CC BY
61
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
«НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ», №1, 2022
25.00.17 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ
УДК 622.276.1/.8(571.1) И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
A.В. Желудков, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть»
B.Ф. Мишагина в г. Тюмени
АНАЛИЗ БуРЕНИя БОШВБ1Х
горизонтальных стволов
ПО ПЛАСту ЮВ1 НА ПРИМЕРЕ ОДНОГО ИЗ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
DOI: 10.37493/2308-4758.2022.1.1
Введение. Одним из направлений повышения нефтеотдачи пластов на
поздних стадиях разработки является бурение боковых стволов с горизонтальными участками. В статье проанализирована эффективность бурения боковых горизонтальных стволов, которая зависит от направления бурения горизонтальных участков стволов в низкопроницаемом коллекторе.
Материалы и методы
исследований. Эффективность полученных результатов при бурении боковых горизонтальных стволов зависит не только от выбора точки на карте нефтеносного пласта, но и от его направления относительно латерали геологического профиля. В статье представлен анализ полученных результатов пробуренных горизонтальных боковых стволов в зависимости от их направления относительно направления регионального стресса.
Результаты исследований
и их обсуждение. Авторами проанализирована динамика изменение коэффициента продуктивности боковых горизонтальных стволов с момента их запуска, позволяющая определить зависимость эффективности их работы в зависимости от направления горизонтального участки ствола относительно линии регионального стресса.
Выводы. Анализ показал, что на данном месторождении при бурении
горизонтального участка скважин вдоль линии регионального стресса, эффективность ниже, чем при поперечном направлении.
Ключевые слова: Региональный стресс, бурение БГС, направление ствола скважины, продуктивность, дебит скважин, обводненность.
Zheludkov A.V., Branch of OOO «LUKOIL-Engineering KogalymNIPIneft» Mishagina V.F. in Tyumen
Analysis оf Lateral Horizontal Drilling Over the History By Formation UV1 on the Example оf One оf the Western Siberia Fields
Introduction. One of the areas of enhanced oil recovery at late stages of development is
sidetracking with horizontal sections. The article analyzes the efficiency of horizontal sidetrack drilling, which depends on the direction of drilling the horizontal sections of the wellbores in a low-permeability reservoir.
Materials and research
methods.
Research results and their discussion.
Conclusions.
Key words:
The article presents an analysis of the obtained results of drilled horizontal sidetracks depending on their direction relative to the direction of regional stress.
I
The authors analyzed the dynamics of the change in the productivity coefficient of horizontal sidetracks from the moment of their launch, which allows to determine the dependence of their performance depending on the direction of the horizontal section of the wellbore relative to the regional stress line.
The analysis showed that in this field, when drilling a horizontal section of wells along the line of regional stress, the efficiency is lower than in the transverse direction.
Regional stress, horizontal sidetracking, wellbore direction, productivity, well production, water cut.
Введение
При проектировании разработки месторождений независимо от применяемых методов повышения нефтеотдачи необходимо обеспечить запланированный уровень добычи нефти, наибольший коэффициента извлечения нефти при максимальной прибыли с одновременным выполнением экологических требований и охраны недр. С учетом перечисленных требований становится вполне понятным, насколько важным является правильное размещение любых скважин на месторождении и особенно горизонтальных, преследующих цель наибольшего доизвлечения нефти на уже разрабатываемом месторождении.
В настоящее время процесс нефтедобычи усложняется, значительные остаточные запасы приурочены к низкопористым пластам с проницаемостью менее 20 мД, разработка которых осуществляется с применением
гидроразрыва пласта (ГРП). Данные коллектора, как правило, характеризуются «региональным стрессом», проявляющемся в преимущественном развитии трещин ГРП в определенном направлении и влияющим на эффективность извлечения запасов. Например, для Юрских низкопроницаемых отложений в Западной Сибири он составляет около 140 ° (320 °) по азимуту (рис. 2, а) [2].
На многих месторождениях низкопродуктивные неразрабатываемые пласты расположены под уже разбуренными, выработанными высокопродуктивными отложениями, часть фонда скважин на которых уже выполнила свое проектное назначение и может быть использована на других объектах. В связи с чем, разработку данных запасов возможно осуществлять с применением боковых стволов с горизонтальным участком с ГРП (БГС).
Материалы и методы
исследований
Важным условием эффективного запуска и успешной в последующем работы бокового ствола является пространственное направление горизонтального участка ствола. При неправильном выборе размещения и направлении горизонтального участка его ствола все последующие безукоризненно выполненные технологические работы не дадут желаемого эффекта. Поэтому основным критерием размещения горизонтальных стволов скважин является предварительное тщательное изучение геологических условий залегания продуктивного пласта, нефтенасыщенности и степени выработанности запасов [8]. При этом обязательно должна учитываться работа всей пластовой системы месторождения [9]. Анализируя состояние разработки месторождений, находящихся продолжительное время в эксплуатации, не трудно убедиться, что в результате неравномерного фронта вытеснения нефти по различным причинам в продуктивном пласте остаются практически не тронутые разработкой целики нефти. На выявление этих зон и должны быть направлены в первую очередь предварительные исследования геологов [8]. Конечно же, целесообразность бурения горизонтальных боковых стволов не определяется лишь этим изучением. Во внимание принимается целый ряд других обстоятельств, в том числе наличие слаборазобщенных подошвенных вод, близость ВНК, нали-
41 ill I I_L П н
рмчмдавщ
Рисунок 1.
Геологический профиль пласта ЮВ11 месторождения.
Figure 1. Geological profile of the YuV-,1 reservoir of the field .
чие верхних вод и газовых шапок, коллекторские свойства продуктивного пласта, градиента давления внутри залежи, текущая обводненность продукции близлежащих скважин, проницаемость и тре-щиноватость разобщающих пропластков [4]. Особое значение при этом уделяется анизотропии пласта по проницаемости, т. е. отношение вертикальной проницаемости к горизонтальной проницаемости. Рассмотрим опыт применения БГС на пласт ЮВ1 с расположением горизонтального ствола скважины вдоль или поперёк регионального стресса.
В составе горизонта ЮВ продуктивными являются пласты ЮВ] и ЮВ?. Нефтеносность пласта ЮВ1 была установлена в 2001 году, по результатам бурения. Стоит отметить, что пласт ЮВ] расчленен, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,3 до 6,4 м. Коэффициент проницаемости изменяется в диапазоне от 2,4 до 16,5 мД, в среднем 16,3 мД. Геологический профиль вдоль простирания представлен на рисунке 1.
Результаты исследований
и их обсуждение
В соответствии с проектными решениями, разработка объекта реализуется с применением бурения вторых стволов. До 2018 года пробурено 7 скважин согласно проектной сетки с направлением горизонтального ствола длиной 200 м с северо-запада на юго-восток (рис. 2, б) (группа 1), направление горизонтальных участков было основано на положительном опыте соседних месторождений. Как показали фактические данные по реализованным БГС (табл. 1, рис. 3), за два года эксплуатации снижение дебита нефти составило 60 %, что обусловлено снижением дебита жидкости на 48 %, обводненность в течение первого года существенно не изменилась и осталась на уровне входных показателей.
Для повышения эффективности разработки в качестве пробных работ с 2019 года были пробурены боковые стволы с разворотом траектории горизонтального участка на 90° (относительно ранее введенных) для исключения возможного распространения трещины ГРП вдоль ствола скважины (по линии регионального стресса) (рис. 2).
^^ — направление БГС группа 1 ^^ — направление БГС группа 2
Ю
з
В
Рисунок 2. а) Направление линии геологического стресса Юрских от-
ложений Западной Сибири;
б) Схема расположения реализованных боковых стволов пласта ЮВ11 месторождения.
Figure 2 . a) The direction of the geological stress line of the Jurassic deposits of Western Siberia;
b) Layout of the realized sidetracks of the YuV11 formation place of field
8 дебит нефти относительный, т/сут Обводненность о относительная,
16 80
«
12 60
10 50
8
6 ' Р-,. 1
4 20
2 10
0 0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Месяцы
обводненность группа 1 I I — обводненность группа 2
дебит нефти группа 1 О, — дебит нефти группа 2
Рисунок 3. Динамика основных показателей
разработки БГС, сведенные на одну дату ввода скважин в эксплуатацию, объект ЮВ!1.
Figure 3 . Dynamics of the main indicators of biogas development, summarized on the same date of wells commissioning, object UV,1.
Таблица 1. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ
ПО ВВЕДЕННЫМ БОКОВЫМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ СТВОЛАМ, ОБЪЕКТ ЮВ1
Table 1. The main technological development indicators for the introduced horizontal sidetracks, object UV1
№ Со СТ. СКВ. Входные показатели Текущие показатели Год
скв. по фонду' ввода
¡2 о к X S Л X ц V га Ё § £ R га >s~ л S X н J ■& с ее il е i И 5 S! И >s~ ы ин н J s а il е i И 5 S! И а Т ыт Ъ У * i ¡г
> s Е о. п га l_ га х Ю X ^ оо вн Ю X > оо вн It
ч о н о ё ^ ч о н о 5 ^ 11
1 действ. 1 15,2 41,3 7,4 27,1 11,3 2017
2 действ. 1 30 26,6 8,6 20,6 11,4 2017
3 действ. 1 17,3 22 9 3,5 58,3 9,1 2017
4 действ. 1 26,1 41,6 19,6 29 2 22,6 2017
5 действ. 1 9,7 11,9 4,4 58,8 3,2 2018
6 действ. 1 10,3 72,1 4,7 30,8 2,7 2018
7 действ. 1 38,3 15,2 1,9 96,8 7,2 2017
Итого по группе 7 15,2 40,2 7,2 45,9 67,5 —
8 действ. 2 19,7 39,3 23,2 22,7 10,8 2019
9 действ. 2 27,3 34,1 17,3 56,8 19,6 2018
10 действ. 2 17,5 42,6 5,1 45,2 3,6 2019
11 действ. 2 12,4 53,4 8,8 45,9 4,2 2019
12 действ. 2 17,7 43,9 22,7 13,9 6,8 2019
13 действ. 2 24,4 35,6 32 21,1 5,2 2020
14 действ. 2 10,9 63,9 7,6 74,9 3,1 2019
15 действ. 2 12 44,3 19 37,6 1,5 2020
16 действ. 2 14,2 57,5 8Д 49,1 0,7 2020
17 действ. 2 13,1 70,6 16,8 30,3 4,1 2019
18 действ. 2 10,7 58,6 20,5 26,1 4,5 2019
19 действ. 2 20,4 37,6 22,5 28,8 6,7 2019
20 действ. 2 24,4 40,5 8 45,7 4,6 2018
21 действ. 2 20,8 49,4 21,8 31,8 1,8 2020
Итого по группе 14 17,2 41,4 16,7 37,9 77,1 —
Итого 21 21 18,7* 40,8* 13,5* 40,5* 144,6* —
Данные приведены для примера и не являются отражением показателей разработки.
По результатам эксплуатации второй группы БГС, отмечен более продолжительный эффект (рис. 3). Входной дебит нефти скважин 2 группы составил 17 т/сут, что на 13 % выше, чем по скважинам 1 группы. За два года эксплуатации снижение дебита нефти составило менее 5 %, снижение дебита жидкости - 25 %, обводненность в течение первого года также на уровне входных показателей.
Результаты фактической эксплуатации БГС, пробуренных вдоль и поперек регионального стресса подтверждают влияние геологической напряженности на распространение трещин при бурении и проведение ГРП. При проведении ГРП с большей вероятностью образовываются продольные, относительно ствола скважины, трещины, а при расположении горизонтального участки ствола перпендикулярно линии регионального стресса - поперечные.
Анализ динамики коэффициента продуктивности по двум группам скважин наглядно (рис. 4) показывает различную эффективность работы БГС в зависимости от направления горизонтального участка ствола.
Выводы
Результаты анализа фактических данных показали, что добывные возможности, а в результате и накопленная добыча нефти БГС пласта ЮВ1 месторождения будет выше при поперечном расположении горизонтального участка ствола относительно направления регионального стресса, что обусловлено более высокими стартовыми показателями, снижением обводненности в процессе эксплуатации (рис. 5). Результаты работ нашли свое отражение при выполнении нового проектно-технологического документа в 2021 году. Апробация и полученный опыт позволит корректно оценить и активно продолжить внедрение на других месторождениях в аналогичных низкопроницаемых коллекторах.
15
Группа 1
0 2 4 Месяц
10
12
14
16
18
20
6
8
Группа 2
15
12 1 • *
Ф О О 9 S S 1 • 1 • • Среднее значение К„р
/
О CO CD Коэффициент продуктивное^ м/сут*МПа • 4 1 • • /
• • ! • < i i • • • ; : / • i ' t i • , • ' i • I • ' • 1 • i ' • i i • 1 1 • i ; • ■ 1 • , 1 • ' 1 • ' ' 1 j I • 1 : i : • 1 • 1 • 1
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 Месяц
Рисунок 4. Динамика коэффициента продуктивности БГС, сведенного
на одну дату ввода скважин в эксплуатацию, объект ЮВ1.
Figure 4 . Dynamics of the productivity index of the BGS, brought together on the same date of wells commissioning, object UVj.
науки о земле
Анализ бурения боковых горизонтальных стволов по пласту ЮВ]. А.В. Желудков, В.Ф. Мишагина
о со Ü Si?
a = С £ 1 ш fS ^ о 8 iE Ü о 5 «
4
3 h
2 \ V л
1 V, ь •«ж. ►...... ........ y = 5,351 51x-032
0 y = 2,325 2x-0,223
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Месяц
-о- Кпр группа 1 -о- Кпр группа 2
Рисунок 5.
Прогноз коэффициента продуктивности по БГС, объект ЮВ1.
Figure 5 . Forecast of productivity index for BGS, object UV1 .
Библиографический список
1. Гилязов РМ . Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами . Москва: Недра-Бизнесцентр, 2002 . 255 с .
2 . Зятиков П . Н . , Синебрюхов К. В ., Березовский Ю . С ., Трушко
А . С . Влияние направлений трещин многостадийного гидравлического разрыва пласта на коэффициент извлечения нефти // Вестник томского государственного университета №58, 2019, 15 с .
3 . Яртиев А . Ф ., Хакимзянов И . Н ., Петров В . Н ., Идиятуллина
З . С . Совершенствование технологий по выработке запасов нефти из неоднородных и сложнопостроенных коллекторов Республики Татарстан: монография . Казань: Их-лас, 2016.189 с .
4 . Лысенко В .Д ., Грайфер В . И . Рациональная разработка
нефтяных месторождений Москва: Недра-Бизнесцентр, 2005. 607 с .
5 . Черевко М .А . Оптимизация системы горизонтальных сква-
жин и трещин при разработке ультранизкопроницаемых коллекторов: дис . ... канд . техн . наук: 25. 00. 17 . Тюмень, 2015.224 с .
6 . Бадретдинов И . А . , Карпов В . Г. Классификация методов
увеличения нефтеотдачи (экономический подход) . Москва: Нефтегазовая геология Теория и практика 2014 Т 9 №1
7 . Шенбергер В . М . Техника и технология строительства бо-
ковых стволов в нефтяных и газовых скважинах: уч пособие . Тюмень: ТюмГНГУ, 2007 . 496 с .
8 . Нескоромных В . В . Направленное бурение и основы кер-
нометрии . Иркутск: изд . ИрГТУ, 2010. 328 с .
9 . Дэйк Л . П . Практика разработки месторождений (Исправ-
ленное издание) . Развитие нефтегазовой науки 36 . Оксфорд, Англия: Эльзевир, 1994 . С . 445-450 . 10 . Девольд Х . Справочник по добыче нефти и газа . Введение в добычу нефти и газа . АББ АТПА Нефть и газ . Осло, 2006 . 82 с
11. Грачев С . И ., Рогозина Т. В ., Колев Ж . М ., Мамчистова Е . И . Приток к нефтяной скважине со сложной траекторией ствола в продуктивном пласте // Наука . Инновации . Технологии . 2021. №2 . С . 39 .
References
1. Gilyazov R . M . Drilling oil wells with sidetracks . M .: LLC "Ne-dra-Business Center", 2002 . 255 p .
2 . Zyatikov PN, Sinebryukhov KV, Berezovsky Yu . S ., Trushko
AS . Influence of the directions of fractures of multistage hydraulic fracturing on the oil recovery factor // Bulletin of Tomsk State University No . 58 . 2019 . 15 p .
3 . Yartiev A . F., Khakimzyanov I . N . , Petrov V. N . , Idiyatullina Z . S .
Improvement of technologies for the development of oil reserves from heterogeneous and complex reservoirs of the Republic of Tatarstan: monograph . Kazan: Ikhlas, 2016. 189 p .
4 . Lysenko V. D . , Graifer V. I. Rational development of oil fields .
M .: LLC "Nedra-Business Center", 2005 . 607 p .
5 . Cherevko MA Optimization of the system of horizontal wells
and cracks in the development of ultra-low-permeable reservoirs: dis . kand .tekhn . Sciences: 25 . 00 .17 . Tyumen, 2015 . 224 p
6 . Badretdinov I.A. , Karpov V. G . Classification of enhanced oil
recovery methods (economic approach) . Moscow, Oil and Gas Geology. Theory and practice . 2014 . T. 9 . No . 1.
7 . Schoenberger VM Technique and technology of construc-
tion of sidetracks in oil and gas wells: Textbook. Tyumen: TyumGNGU, 2007 . 496 p .
8 . Neskoromnykh VV Directional drilling and fundamentals of
kernometry. Irkutsk: ed . ISTU, 2010. 328 p .
9 . Dake LP: The Practice of Reservoir Engineering (Revised edi-
tion) . Developments of Petroleum Science 36 . Oxford, England: Elsevier, 1994: 445-450 p . 10 . Devold H . Oil and gas production handbook . An introduction to oil and gas production . ABB ATPA Oil and Gas . Oslo, 2006. 82 p
11. Grachev S . I ., Rogozina T.V., Kolev Zh . M . , Mamchistova E . I . Inflow to an oil well with a complex wellbore trajectory in a productive formation // Science . Innovation . Technologies . 2021. No 2 39 p
Поступило в редакцию 27.01.2022, принята к публикации 22.02.2022.
Сведения об авторах
Желудков Антон Викторович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИ-
нефть» в г Тюмени . Начальник отдела .
625026, г. Тюмень, ул . Республики, д . 143А .
Тел . : (3452) 54-52-68 .
Е-mail: ZheludkovAV@tmn . lukoil . com
Мишагина Виктория Федоровна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИ-
нефть» в г Тюмени . Ведущий специалист.
625026, г. Тюмень, ул . Республики, д . 143А .
Тел .: (3452) 54-53-29.
Е-mail: MishaginaVF@tmn . lukoil . com
About the authors
Zheludkov Anton Viktorovich
Branch of OOO LUKOIL-Engineering KogalymNIPIneft in Tyumen . Head of department . Russia, 625026, Tyumen, st . Republic, 143A . Tel .: (3452) 54-52-68 . E-mail: ZheludkovAV@tmn . lukoil . com
Mishagina Victoria Fedorovna
Branch of OOO LUKOIL-Engineering KogalymNIPIneft in Tyumen Leading specialist
Russia, 625026, Tyumen, st . Republic, d . 143A .
Tel .: (3452) 54-53-29 .
E-mail: MishaginaVF@tmn . lukoil . com
