Методика разведки и оконтуривания нефтяных залежей при помощи бурения многоствольных скважин
Г.П. ОВАНЕСОВ
Большинство известных нефтяных месторождений приурочено в основном к двум типам складок: к брахиантиклинальным и куполовидным структурам с более или менее крутыми углами падения слоев на крыльях и поднятиям платформенного типа с очень пологими углами падения слоев.
Кроме того, нефтяные месторождения бывают приурочены к естественным резервуарам особого (не тектонического) типа, а именно к рифовым сооружениям, отличающимся весьма крутыми склонами.
Залежи нефти, приуроченные к резко выраженным структурам и рифам, обычно имеют высокие этажи нефтеносности, измеряющиеся сотнями метров (иногда даже более 1000 м), и сравнительно малые площади нефтеносности.
Залежи нефти пологих структур платформенного типа имеют этажи нефтеносности в пределах десятков метров (в редких случаях около 100 м) и сравнительно большие площади нефтеносности.
При поисках, разведке или оконтуривании перечисленных типов залежей нефти расстояния между разведочными скважинами намечаются в соответствии с предполагаемыми размерами структур и залежей.
В процессе разведочных работ безрезультатные скважины ликвидируются и бурятся новые, расположенные часто на близких расстояниях от ранее пробуренных (на 300-500 м) из опасения попасть за контур залежи.
В то же время наклонно-направленным бурением во многих нефтяных районах уже достигнуты отклонения от вертикали на 300-600 м при глубине до 2000 м.
Таким образом, намечается возможность разведки и оконтуривания залежей, приуроченных к крутым структурам, системой вертикальных и наклонных скважин, так как отклонение стволов в различных направлениях дает возможность вскрыть проектные горизонты на разных глубинах в зависимости от задач разведки.
Особо благоприятные условия для реализации этих возможностей имеют место в рифовой зоне Предуральского краевого прогиба и в полосе развития линейно вытянутых антиклинальных структур его восточного борта (кинзебулатовский тип складок).
Нефтяные месторождения ишимбайского и кинзебулатовского типов характеризуются незначительными размерами по площади. Известные в настоящее время рифовые массивы, сложенные известняками артинского яруса пермской системы, представляют собой погребенные под более молодыми отложениями резко выраженные горы-одиночки типа стерлитамакскнх «шиханов» (Термень-Елгинский, Кусяпкуловский, Столяровский массивы) или группу таких гор-одиночек, связанных между собой узкими перешейками - «седловинами» (Ишимбайская, Казанковская, Карташевская группы массивов).
Высота этих гор-одиночек - массивов -различна и может достигать 1 км и более (Ишимбайские массивы). При этом склоны массивов всегда являются крутыми - до 40-50° и более. К верхним частям массивов, состоящим из пористых и кавернозных известняков и доломитов, приурочены нефтяные и газовые залежи.
Размеры нефтяных залежей также различны: например, залежь Столяровского месторождения имеет длину 800 м и ширину 400 м, другие редко превышают в ширину 1 км при длине до 7-8 км (Ишимбайская группа, Введеновское месторождение и др.).
В связи с большой крутизной склонов и незначительными размерами нефтяных залежей при разведке новых месторождений и при оконтуривании уже открытых разведочные скважины закладываются часто вблизи друг от друга (300-500 м).
Ярким примером тому, как рискованно применять при разведке рифовых массивов большие расстояния между разведочными скважинами, являются разведочные работы на Буранчинской и Столяровской площадях, где серией пробуренных редкой сеткой скважин были пропущены нефтяные залежи и лишь при последующем уплотнении они были выявлены.
Почти то же можно сказать и о месторождениях кинзебулатовского типа. Эти месторождения приурочены к резко выраженным антиклинальным складкам, в которые собраны трещиноватые глинисто-карбонатные породы того же арчинского яруса; складки обычно вытянуты в меридиональном направлении, имеют крутые крылья (до 70°) и большую высоту над смежными синклинальными прогибами. Приуроченные к ним нефтяные залежи имеют длину до 10 км и ширину 800-1000 м и меньше.
При разведке и оконтуривании этих залежей также нецелесообразно применять расстояние между разведочными скважинами более 500-700 м.
В связи с этим в 1956 г. было предложено бурение многоствольных разведочных скважин с. целью поисков залежей ишимбайского и кинзебулатовского типов и их оконтуривания. Сущность этого способа заключается в следующем.
После окончания бурения основного (первого) ствола в случае отсутствия в нем объектов для опробования и при необходимости заложения новых скважин для дальнейшей разведки площади производится бурение дополнительных стволов из основного ствола с расчетом отклонения их от основного на 300-500 м. Зарезка новых стволов производится после установки цементных мостов в предыдущих стволах. Глубина зарезки ниже башмака 12" технической колонны может быть различной, исходя из необходимой величины отклонения нового ствола и глубины залегания проектного горизонта.
Во время бурения дополнительных стволов проводится контроль за азимутом направления и углом искривления стволов путем замеров кривизны инклинометром через каждые 20-50 м, при этом точки замеров даются через каждые 5 м. В случае недостаточности угла искривления или отклонения азимута от заданного принимаются меры по исправлению ствола в соответствии с проектом.
Описанный способ бурения многоствольных разведочных скважин принципиально отличается от ранее известных способов.
От так называемого многозабойного бурения, примененного на Карташевской площади управления Ишимбайнефть и в других районах, он отличается целью бурения. При многозабойном способе бурения дополнительные стволы бурятся для улучшения условий дренажа нефтеносных известняков, т.е. решаются чисто эксплуатационные задачи.
Отличается этот способ также и от наклонно-направленного (двухствольного или кустового) бурения, где бурение каждого ствола начинается с нуля.
Бурение многоствольных разведочных скважин, как указывалось выше, возможно как в специфических геологических условиях Предуральского краевого прогиба, так и в тех районах, где нефтяные месторождения приурочиваются к резко выраженным структурам и где при поисках нефти и оконтуривании залежей нецелесообразны большие расстояния между разведочными скважинами. Кроме того, бурение таких скважин полезно при разведке литологических и некоторых других залежей.
Итак, бурение такого рода может быть применено со значительной экономической эффективностью для решения следующих задач.
1. При поисково-разведочном бурении для обнаружения новых нефтяных залежей ишимбайcкого и кинзебулатовского типов в Предуральском краевом прогибе.
В этом случае вместо ряда (3-4) отдельных разведочных (одноствольных) скважин, расположенных на площади е расстояниями друг от друга 400-500 м, бурится одна многоствольная разведочная скважина, которая, кроме основного ствола, имеет 2-3 дополнительных с отклонением забоев от основного на 400-500 м (если нужно, и более). Одной такой скважиной освещается площадь в 1 км2, т. е. такая же, как и при бурении ряда одноствольных скважин.
2. При оконтуривании уже открытых нефтяных залежей. В этом случае при вскрытии разведочной скважиной законтурной части пласта можно пробурить дополнительный ствол в направлении подъема пласта, вскрыть нефтяную залежь и тем самым уточнить контур нефтеносности без бурения новой скважины (рис. 1).
3. Для определения направления подъема тех или иных опорных горизонтов и вообще элементов залегания горных пород. В этом случае вместо бурения трех самостоятельных скважин можно пробурить одну трехствольную скважину.
4. Оконтуривания литологических залежей, имеющих часто очень затейливые формы и малые размеры нефтеносной площади.
5. Для оконтуривания залежей, приуроченных к пластам с резко изменяющимся литологическим составом, таким, как угленосная свита и в некоторых районах пашийская свита и живетский ярус девона.
При разведке этих залежей, если скважина вскрывает в контуре нефтеносности проектный горизонт, представленный неблагоприятным разрезом, приходится закладывать новые скважины для уточнения границ этих непродуктивных участков. При этом неизбежно бурение ряда пустых скважин. Для ускорения оконтуривания можно из первой неудачной скважины пробурить ряд стволов в разных направлениях и значительно быстрее и экономичнее решить задачу, так как нередко неблагоприятные участки имеют длину не более 1-1,5 км.
С июня 1956 г. предложенный способ бурения практически осуществляется трестом Ишимбайнефть на различных площадях.
На Южно-Введенковской площади пробурена скв. 307, при этом основной ствол оказался за контуром нефтеносности. Дополнительный ствол А, направленный в сторону подъема кровли нефтеносной толщи артинских известняков и отклоненный от основного на 118 м, дал фонтан нефти и был сдан в эксплуатацию. Здесь же пробурена скв. 304, в вертикальном стволе которой промышленно нефтеносного разреза не вскрыто. С целью выяснения положения нефтеносной части рифа пробурены стволы А и Б, из которых ствол Б вскрыл мощную нефтяную часть рифа. Пробурена также скв. 308, и от нее пробурены стволы А и Б.
Таким образом, системой вертикальных и наклонных стволов за короткий срок была оконтурена одна из вершин рифа, причем по существу без пустых скважин (рис. 2).
На Старо-Казанковокой площади пробурена многоствольная скв. 98/54 с основным и двумя дополнительными стволами (А и Б), заложенная с целью прослеживания развития рифового массива в юго-западном направлении и для оконтуривания залежи. Бурением этой скважины выявлено продолжение рифового массива.
На Тереклинской площади закончена бурением многоствольная разведочная скв. 501/61, имеющая основной и три дополнительных ствола (рис. 3). Эта скважина заложена с целью обнаружения нового рифового массива на площади, благоприятно охарактеризованной геофизическими и структурно- поисковыми работами. В результате бурения этой скважины выявлено северное окончание рифового массива.
Данные по пробуренным многоствольным разведочным скважинам приводятся в табл. 1.
Для бурения многоствольных разведочных скважин применяется в основном то же оборудование, что и для бурения обычных вертикальных скважин, а также инструменты и приспособления, применяемые для бурения наклонно-направленных скважин.
Сравнительные технико-экономические показатели двух скважин, пробуренных в начальный период внедрения способа бурения многоствольных разведочных скважин, приведены в табл. 2 и 3.
Пока управлением Ишимбайнефть пробурено 10 стволов из вертикальных скважин, причем средняя экономия по одному пробуренному стволу составляет от 215 до 250 тыс. руб.
При бурении новых скважин необходимы были дополнительные расходы, связанные с производством подготовительных работ, строительством буровой, бурением до интервала забуривания дополнительного ствола, спуском обсадной 12" колонны. При бурении дополнительных стволов указанные выше работы и как следствие расходы, связанные с ними, исключаются.
Безусловно при овладении каждой бригадой технологией проводки наклонно-направленных скважин технико-экономические показатели бурения многоствольных разведочных скважин окажутся более высокими, не говоря уже о полученном большом эффекте по ускорению разведки новых месторождений нефти.
Таким образом, несмотря на небольшой период внедрения нового способа, технико-экономические показатели убедительно показывают преимущество бурения многоствольных разведочных скважин.
Башнефть
|
№ скважин и стволов |
Глубина спуска технической колонны, м |
Глубина зарезки нового ствола, м |
Глубина скважины, м |
Отклонение ствола, м |
Вертикальная поправка, м |
|||
|
на кровлю артинских отложений |
на забой |
|||||||
|
на кровлю Р1 |
на забой |
|||||||
|
98/54 |
325,4 |
|
1363,2 |
62,0 |
74,6 |
3,4 |
4,45 |
|
|
98/54-а |
- |
336 |
1450,0 |
407,0 |
424,2 |
100,5 |
102,9 |
|
|
98/54-б |
- |
340 |
1494,3 |
360,0 |
308,8 |
103,0 |
105,6 |
|
|
501/61 |
290,4 |
- |
1418,1 |
41,0 |
47,0 |
1,5 |
1,7 |
|
|
501/61-а |
- |
306 |
1500,0 |
355,0 |
363,0 |
76,8 |
78,5 |
|
|
501/61-б |
- |
303 |
1468,8 |
368,0 |
397,8 |
94,5 |
101,7 |
|
|
501/61-в |
- |
360 |
1505,2 |
415,5 |
429,0 |
105,6 |
108,98 |
|
|
502/61 |
278,1 |
- |
1467,4 |
102,0 |
108,2 |
8,2 |
8,77 |
|
|
502/61 -а |
- |
310 |
1521,0 |
374,8 |
394,8 |
85,2 |
88,0 |
|
|
307/61 |
219,1 |
- |
1460,0 |
17,6 |
20,6 |
0,3 |
0,4 |
|
|
307/61-а |
- |
248 |
1310,0 |
117,6 |
118,2 |
10,26 |
10,81 |
|
|
104/54 |
324,4 |
- |
1430,6 |
46,5 |
51,6 |
2,0 |
2,2 |
|
|
104/54-а |
- |
370 |
1492,2 |
293,0 |
328,2 |
66,0 |
73,7 |
|
|
308/61 |
317,0 |
- |
1383,5 |
81,0 |
86,0 |
5,3 |
5,8. |
|
|
308/61-а |
- |
350 |
1532,0 |
437,0 |
445,0 |
110.7 |
113,07 |
|
Таблица 2 Многоствольная разведочная скв. 501/61
|
Показатели |
Основной ствол |
Дополнительный ствол „а‘ |
Дополнительный ствол „б“ |
Дополнительный ствол ,в“ |
|
Проходка, м |
1065,7 |
1195,2 |
1165,8 |
1145,2 |
|
Скорость бурения, м/ст.-мес. |
1869,0 |
1732,0 |
1554,0 |
1396,6 |
|
Себестоимость каждого ствола, руб |
1 003 579 |
254 648 |
244 456 |
- |
Таблица 3 Многоствольная разведочная скв. 98/54
|
Показатели |
Основной ствол |
Дополнительный ствол ,а“ |
Дополнительный ствол „б“ |
|
Проходка, м |
1018,5 |
1114 |
1154,3 |
|
Скорость, м/ст-мес. |
1340 |
1569 |
1312 |
|
Себестоимость каждого ствола, руб. |
472 521 |
265 368 |
292 197 |
Отложения: 1-четвертичные; 2-третичные; 3-уфимского яруса; 4- кунгурского яруса; 5-соль артинского яруса; 6-известняки ситчатые нефтенасыщенные; 7-известняки трещиноватые нефтенасыщенные; 8-известняки плотные, нефтенасыщенные; 9-известняки плотные водонасыщенные; 10 - изогипсы кровли артинского яруса; 11-контур нефтеносности.
Рис. 2. Структурная карта Южно-Зведенковской площади.
1 - контур нефтеносности; 2 - скважины и их забои 3 - изогипсы кровли артинского яруса.
Рис. 3. Многоствольная скв. 501 в плане.
