П. и др). Установлено, что в практике строительства горизонтальных скважин в Западной Сибири широкое распространение получили буровые растворы на основе акриловых полимеров: высокомолекулярного ПАА со степенью гидролиза 26-30% (марки Cydril фирмы Cyanamid, Ciña и Dk-drill фирмы Dai-Ichi Kogyo Seiyaku Co Ltd, Япония) и низкомолекулярного (гидролизованного на 60%) полиакрилонитрила ( Сурап фирмы Cyanamid, США) в сочетании с различными смазочными добавками.

Они обеспечивают различную степень эффективности вскрытия нефтяных пластов, зачастую ухудшая их коллекторские свойства. В результате лабораторных и промысловых исследований в ТюмГНГУ разработан и рекомендуется для бурения пологих и горизонтальных участков ствола скважины состав бурового раствора на основе экологически чистых биополимеров Эскафан (В\У - ХС - РоПтег, В\У - ХСБ - РоПтег, Кекап и др.), имеющего низкие значения фильтрационных свойств и предельного напряжения сдвига, высокую стабильность и суспензирование шлама, эффективную очистку ствола скважины от выбуренной породы.

Качество строительства пологих и горизонтальных интервалов наклонно направленных скважин в значительной степени зависит от совершенства систем приготовления и очистки буровых растворов. На основе анализа теоретических исследований разработана и предложена технология очистки буровых растворов, обеспечивающая удаление частиц выбуренной породы размером 40-50 мкм и менее на второй ступени с применением гидроциклонных установок ИГ-45М, а также создающая эффективные условия работы гидроциклонов ИГ-45 на третьей ступени очистки. С целью полного удаления твердой фазы из раствора проведены исследования и разработаны рекомендации по совершенствованию отечественных вибросит, так как от их эффективной работы зависит оптимальное использование оборудования на остальных ступенях системы очистки.

Для целей кустового и горизонтального бурения скважин потребовалось совершенствование буровой установки БУ-3000 ЭУК в модульном исполнении, так как применение серийно выпускаемого ее варианта с поэше-лонным расположением крупных блоков необоснованно увеличивало сроки строительства скважин. Проведенное совершенствование схем расположения бурового оборудования в блоках позволило спроектировать мобильные модули, при транспортировке которых используются серийные полуприцепы. При этом разработанные модифицированные узлы креплений рам блоков ис-

ключают их деформацию и разрушение, что обеспечивает существенное сокращение затрат времени <на проведение модулей в транспортное положение при демонтаже. В основе модульного исполнения установки лежат следующие решения:

1) насосный блок серийной установки расчленен на два мобильных модуля;

2) блок приготовления бурового раствора снабжен гидроперемешива-телем и гидроэлеватором для обеспечения эффективного смешения и подачи ' бурового раствора и его компонента в систему циркуляции установки;

3) блок регулируемых вибросит монтируется на основании буровой вышки для предотвращения изменения уровней наземной циркуляционной системы и вышечного блока при передвижке.

Аналогичные эффективные разработки предложены для совершенствования буровой установки по ремонту и восстановлению скважин АРБ-100. Установлено, что модифицированные модульные установки позволяют сократить время и затраты материалов при передвижках как в пределах кустовой площадки, так и между кустами скважин, что позволило уменьшить общую площадь под основания модулей.

Исследованы и предложены компоновки породоразрушающего инструмента пологих и горизонтальных участков стволов скважин с применением долот зарубежных фирм «Хьюз Кристенсен» и DBS. Наибольший эффект достигается с использованием породоразрушающего инструмента типа 8 14 АТМ-11Н и S-84 F. Применение модернизированных отклоняющих устройств типа ДМШО-195 позволило повысить надежность работы КНБК при корректировке траектории скважины за счет обеспечения его безотказной работы в течении периода, сравнимого с временем отработки на забое долот зарубежного производства.

С целью разработки комплексной технологии обработки приствольной части скважины на стадии углубления забоя рассмотрена возможность при-

менения физико-химической кольматации для изоляции водонасыщенных зон. В результате исследований сформулированы следующие требования к применяемым технологиям и химическим реагентам: вязкость водоизоляци-онного состава не должна существенно превышать значение вязкости флюида призабойной зоны пласта; время закачки и продавливания состава не должно превышать времени устойчивости периода стенок ствола скважины; технология обработки ПЗП должна быть совместима с процессом бурения.

В большей степени перечисленным требованиям удовлетворяют технологии применения составов на основе жидких продуктов пиролиза углеводородного сырья многотоннажного отхода нефтехимического производства. Рассмотрены физико-химические основы применения тяжелой смолы пиролиза ( на основе работ Магарила Р.З., Некозыревой Т.Н. и др.). Предложено для сохранения естественной проницаемости нефтеносного пласта с высокой реликтовой водонасыщенностыо предварительно в ПЗП закачивать смесь безводного хлористого алюминия с тяжелой смолой пиролиза нефтяного сырья. Предварительное связывание остаточной воды и ее удаление из ПЗП предотвращает взаимодействие водоизоляционных реагентов, образование закупоривающего материала в нефтенасыщенной зоне и обеспечивает сохранение фильтрационной характеристики продуктивного горизонта, что особенно важно в начале эксплуатации скважины. Проведено внедрение комплексной технологии, основанной на данном способе, при обработке ПЗП на 23 добывающих скважинах (Самотлорское, Мегионское и др. месторождения Западной Сибири).

В пятом разделе диссертационной работы рассматриваются вопросы комплексного подхода к решению проблемы изоляции водопритоков, позволяющего на основании трассерных исследований выбирать оптимальное расположение пологих и горизонтальных скважин и зону технологического воздействия при разработке водонефтяных залежей.

Одним из путей достижения рентабельности нефтедобычи в сложных

геологических условиях является формирование системы разбуривания месторождений из горизонтальных и пологих скважин. Но их применение при разработке многослойных и неоднородных продуктивных залежей зачастую не обеспечивает проектное значение коэффициента нефтеизвлечения. Одной из причин этого является отсутствие процедуры оптимизации направления и длины ствола скважины. Для решения этой задачи нами предлагается с применением трассерных исследований определять положение сети гидродинамически связанных каналов аномально низкого фильтрационного сопротивления. Для проведения опытно-промышленных работ по закачке искусственных индикаторов на объекте ЮС| Западно - Асомкинского месторождения выбраны два участка с нагнетательными скважинами 147 и 173. Анализу проб подвергнут практически весь объект ЮС], представленный 16 обводняющимися добывающими скважинами.

Анализ интерпретации закачки трассера на участке со скв. 147 показывает, что в 7 добывающих скважинах обнаружены поступления трассера в течении 3,2 - 48,1 часа с момента его закачки. Расстояния от скв. 147 до этих скважин колеблются от 300 до 2300 метров. При этом скорости прохождения индикатора по пласту к этим 7 скважинам варьируют в довольно широком диапазоне: 16,3-179,7 метров в час. Скорости прохождения части закачиваемой воды, меченной индикатором РА, значительно (в 1000 раз) превышают характерные скорости фильтрации воды в поровом коллекторе терригенного типа.

Анализ интерпретации закачки трассера ФН на участке со скв. 173 показывает, что из исследуемых 16 скважин в 4 из них обнаружено поступление индикатора в течении 5,3 - 39,3 часа с момента его закачки. Расстояние от нагнетательной скважины 173 до скважин, в которые поступил трассер, колеблется от 375 м до 1175 м. Скорости прохождения индикатора по пласту к этим скважинам варьируют в широком диапазоне - 29,9 - 100,0 м/час, ко-

торые существенно превышают характерные скорости фильтрации в поровом коллекторе.

Это свидетельствует о наличии в пласте разветвленной сети аномально высокопроницаемых каналов фильтрации (или низкого фильтрационного сопротивления - НФС), которые существенно влияют на снижение коэффициентов охвата заводнением и нефтеизвлечсния. Проницаемость каналов НФС по направлениям к добывающим скважинам на 3-4 порядков выше средне-пластового значения.

Аналогичные исследования проведены на Урьевском, Мыхпайском и др. местоорждениях региона, но наиболее представительные результаты получены при проведении индикаторных исследований Ершового месторождения на двух участках в восточной части объекта ЮВ1 Ершового месторождения.

Выбранные участки находятся в характерных зонах разработки объекта ЮВ1 и представлены рядной системой заводнения. Опытный участок с нагнетательной скв. 3105 охватывает 65 добывающих скважин, а на участке с нагнетательной скважиной 3122 расположена 51 добывающая скважина.

Анализ проб жидкости на присутствие двух трассеров проводился по всем 116 скважинам. Интерпритация результатов закачки трассера на участке с нагнетательной скв. 3105 объекта ЮВ| показывает, что в 30 из них обнаружено поступление трассера в течение 43-47 часов с момента его закачки. При этом скорости прохождения индикатора по пласту варьируют в широком диапазоне от 25,6 до 111,0 м/час. Скорости прохождения части закачиваемой воды, меченой индикатором, значительно (в 800-3000 раз) превышают характерные скорости фильтрации воды в поровом коллекторе терригенного типа.

Интерпритация индикаторных исследований на участке объекта ЮВ1 со скв. 3122 показывает, что из исследуемых 116 добывающих скважин в 33 из них обнаружено присутствие индикатора в течение 17-166 часов с момента его закачки. Скорости прохождения части закачиваемой воды, меченной

индикатором, находятся в широком диапазоне и изменяются от 5,2 до 74,3 м/час, которые существенно превышают (в 200-2000 раз) характерные скорости фильтрации воды в поровом коллекторе терригенного типа.

В результате аналитических исследований установлено, что происхождение высокопроницаемых каналов в пласте на поздней стадии их разработки изучено слабо.

Данные индикаторных и аэрофотокосмических исследований показывают на тесную взаимосвязь преимущественного распределения трассера по пласту и направленность лениаментов, являющихся индикаторами флексурно - разрывных или динамо -напряженных зон осадочного чехла. В этой связи на основе ручейковой теории вытеснения нефти водой Р.И. Медведского нами предложена гипотеза, что одной из причин, обуславливающих образование каналов НФС, является существование динамо - напряженных зон осадочного чехла. Создание избыточных градиентов давления при разработке залежей, а также создание глубоких депрессий при освоении скважин приводит к разрыву напряженных зон коллектора и образованию трещиноватости. Дальнейшая разработка объектов заводнением вызывает размыв слабосце-ментированных и рыхлых пород, находящихся в зонах лениаментов, и выносу их из пласта, что существенно увеличивает объемы каналов НФС и сказывается отрицательно на коэффициент нефтеизвлечения.

Совместно с A.C. Трофимовым установлено, что продуктивность добывающих скважин, имеющих гидродинамическую связь с флексурно-разрывными нарушениями объекта разработки на 40% и более выше средней по месторождению. Но поскольку в этих зонах находятся каналы проницаемостью 30-500 мкм2, то происходит интенсивное обводнение. Производимые водоизоляционные работы в указанных скважинах низкоэффективны, т.к. протяженность каналов НФС на несколько порядков выше радиуса обработки приствольной части нефтяных скважин. Для снижения темпа обводнения необходимо воздействия тампонирующими системами через нагнетательные

скважины с очень высокой степенью тампонирования проницаемых горизонтов. Альтернативой данному методу увеличения нефтеотдачи является строительство добывающих скважин в зонах, имеющих низкую гидродинамическую связь с каналами НФС.

В этой связи предлагается на основании проведенных промысловых и аналитических исследований следующая схема комплексного подхода повышения нефтеотдачи водонефтяных залежей.

1. Первоначальное воздействие на пласт необходимо производить через нагнетательные скважины тампонирующими системами для изоляции каналов НФС. Выбор обрабатываемых нагнетательных скважин определяется положением области максимальной концентрации флексурно - разрывных нарушений и динамо -напряженных зон, которая определяется по данным трассерных и аэрофотокосмических исследований.

2. Обработка призабойных зон с целью интенсификации добычи нефти должны вестись на добывающих скважинах, забои которых расположены на значительном удалении от флексурно - разрывных нарушений и динамо -напряженных зон.

3. Работы по водоизоляции на добывающих скважинах, забои которых расположены вблизи трещин, должны производиться только после тампонирования каналов НФС.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. По результатам исследований аналитических решений о притоке пластовых жидкостей к горизонтальным участкам добывающих скважин: разработан теоретически обоснованный гидродинамический метод ограничения притока подошвенных вод в горизонтальные скважины; установлены оптимальные параметры геометрии ствола пологих и горизонтальных скважин при эксплуатации коллекторов с большой послойной и зональной неоднородностью по проницаемости и с глинистыми пропластками.

На их основе разработаны способы изоляции пластовых вод в многозабойных горизонтальных скважинах (Патент РФ по заявкам №№ 98107025, 99105221).

2. На основе анализа геолого-технологических условий фактической реализации сложных профилей при строительстве наклонно направленных скважин на месторождениях Западной Сибири разработана методика расчета пологих и горизонтальных профилей, позволяющая оптимизировать пространственную траекторию с любым количеством и порядком следования характерных интервалов с учетом ограничений, накладываемых процессами направленного бурения и эксплуатации пласта.

3. На основе промысловых исследований гидродинамического состояния сложнопостроенных нефтяных залежей предложена схема комплексного подхода обоснования системы разбуривания пологими и горизонтальными скважинами и повышения эффективности изоляции водопритоков:

- с применением индикаторных исследований выявляются области флексурно-разрывных нарушений, динамонапряженных зон и каналы низкого фильтрационного сопротивления;

- интервалы вскрытия продуктивных пластов добывающими скважинами располагают на максимально возможном удалении от флексурно-разрывных нарушений, динамонапряженных зон и каналов низкого фильтрационного сопротивления;

- при вскрытии пологими и горизонтальными скважинами указанных зон производить предварительную закачку тампонирующих систем через нагнетательные скважины с последующей селективной водоизоляцией нефте-водонасыщенной приствольной части добывающей скважины.

4. На основе результатов экспериментальных исследований предложено использовать состав на основе пиролиза углеводородного сырья для формирования гидрофобного изоляционного экрана в водонасыщенных пластах.

Разработаны рецептуры и технологии применения при заканчивают и эксплуатации добывающих скважин (A.c. № 18052210, патент РФ 2097528).

5. Созданы, испытаны и применены научно-обоснованные технико-технологические решения, определенные целыо и задачами работы:

5.1. Компьютеризированная система контроля режима бурения и траектории скважины на основе ЗИС-4М1 и комплекса по сбору и обработке данных процесса направленного бурения (с ее применением достигнута максимальная глубина по вертикали 3450 м на скв. 20502 Восточно-Уренгойского месторождения).

5.2. Усовершенствованные с применением модульного принципа буровые установки БУ-3000 ЭУК (5 шт.). Освоены в ОАО «СпецУБР» г.Нижневартовск с экономическим эффектом 4300 тыс. руб. (до 1997 г.).

5.3. Комплекс информационно-измерительных средств и специальных забойных устройств, позволяющих повысить эффективность направленного бурения и углубления забоя скважин вращательным способом (A.c. №№ 1208175, 1470944, 1457479, 1799047).

5.4. Система бурового раствора, включающая экологически чистые биополимеры (Эскафан), предназначенная для вскрытия горизонтальным стволом и сохранения фильтрационных свойств нефтяного пласта.

6. Результаты теоретических и экспериментальных исследований легли в основу нормативных документов ОАО СпецУБР (г.Нижневартовск), ОАО Нижневартовскбурнефгь, АО Нижневартовскнефтегаз по технологии бурения и заканчивании пологих и горизонтальных скважин, проектов на строительство скважин при разработке Ван-Еганского, Ват-Еганского, Кальчин-ского, Кошильского, Малочерногорского, Самотлорского, Южного и Черногорского месторождений с экономическим эффектом 2921,8 тыс. руб. (до 1999 г.).

Основные положения диссертации опубликованы в следующих печатных работах:

1. Грачев С.И., Кулябин Г.А., Черепанов В.А. Устройство для регулирования величины гидродинамического давления, возникающего в столбе промывочной жидкости под валом турбобура // Нефть и газ Западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки. Тез. докл. Всесоюзн. науч.-практ. конф. - Тюмень : ТюмИИ, 1985. - С. 48.

2. Кулябин Г.А., Грачев С.И. Повышение показателей бурения путем регулирования гидродинамической составляющей мощности буровых насосов. Сб. науч. тр. - Тюмень : ЗапСибНИГНИ, 1986. - С. 59-63.

3. Грачев С.И., Кулябин Г.А. О моделировании динамического взаимодействия нижней части бурильного инструмента с потоком бурового раствора// НТЖ. Известия вузов. Нефть и газ. - Баку, 1987. - № 3 - С. 19-23.

4. Грачев С.И. Стенд для исследования процесса динамического взаимодействия бурильного инструмента с потоком промывочной жидкости. -Тюмень : ЦНТИ, 1987. - № 117. - 4 с.

5. Грачев С.И., Кулябин Г.А. Регулятор колебаний гидродинамического давления. - Тюмень : ЦНТИ, 1987. - № 95. - 4 с.

6. Грачев С.И. Эффективность бурения с применением турбобуров и гасителей колебаний потока промывочной жидкости // Нефть и газ Западной Сибири. Тез. докл. Всосоюз. научн.-техн. конф. - Тюмень : ТюмИИ, 1989. -С. 27-28.

7. Грачев С.И. О возможности снижения колебаний гидродинамического давления при турбинном бурении // Повышение эффективности я качества проводки глубоких разведочных скважин в аномальных геологических условиях. Тез. докл. науч.-практ. конф. - Красноярск, 1989. - С. 95.

8. Грачев С.И. Определение эффективных условий бурения с применением регуляторов гидродинамического давления. - М.: ВИНИТИ, 1989. - № 377-В89. - 4 с.

9. Грачев С.И., Калюжный Н.В. Анализ показателей турбинного бурения на Самотлорском месторождении // То же, 4 с.

10. Грачев С.И., Гречин Е.Г., Пахнев В.Н. Применение усовершенствованной диаграммы НТС для оперативного выбора турбобура, насадков долот и расхода промывочной жидкости // Проблемы освоения энергетических ресурсов Западно-Сибирского нефтегазового комплекса. Сб. науч. тр. - Тюмень: ТГУ, ТюмИИ, 1989. - С. 73-78.

11. Грачев С.И., Мустафин Л.Я. Гидроиипульсные устройства для кольматации пластов п процессе бурения // Вопросы бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений. Сб. науч. тр. - Тюмень : ТюмИИ, 1989. -С. 21-25.

12. Грачев С.И. Совершенствование технологии селективного ограничения водопритоков в добывающие скважины // Нефть и газ Западной Сибири. Тез. докл. междунар. науч.-практ. конф. -Тюмень, 1993. - С. 59-60.

13. Кулябин Г.А., Савиных Ю.А., Грачев С.И. регулирование гидродинамической составляющей мощности при бурении с гидравлическими забойными двигателями // Основные направления научно-исследовательской работы в нефтяной промышленности Западной Сибири. Сб. науч. тр. СибНИ-ИНП,-Тюмень, 1994.-С. 152-161.

14. Грачев С.И., Бобков Б.В., Кононенко А.А. Совершенствование технологии обработки призабойной зоны нефтеводонасыщенных пластов // Комплексное освоение нефтегазовых месторождений Юга Западной Сибири. Тез. докл. Всеросс. научн.-практ. конф. - Тюмень : ЗапСиббурНИПИ, 1995. -С. 25.

15. Сехниашвили В.А., Туршиев А.П., Грачев С.И. и др. Улучшение условий первичного вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения // То же, с. 32.

16. Гаврилов Е.И., Грачев С.И. Совершенствование монтажа буровой установки БУ-3000 ЭУК в модульном исполнении. - Тюмень : ЦНТИ, 1995. -№ 16-95.-3 с.

17. Грачев С.И., Гаврилов Е.И., Кузнецова Т.А., Кузнецов В.А. Методика оптимизации траекторий горизонтальных и наклонных скважин // тез. докл. междунар. науч.-метод. конф. - Ивано-Франковск: ИФ ГТУНГ, 1995. -С. 132.

18. Грачев С.К, Гаврилов Е.И., Кузнецова Т.А., Кузнецов В.А. Совершенствование проектирования и технологии горизонтального бурения Нижневартовским СпецУБР в условиях Западной Сибири // Научно-технические проблемы Западно-Сибирского нгефтегазового комплекса. Межвуз. сб. науч. тр., Том 1.-Тюмень : ТюмГНГУ, 1995.-С. 144-147.

19. Грачев С.И., Куксов А.К., Гаврилов Е.И. Повышение продуктивности скважин путем комплексного решения проблем вскрытия и разобщения пластов // Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. Тез. докл. междунар. науч.-техн. конф. - Тюмень : ТюмГНГУ, 1996. - С. 100-101.

20. Грачев С.И., Савиных Ю.А., Гаврилов Е.И. Регулирование гидродинамических характеристик при бурении наклонно-направленных скважин //Тоже.-С. 51-52.

21. Гаврилов Е.И., Грачев С.И. Компьютеризированная система оперативного контроля режима бурения и траектории ствола скважины // То же. -С. 26-27.

22. Савиных Ю.А., Грачев С.И. Широкополосный акустический фильтр для буровых установок // То же. - С. 29-30.

23. Грачев С.И., Трофимов A.C., Цыпин И.В., Беляев В.А. Определение рациональных технологий ограничеия водопритока и повышения нефтеотдачи методом индикаторных исследований // То же. - С. 102-103.

24. Трассерные исследования Урьевского местоорждения / A.C. Трофимов, C.B. Гусев, С.И. Грачев и др. - НТЖ. Известия вузов. Нефть и газ. -Тюмень : ТюмГНГУ, 1997. - № 6. - С. 71.

25. Сохошко С.К., Грачев С.И. Гидродинамический метод ограничения притока подошвенных вод в нефтяную скважину. - То же. — С. 25.

26. Грачев С.И., Шульгина H.IO. Совершенствование изоляционных технологий при строительстве и ремонте горизонтальных нефтяных месторождений на поздней стадии их эксплуатации. — То же. — С. 38.

27. Грачев С.И., Трофимов A.C., Беляев В.А. Оценка влияния осадко-образующих систем на разработку пласта ЮВ i Ершового месторождения на основе трассерных исследований // Материалы III междунар. конф. по химии нефтей. - Томск : РАН, ИХН, 1997.

28. Макаренко В.Д., Грачев С.И., Прохоров H.H. и др. Сварка и коррозия нефтегазопроводов Западной Сибири. - Киев : Наукова думка, 1996. -548 с.

29. Шульгина Н.Ю., Вяхирев В.И., Грачев С.И. Физико-химическая кольматация проницаемых пластов в процессе углубления забоя // Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений ЗападноСибирского региона. Тез. докл. науч.-практ. конф. - Тюмень : ЗапСибГаз-пром, 1997.-С. 42-43.

30. Грачев С.И., Трофимов A.C., Гаврилов Е.И. Повышение эффективности строительства и эксплуатации горизонтальных скважин путем математического моделирования и проведения индикаторных исследований нефтяных месторождений // НТЖ. Известия вузов. Нефть и газ. - Тюмень, 1998. -№4.-С. 55-59.

31. Грачев С.И., Трофимов A.C., Гаврилов Е.И. Совершенствование разработки нефтяных месторождений и горизонтального бурения с применением моделирования и индикаторных исследований // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий. Тез. докл. Всеросс. науч.-практ. конф. - Тюмень : ТюмГНГУ, 1998. - С. 8-12.

32. Беляев В.А., Чайка С.Е., Грачев С.И. Оптимизация динамических нагрузок погружного нефтепромыслового оборудования // То же. - С. 68-69.

33. Козодеев С.А., Веслополов П.А., Грачев С.И. Методика расчета интенсивности пространственного искривления фактической траектории скважин // НТЖ. Известия вузов. Нефть и газ. - Тюмень : ТюмГНГУ, 1998. - № 5. -С. 53-59.

34. Сохошко С.К., Грачев С.И. Разработка водонефтяных зон горизонтальными многозабойными скважинами // НТЖ. Известия вузов. Нефть и газ. -Тюмень : ТюмГНГУ, 1999. - № 1. - С. 9-13.

35. Трофимов A.C., Скворцов C.B., Грачев С.И. и др. Обобщение результатов ПЗП спирто-кислотными составами // Добыча, подготовка и транспорт нефти и газа: Тезисы докладов междунар. науч.-практ. конф. - Томск: ИХН СО РАН, 1999. - С. 95-96.

36. Трофимов A.C., Скворцов C.B., Грачев С.И. и др. Анализ эффективности ОПЗ на юрских отложениях // То же. - С. 96-98.

37. Трофимов A.C., Скворцов C.B., Грачев С.И. и др. Комплексное воздействие на пласт ЮВ | Ершового месторождения // То же. - С. 98-100.

38. Гринев В.Ф., Грачев С.И., Сохошко С.К, Бурение многозабойных скважин при разработке нефтяной водоплавающей залежи // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Тезисы докладов междунар. науч.-техн. конф.-Тюмень : Газпром, ЗапСибГазпром, 1999.- С. 28.

39. Грачев С.И. Комплексный подход к выбору технических средств для строительства дополнительных стволов скважин // То же. - С. 29.

40. Грачев С.И., Гринев В.Ф., Сохошко С.К. О влиянии расположения горизонтального ствола на динамику обводнения скважин //То же,- С.68-69.

41. Гринев В.Ф., Грачев С.И. Проблемы разработки Самотлорского месторождения горизонтальными скважинами//То же. - С. 71.

42. Сохошко С.К., Гринев В.Ф., Грачев С.И. Направленный гидроразрыв в многозабойных горизонтальных скважинах //То же. - С. 72.

43. Грачев С.И., Гринев В.Ф. Особенности проектирования дополнительных горизонтальных стволов добывающих скважин //То же. - С. 33.

44. Телков А.П., Грачев С.И., Сохошко С.К., Краснова T.JI. Особенности разработки нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. -Тюмень : изд-во НИПИКБС, 1999.-305 с.

45. Грачев С.И. Проектирование глубоких многоствольных скважин нефтяных залежей с подошвенной водой //Критерии оценки нефтегазоносно-сти ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ: КамНИИКИГС, 2000. - С. 245.

46. Грачев С.И. Регулирование обводнения многозабойной горизонтальной скважины // То же. - С. 246.

47. Грачев С.И. Особенности применения горизонтального бурения в сложных горно-геологических условиях месторождений Нижневартовского региона // там же. - С. 247.

48. Грачев С.И., Гаврилов Е.И. Повышение надежности эксплуатации системы контроля параметров траектории глубокой скважины // То же. - С. 248-249.

49. Грачев С.И., Сохошко С.К. Оптимизация траектории добывающих скважин в интервале продуктивного пласта с учетом его анизотропии //НТЖ. Известия вузов. Нефть и газ. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2000,- № 2.- С. 49-51.

50. A.c. 1208175 СССР, МКИ Е21В 21/00. Стенд для исследования динамических характеристик бурильного инструмента и потока промывочной жидкости / Г.А. Кулябин, С.И. Грачев. - №3794231/22-03; Заявлено 25.07.84; Опубл. 30.01.86. Бюл. № 4. - 4 с.

51. A.c. 1457479 СССР, МКИ Е21В 4/10. Устройство для вращательного бурения скважин /Г.А. Кулябин, К.Н. Харламов, С.И. Грачев. - № 40 80832/22-03; Заявлено 23.06.86. - 4 с. (для служебного пользования).

52. A.c. 1799047 СССР, МКИ Е21В 4/10. Гидроимпульсное резонансное устройство для вращательного бурения /С.И. Грачев, Ю.С. Кузнецов, В.Н.

Пахнев, Г.Б. Хаиров. - № 4868572/03; Заявлено 25.09.90. - 4 с. (для служебного пользования).

53. A.c. 1470944 СССР, МКИ Е21В 47/06. Способ контроля гидродинамического давления промывочной жидкости внутри бурильного инструмента в процессе бурения / Ю.А. Савинных, С.И. Грачев. - № 4250177/22-03; Заявлено 25.03.87; Опубл. 07.04.89. Бюл. № 13. - 6 с.

54. A.c. 1805210 СССР, МКИ Е21В 33/138. Способ селективной изоляции притока пластовых вод / Р.З. Магарнл, Ю.С. Кузнецов, С.И. Грачев и др. - № 4954449/03; Заявлено 31.05.91; Опубл. 30.03.93. Бюл. № 12. - 6 с.

55. Способ обработки призабойной зоны нефтяной скважины //Патент РФ 2097528 от 11.04.95./Грачев С.И., Кузнецов Ю.С, Пазин А.Н, Гаврилов Е.И.

Соискатель

С.И. Грачев

Подписано к печати ^.Ш. Заказ № £<f Тираж 100 экз.

Уч. Изд. л.JJY Усл. Печ. л.

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Отдел оперативной полиграфии, 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38