Почему не все добывающие скважины продуктивны

Те, кто занимается бурением добывающих скважин, хорошо знают, что не все проектные скважины по результатам бурения оказываются продуктивными. Часть скважин неизбежно оказывается «сухими», т.е. дающими воду или совсем безприточными. Такие несколько разочаровывающие результаты бурения скважин случаются как на новых слабоизученных месторождениях, так и на месторождениях с казалось бы хорошей геологической изученностью.

Почему так происходит на слабоизученных месторождениях понять легко. Все дело в их слабой изученности. Но вот, что может быть не так на хорошо изученных месторождениях, на месторождениях с уже практически сформированной сеткой скважин? Проблема в некачественной работе геологической службы? Или бурового подрядчика?

Что ж, геологическая служба может сработать некачественно. Также может иметь место и некачественная работа бурового подрядчика. Но часто бывает, что все сработали качественно и максимально эффективно, но нефть по результатам бурения скважины все равно не получена. Либо получена, но не в тех объемах, на которые рассчитывали. Почему так?

Дело в том, что при бурении скважин мы имеем дело с природой. А в природе все довольно непредсказуемо.

Ох уж этот Дюпюи!

Чтобы правильно спрогнозировать ожидаемый дебит скважины нужно спрогнозировать все параметры в районе бурения скважины, влияющие на ее продуктивность. Какие это параметры?

Продуктивность нефтяной скважины зависит от множества факторов. Хорошо известна формула Дюпюи, по которой можно рассчитать дебит скважины. Для псевдоустановившегося режима притока она выглядит так:

Формула Дюпюи для псевдоустановившегося режима

Основные параметры, которые определяют дебит скважины, это – нефтенасыщенная толщина пласта, его проницаемость, создаваемая депрессия и радиус контура дренирования. Допустим, мы знаем свойства нефти (т.е. вязкость и объемный коэффициент). И допустим, что скважина с известным нам радиусом будет пробурена качественно со скин-фактором равным нулю. Остается точно спрогнозировать 4 параметра, чтобы рассчитать ожидаемый дебит жидкости скважины и еще один (обводненность), чтобы получить прогнозный дебит по нефти.

Даже если каждый из этих 5 параметров спрогнозировать с достаточно хорошей точностью (скажем, вероятность точности прогноза каждого параметра будет составлять 80%), то вероятность достижения полученного в результате расчетов дебита новой скважины составит всего лишь порядка 33%. Много это или мало? Скажем так, - я бы свою зарплату на такую вероятность не поставил. Смайлик Даже вероятность угадывания результата подбрасывания монетки составляет 50%.

Что ж, нефтянка – рискованный бизнес. Нефтедобывающие предприятия вынужденно ставят на результаты бурения новых скважин гораздо бóльшие деньги, чем моя зарплата.

Может я слишком сгустил краски?

А не слишком ли пессимистично мы оценили вероятность точности прогноза каждого параметра (80%, напоминаю)? Может быть можно спрогнозировать эти параметры с большей точностью? Тогда и вероятность прогноза дебита скважины будет гораздо точнее, чем 33%.

Что тут сказать. Геологическая служба, конечно, работает над этим, но... Мы имеем дело с природой, напоминаю.

Возьмем, к примеру, мой «любимый» параметр – проницаемость. Это важнейшее свойство пласта, от которого очень сильно зависит дебит скважины. Вот результаты исследования керна на одной из скважин Мишкинского месторождения, одного из крупнейших в Удмуртии.

Результаты исследования керна:
Глубина, м Пористость, д.ед. Проницаемость, мД
1184,50 0,108 4,69
1184,52 0,110 18,6
1184,56 0,108 10,3
1184,58 0,115 27,1

В интервале 8 см проницаемость изменяется на порядок! Отличие между минимальным и максимальным значением проницаемости почти 6 раз. Учитывая, что дебит скважины прямо пропорционален проницаемости пласта, оценка дебита при расчете на ту или другую проницаемость при прочих равных также будет отличаться в 6 раз! Такая крайне высокая неоднородность вносит существенные погрешности при проведении расчетов.

Не намного лучше обстоит дело и с другими параметрами. Высокая неоднородность пластов как по толщине, так и по площади не позволяет спрогнозировать их параметры с приемлемой точностью. Не сильно помогают в прогнозах и данные по окружающим скважинам, и данные по только что пробуренным в этом районе. Высокая степень неопределенности при бурении каждой последующей скважины сохраняется, и неуспешные скважины периодически портят статистику нефтедобывающих предприятий.

 

 

 

 

Читайте также:

Самая дорогая в истории "сухая" разведочная скважина

Риски и неопределенность в нефтяной отрасли. Источники рисков

Многоствольные скважины: развитие технологии

ТОП-5 инноваций в бурении нефтяных скважин

 

 


 

Бурение скважин