CC BY
118
ДОБЫЧА
УДК 622.276
Оценка перспектив применения технологии многостадийного ГРП и выбор оптимального типа заканчивания проектной скважины
И.В. бородич
научный сотрудник ДГСБ1 borodichiv@nipineft.tomsk.ru
Д.Г. Ткачев
Ассистент кафедры ГРНМ ИПР ТПУ2 tkachev@tpu.ru
'ОАО «ТомскНИПИнефть», Томск, Россия Национальный исследовательский Томский политехнический университет, Томск, Россия
Внедрение технологии многостадийного гидравлического разрыва пласта (мГРП) на горизонтальных скважинах является перспективным направлением,поскольку она позволяетувеличить темпы выработки и, как следствие, получить максимальный экономический эффект, а также ввести в разработку ранее нерентабельные запасы. В работе рассматривается вопрос о выборе оптимального типа заканчивания проектных скважин для разработки части, либо месторождения в целом, в зависимости от различных геолого-физических характеристик пласта.
материалы и методы
В работе использованы аналитические модели расчета продуктивности горизонтальной скважины с МГРП: Hujun Li; R.N. Home; Boyun Guo and D.S. Schechter; Boyun Guo and Xiance Yu; Hong Yoan.
Ключевые слова
тип заканчивания,проектная скважина, горизонтальная скважина, многостадийный ГРП
Выбор типа заканчивания проектной скважины при разбуривании месторождения зависит от многих факторов, таких как геолого-физические характеристики пласта и показатели разработки [1]. Данный вопрос рассматривается при составлении проектного документа, который содержит в себе комплекс последовательных, взаимосвязанных инженерных решений, направленный на достижение максимального коэффициента извлечения нефти и прибыли. Однако стоит отметить то, что это является трудоемким и длительным процессом. В целях экономии ресурсов и проведения экспресс-оценки в работе предложена упрощенная схема выбора оптимального типа заканчивания проектной скважины (рис. 1).
Предложенная схема содержит в себе элемент, который является неопределенным на сегодняшний день: расчет продуктивности горизонтальной скважины (ГС) с МГРП. Для оценки продуктивности ГС с МГРП существует множество аналитических моделей, при использовании которых, в одних и тех же условиях, можно получить существенно отличающиеся друг от друга результаты.
В работе Hujun Li [2] представлена математическая модель для оценки продуктивности горизонтальной скважины пересеченной перпендикулярными трещинами, основанная на принципе гидравлического сопротивления. Рассмотрено два варианта притока: 1) приток только к системе перпендикулярных трещин; 2) приток к системе трещин и к частично перфорированному стволу скважины. Вычисления и анализ показывают, что результаты расчетов совместимы с фактической продуктивностью двух горизонтальных скважин с МГРП на месторождении Дацинг. В работе Horne [3] выведено полуаналитическое решение с помощью точечного источника. В работе [4] Gao and Schetcher представили математическую
модель для определения продуктивности горизонтальных скважин, пересекающих секцию резервуара, полностью пронизанную трещинами. В работе Boyun Guo and Xiance Yu [5] резервуар разделяется на внутренний регион, пронизанный трещинами, и внешний регион без трещин. В работе Hong Yoan [6] предложен метод расчета давления на конце трещины и введен пересчетный коэффициент проницаемости. Результаты вычислений сопоставляются с реальными данными с месторождения Валхалл и показывают хорошую сходимость.
Непосредственный выбор модели проводится только при наличии опыта бурения такого рода скважин: опытный участок или месторождение аналог.
В ходе выполнения работы было проведено, на основе данных по двум месторождениям Западной Сибири, сравнение фактических запускных параметров скважин с аналитическими моделями расчета продуктивности ГС с МГРП. По результатам анализа ряда аналитических моделей была выбрана модель Li [2], как наиболее точно описывающая рассматриваемый случай (рис. 2).
После выделения модели расчета дебита ГС с МГРП можно непосредственно перейти к формулировке критерия выбора оптимального типа заканчивания проектной скважины. Первым шагом является оценка продуктивности проектной скважины в зависимости от типа заканчивания и различных геолого-физических характеристик пласта. Рассматриваемые типы заканчивания (в данной работе: наклонно-направленная скважина (ННС) с ГРП; горизонтальная скважина с длиной ствола 500 м; горизонтальная скважина с длиной ствола 500 м и 5 стадиями разрыва) были приведены к единым условиям, в которых основными параметрами, влияющими на продуктивность, являются проницаемость и эффективная мощность
Рис. 1
— Выбор типа заканчивания проектной скважины
пласта. В результате, построены поверхности зависимости дебита жидкости от них (рис. 3).
Опираясь на полученные результаты, сделаны следующие промежуточные выводы:
1) В пластах с эффективной мощностью до 5 м, отмечается превосходство горизонтальной скважины над двумя другими типами заканчивания;
2) В пластах с эффективной мощность более 12 м, отмечается превосходство ННС с ГРП над ГС.
Следующим шагом является привлечение оценки экономической эффективности, которая позволит выявить оптимальные границы применения определенного типа заканчива-ния проектной скважины.
Экономическая оценка была проведена после расчета стартовых показателей проектной скважины в зависимости от типа заканчивания и различных геолого-физических характеристик пласта, и аналитических темпов падения. Далее, с помощью модели экономической эффективности, стоимостных показателей и сценарных условий (приняты сценарные условия РН) произведен расчет экономического эффекта.
По полученным результатам создана матрица сравнения чистого дисконтированного дохода ^РУ) для разных типов заканчивания проектной скважины в зависимости от ранее указанных параметров, по которой сделаны следующие выводы:
1) При сравнении NPV ГС и NPV ННС+ГРП: в пластах с эффективной мощностью до 6 метров предпочтительно использование горизонтальной скважины (таб. 1).
2) При сравнении NPV ННС+ГРП и ГС+ГРП: практически повсеместно ГС+МГРП является более эффективной, чем ННС+ГРП (таб. 2).
3) При сравнении NPV ГС и ГС+МГРП: отмечено, что горизонтальная скважина по-прежнему обладает превосходством в маломощных пластах (таб. 3).
4) Также существует область, в которой ни один из типов заканчивания (при данных условиях) не является рентабельным.
Обобщенный результат, дополненный геологическими условиями, представлен в блок-схеме выбора типа заканчивания проектной скважины (рис. 4):
1) В монолитном пласте с эффективной мощностью менее 6 м, предпочтительно бурение горизонтальной скважины;
2) В монолитном пласте с эффективной мощностью более 6 м, предпочтительно бурение ННС+ГРП или ГС+МГРП, выбор зависит от экономической оценки. Однако, здесь стоит учитывать наличие водонасыщенных и газонасыщенных пропластков, и возможность прорыва в них трещины ГРП. Поэтому необходимо проводить моделирование распространения трещины, по результатам которого возможна смена технологии заканчивания;
3) В расчлененном пласте предпочтение отдается ННС+ГРП или ГС+МГРП, выбор аналогичен выбору типа заканчивания проектной скважины в монолитном пласте с эффективной мощностью более 6 м.
Итоги
В работе проведен анализ продуктивности проектной скважины в зависимости от типа заканчивания и различных геолого-физических характеристик пласта.
Рис. 2 — Оценка продуктивности горизонтальной скважины с МГРП
Рис. 3 — Продуктивность скважины в зависимости от геолого-физических характеристик пласта
Таб. 1 — Сравнение ГС с ННС+ГРП *в таблице приведена разница NPV(млн руб.) за пять лет эксплуатации **горизонтальная скважина рассматривается только для монолитного пласта
Эффективная мощность пласта (м)
10
15
1 2 э 4 5 6 7 В 9
не реитабе* ьи4> иг ргилвглино к« ргм гйбельно 4ftWHr.lV ПЪ№) М' рГН1лб^ЛЬНО ш 19
ИГ ррмг.1&гп.ш> не рентабельно не рентабельно ¡5 » 42 56 69 83
не рентабельно не рентабельно \7: ТО 47 (¡5 82 99 116
иг рентабельно не рентабельно л 42 62 82 102 121 141
«г рршл&сгы«} 2Й 51 74 96 118 139 161
не рентабельно 54 53 аз 107 130 154 176
не рентабельно о 39 65 91 116 141 165 189
ир рршлЬг«|ИЧ> к 4Т 70 97 123 149 175 199
не рентабельно 18 46 75 102 129 156 182 208
ННС*ГРЛ эффективнее 19 49 78 107 134 162 188 214
НМОГРЛ эффективнее 1 и 50 80 109 137 164 191 217
НМСфГРЛ эффективнее ?0 50 79 108 136 163 189 215
НМС+ГРЛ эффективнее за 50 73 107 134 161 186 211
ММСтГРЛ эффективнее 19 48 77 105 131 157 182 206
НнС+ГРП эффективнее ¡а 47 75 ;02 123 153 17? 201
Таб. 2 — Сравнение ННС+ГРП с ГС+МГРП *в таблице приведена разница NPV(млн.руб) за пять лет эксплуатации
Разработан критерий для экспресс-оценки выбора оптимального типа заканчивания проектной скважины, базирующийся на экономическом эффекте.
Выводы
На основе предложенного критерия определены оптимальные границы для наклонно-направленной скважины с ГРП, горизонтальной скважины и горизонтальной скважины с МГРП, и предложена блок-схема, по выбору типа заканчивания проектной скважины.
Список литературы
1. Иванов Е.Н., Кононов Ю.М. Выбор методов увеличения нефтеотдачи на основе аналитической оценки геолого-физической информации // Известия ТПУ. 2012. №1 Т. 321. С. 149-154.
2. Hujun Li, Zhengqi Jia. Новый метод определения продуктивности горизонтальной скважины с ГРП. SPE 37071, 1996.
3. Horne R.N. Относительная продуктивность и моделирование изменения давления горизонтальной скважины с многостадийным ГРП. SPE 29891, 1995.
4. Boyun Guo and D.S. Schechter. Простая и точная математическая модель оценки продуктивности скважин пересекающихся с длинными трещинами, SPE 38104. 1997.
5. Boyun Guo and Xiance Yu. Простая и точная математическая модель для определения продуктивности горизонтальной скважины с многостадийным ГРП, SPE 114452. 2008.
6. Hong Yoan. Новая модель для определения продуктивности горизонтальной скважины с ГРП. SPE 133610, 2010.
ENGLISH
Эффективная мощность пласта (м)
1 2 3 4 5 6 7 8 9
: «е pwai WHO ие рентабельно ие рентабельно ие рентабельно f реичЬтьмо h* ptHTAri ЛяС J г, 4! 56
2 ие 0№а4мьно не рентабельно не рентабельно ГС 1$фектио*1ес Щ Ш '& 71 94
3 «г pw36e*bH0 не рентабельно ГС эффекгивнее ГС э$Фен(ивиее 21 $* m 95 123
9 4 не ре*оайельно ГС )ффен1ипиее ГС (ффекгипнп' » ■ to 55 84 115 148
j 5 41« рентабельно ГС лффеинлвнее ГС эффективнее о 3? 66 98 132 169
■Д б ие penrä Ье-яьмй ГС эффешивнве ГС эффенгмме 1/ 'Л ■■ 11« 147 IS 7
О £ 7 не рентабельно ГС ¿ФФеч)«вмее ГС эффективнее V, 89 127 J 69 212
Ф Г5 S «Г рентабельно Г£ эффективнее ГС эффективнее ■к •л 92 133 177 224
_' X 9 не рентабельно ГС >ффен»ви«е ГС эффективнее >5 95 136 184 233
С 10 ГС эффективнее ГС эффектнее ГС эффект*инее ■25 53 98 142 191 242
— 11 ГС эффективнее ГС )ффен*ийнее ГС эффективнее ш 59 100 146 Ш 250
12 ГС эффективнее ГГ эффективнее ГС эффективнее 2: 60 102 149 201 257
1В ГС эффективнее ГС эффективнее ГС эффективнее 2h 60 103 1S2 206 263
14 ГС эффективнее ГС >ффен1ививе ГС эффективнее 2'. 61 105 155 210 269
15 ГС Эфф&сГИйиее ГС 1ффек1«вне« ГС эффективнее ■2М 61 106 158 214 274
Таб. 3 — Сравнение ГС с ГС+МГРП *в таблице приведена разница NPV(млн.руб) за пять лет эксплуатации **горизонтальная скважина рассматривается только для монолитного пласта
^ Оценка экономического эффекта, выбор технологии заканчивания | Рис. 4 — Блок-схема выбора типа заканчивания проектной скважины
OIL PRODUCTION
Assessment of the prospects of multistage fracturing technology application and the choice of optimal well completion type
Authors:
Ilya V. Borodich — research fellow of the DGSD1; borodichiv@nipineft.tomsk.ru
Dmitriy G. Tkachev — assistant of the department of geology and development of oil fields2; tkachev@tpu.ru 1"TomskNIPIneft" JSC, Tomsk, Russian Federation
2National Research Tomsk Polytechnic University, Tomsk, Russian Federation
UDC 622.276
Abstract
Introduction of the multistage hydraulic fracturing technology to the horizontal wells is promising because it allows increasing the performance and as a result obtaining the maximum economic benefit. Also it helps to bring previously non-efficient reserves into development. The paper discusses the choice of optimal planned well completion type to develop the whole oil field or its parts depending on different geological and physical characteristics of the reservoir. As reference material the production of two oil fields in Western Siberia were used.
Materials and methods
In the paper analytical models were used to predict performance of horizontal well with multiple fractures: Hujun Li; R.N. Horne; Boyun Guo and D.S. Schechter; Boyun Guo and Xiance Yu; Hong Yoan.
Results
The paper analyses the performance of the planned well depending on the type of completion and various geological and physical characteristics of the reservoir. The criterion for express assessment of
choosing the optimal well completion type is designed, based on an economic assessment. Conclusions
On the basis of the suggested criterion the optimal boundaries for directional wells with hydraulic fracturing, for horizontal wells and horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing are specified, and a flow chart for choosing the type of planned well completion is proposed.
Keywords
completion type, planned wells, horizontal wells, multi-stage hydraulic fracturing
References
1. Ivanov E.N., Kononov Yu.M. Vybor metodov uvelicheniya nefteotdachi na osnove analiticheskoy otsenki geologo-fizicheskoy informatsii [The choice of oil recovery increase methods on the basis of analytical assessment of geological and physical information]. Izvestiya of TPU. 2012. №1, Vol. 321. pp. 149-154.
2. Hujun Li, Zhengqi Jia. A new method to predict performance of fractured horizontal wells. SPE 37071, 1996.
3. Horne R.N. Relative productivities and pressure transient modeling of a horizontal well with multiple fractures. SPE 29891. 1995.
4. Boyun Guo and D.S. Schechter. A simple and rigorous mathematical model for estimating
inflow performance of wells intersecting long fractures. SPE 38104. 1997.
5. Boyun Guo and Xiance Yu. A simple and accurate mathematical model for predicting productivity of multifractured Horizontal wells. SPE 114452. 2008.
6. Hong Yoan. A new model for predicting inflow performance of fractured horizontal wells. SPE 133610. 2010.
