На 01.01.2000 года на Онбийском
месторождении пробурено 18 и пущено в эксплуатацию 17 горизонтальных скважин,
что составляет 9,4% от действующего
фонда скважин Онбийского месторождения (180 скважин). За 1998 год по
горизонтальным скважинам добыто 43753 тонны нефти, что составляет 13,8% от
общей добычи нефти по Онбийскому месторождению (316970 тонн нефти).
Всего, с начала пуска, по
горизонтальным скважинам добыто 112644 тонны нефти. Дополнительная добыча нефти
с начала эксплуатации по горизонтальным скважинам составила 52938 тонн нефти, с
учетом базового дебита по окружающим скважинам.
14 скважин Онбийского месторождения были
пробурены на кизеловский и упинский горизонты турнейского ярус, из них одна
скважина 11472г пробуренная по турнейскому ярусу работает с высоким процентом
воды после проведения кислотной
обработки пласта. Скважина 11350г пробурена по турнейскому ярусу в конце 1998
года и в эксплуатацию не пущена. Практически нулевой эффект получен по 3
горизонтальным скважинам пробуренным по башкирскому ярусу (скважины 11562г,
11483г, 13401г), что не оправдывает бурения горизонтальных скважин на башкир и
требует дополнительного изучения коллекторов башкирского яруса, в связи с чем с
1995 года бурение на башкирский ярус было прекращено.
В 1996-1996 годах ТОО «ЦСМРнефть» был проведен комплексный
анализ критериев наиболее рационального выбора профиля и расположения
горизонтальных скважин по турнейскому ярусу 9 участка Онбийского месторождения[3].
В работе были проанализированы данные эксплуатационных характеристик ранее
пробуренных горизонтальных скважин, проведена переинтерпритация кернового и
геофизического материала по разведочным скважинам, построены карты полей
энергии отраженных волн, выделены разуплотненные и плотные зоны турнейского
яруса и определены зоны трещиноватости методом аэрокосмогеологических
исследований. На основании этой работы были разработаны предложения и
рекомендации по наиболее эффективному разбуриванию и размещению горизонтальных скважин на 9
участке Онбийского месторождения:
n
Наиболее изученной является центральная часть участка,
вскрытая разведочными скважинами 565, 582, 583, 584. В западной части участка
пробурена единственная разведочная скважина 250, в которой проведен
ограниченный комплекс геолого-промысловых исследований. Северо-восточная часть
оконтурена лишь по данным сейсморазведочных работ, и ее можно рассматривать как
район возможного прироста запасов.
n
Горно-геологическая характеристика 9 участка,
идентичная характеристике других участков Онбийского месторождения, успешно
эксплуатируемых горизонтальными скважинами, благоприятна для осуществления
горизонтального бурения.
n
Эффективность горизонтальных скважин в карбонатных
породах в значительной степени зависит от характера распространения трещиноватости.
Трещинная проницаемость, определенная по промысловым данным, играет
существенную роль в фильтрационных свойствах карбонатных коллекторов 9 участка.
По данным АКГИ, ВСП, керна и геологопромысловым данным на участке развита
мегатрещиноватость, ориентированная в субмеридиональном и северо-восточном
направлениях (азимут последнего 65-70°), и
мезотрещиноватость (оперяющая, более низкого ранга), ориентированная в
субмеридиональном и северо-западном направлениях.
n
Опыт разбуривания горизонтальными скважинами
Онбийского и других месторождений данной тектонической зоны показывает, что
скважины, пробуренные в зонах мезотрещиноватости, дают значительное повышение
дебита нефти. Наибольший эффект достигается тогда, когда горизонтальная часть
ствола пересекает оперяющие трещины под углом менее 90°.
n
Результаты проведенного анализа с привлечением
геолого-технологических, геофизических материалов и данных эксплуатации ГС
подтверждают существование зависимости дебита ГС от длины горизонтальной части
ствола, вскрытой толщины продуктивных пластов и углов встречи ствола скважины с
продуктивным пластом.
n
Наиболее оптимальной на данном этапе строительства ГС
на Онбийском месторождении является длина горизонтального участка ствола,
равная 300 м.
n
Резкий рост дебита нефти ГС наблюдается при увеличении
толщины наиболее нефтенасыщенных интервалов по кизеловскому горизонту до
12-13м., а затем отмечается его снижение (по результатам анализа шлама при
бурении горизонтальных скважин и керна, черепетские отложения турнейского яруса
представляют собой слабо нефтенасыщенные,
углистые известняки.)
n
Оптимальный угол встречи ствола скважины с
продуктивным пластом составляет 3-5°.
В 1997-1998 годах пробурены и пущены в
эксплуатацию наклонные и горизонтальные скважины пробуренные в купольной части
турнейского яруса 9 участка, заложенные с учетом рекомендаций ТОО
«ЦСМРнефть», в том числе первые 3 скважины с двумя горизонтальными стволами
на турнейский ярус, (скважины № 11321г, 11443г, 11309г). Средний дебит на 1
скважину по ним составил 16,1 т/сут (по окружающим 4,7 т/сут), что в 3,4 раза
выше дебита окружающих.
При рассмотрении характеристик работы
скважин 9 участка видно, что с максимальным дебитом по нефти работают горизонтальные скважины
пробуренные на пересечение зон низкой энергии (разуплотненные породы) и
разрывных нарушений, скважины 11298г и 11443г. Скважина 11308, имеющая открытый
наклонный ствол по кизеловскому горизонту
и 1,5 м. ствола по упинскому горизонту, пробуренная в зону низкой
энергии работает с дебитом 6,1 т/сут тогда как горизонтальная скважина с двумя
стволами 11309г имеет текущий дебит 3,3 т/сут нефти.
Одной из возможных причин большого
разброса текущих дебитов горизонтальных скважин
пробуренных по турнейскому ярусу (от 1,1т/сут до 37.1 т/сут) при
примерно одинаковой длине горизонтального ствола и вскрытоу мощности, является основание заложения горизонтального
ствола скважины. К сожалению, целенаправленная работа по выделению
разуплотненных зон с помощью
аэрокосмогеологических и др.
исследований ранее по Онбийскому
месторождению не проводилась, но необходимость ее явно напрашивается.
