АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ РАДИАЛЬНОГО БУРЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЗАЛЕЖИ БШ КОКУЙСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Кокуйское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на платформенной части Пермского края в пределах Верхнекамской впадины. Башкирская нефтяная залежь (C₂b) представлена карбонатными коллекторами средней и низкой проницаемости со средним значением пористости – 14,2%, проницаемости – 0,027 мкм². При этом залежь характеризуется незначительной вязкостью нефти – 1,41 мПа^.с с высоким газосодержанием – 110 м³/т. Эксплуатационный объект Бш эксплуатируется с 1965 года и на настоящий момент находится на 3 стадии разработки. Обводненность добывающих скважин составляет в среднем порядка 59%.

В последние годы для месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (Татарстан, Пермский край, Удмуртия) эффективным методом повышения нефтеотдачи признается радиальное бурение (РБ). Радиальное бурение является значительно менее затратным методом, чем гидроразрыв пласта (ГРП) и накладывает меньшие в сравнение с ГРП условия к качеству крепления скважин. Технология радиального бурения позволяет задействовать не дренируемые пропластки повышая количество извлекаемой нефти, причем в карбонатных коллекторах РБ показывает лучшую эффективность, чем соляно-кислотная обработка (СКО), особенно в части длительности технологического эффекта [1]. При этом средний прирост дебита для технологии РБ больше на 43% по сравнению с СКО [2].

Геолого-гидродинамическое моделирование для оценки эффективности РБ имеет высокую неопределенность в части физического обоснования взаимодействия (сообщаемости) радиальных каналов с продуктивным пластом. Поэтому для оценки эффективности радиального бурения на практике нашли применение статические модели, построенные по обобщенным промысловым данным. В работе [3] для залежей пласта Бш Пермского края обосновано применение такой статической модели, из рисунка 1 видно, что такая модель точнее определяет среднесуточный дебит в первый год после мероприятия, чем стандартная гидродинамическая.

Рисунок 1. Распределение погрешностей оценки среднесуточного прироста дебита нефти для залежей Бш в первый год после РБ

1 – гидродинамическая модель; 2 – статическая модель [3]

На объекте Бш Кокуйского месторождения было выбрано 3 скважины кандидата для проведения радиального бурения: скважины 723, 1157, 1737. По статической модели рассчитали начальный прирост дебита, время эффекта от мероприятия (рисунок 2) и накопленная дополнительная добыча нефти. Результаты расчетов представлены в таблице 1. Из расчетов следует, что метод РБ в целом является эффективным для рассмотренных скважин, причем внедрение РБ целесообразно начинать со скважин 1157 и 1737, затем после оценки результатов – на скважине 723.

Рисунок 2. Динамика падение прироста дебита после проведения РБ на скважинах 723, 1157, 1737

Таблица 1.

Параметры эффективности проведения радиального бурения

Таким образом, применение технологии радиального бурения на карбонатных эксплуатационных объектах Пермского края позволяет стабилизировать добычу на залежах с остаточными запасами нефти. Технология РБ дает возможность добычи не дренируемых ранее запасов нефти без значительных капитальных затрат на бурение дополнительных скважин.