CC BY
9УДК 656.13/73.31.41
Технические науки
Попов Олег Владимирович, студент магистратуры Тюменский Индустриальный Университет, г. Тюмень
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ с высокой выработкой
ЗАПАСОВ
Аннотация: В научной статье проведен анализ эффективности применения горизонтальных скважин на месторождениях с высокой выработкой запасов на примере Каменной площади. Основными факторами недостижения плановых дебитов нефти по ГС 80 куста являются: подключение меньшей нефтенасыщенной толщины при ГРП, высокая входная обводненность, и технология ГРП. В результате получено, что среднее значение дебита нефти и его динамика для горизонтальных скважин без ГРП и наклонно-направленных скважин с ГРП сопоставимы, при этом горизонтальные скважины характеризуются значительно меньшей обводненностью.
Ключевые слова: горизонтальные скважины, ГС, добыча нефти, Каменная площадь, залежь, пласт, месторождение.
Abstract: The scientific article analyzes the effectiveness of the use of horizontal wells in fields with high production of reserves on the example of the Stone Area. The main factors of failure to achieve the planned oil flow rates according to HS 80 of the bush are: connection of a smaller oil-saturated thickness during hydraulic fracturing, high input water content and hydraulic fracturing technology. As a result, it is obtained that the average oil flow rate and its dynamics for horizontal wells without hydraulic fracturing and directional wells with hydraulic fracturing are comparable, while horizontal wells are characterized by significantly less water cut.
Keywords: horizontal wells, GS, oil production, stone area, deposit, formation, deposit.
На Каменной площади, согласно проектным решениям, была испытана технология горизонтального бурения. Всего было пробурено 4 скважины с горизонтальным окончанием. Длина горизонтального ствола изменяется от 500 до 612 м, составляя в среднем 544 м.
Горизонтальный участок скважин оборудован хвостовиком диаметром 114 мм с предустановленными фильтрами. В среднем в скважину устанавливалось 45 фильтров, что обеспечивает величину фильтровой части хвостовика 345 м или 63 % от всей длины горизонтального участка. Все скважины пробурены в 2006 году на Поттымском поднятии. При этом по двум скважинам из четырех в 2011 году проведен ГРП.
Эффективность горизонтальных скважин (ГС) определялась исходя из сравнения их показателей добычи с рядом расположенными наклонно-направленными скважинами (ННС) с ГРП. Обе группы скважин пробурены в 2006 году.
На рисунке 1 приведено сравнение в динамике дебита нефти по группам скважин. При входном значении горизонтальных скважин 28,5 т/сут, против субвертикальных - 20,9 т/сут, дебит нефти быстро снижается до уровня наклонно-направленных скважин.
По обеим группам скважин полученное снижение дебита нефти связано с падением дебита жидкости (по горизонтальным с 32 до 10 т/сут, по наклонно-направленным с 100 до 60 т/сут) по причине отставания формирования системы заводнения и сложных горно-геологических условий.
Таким образом, среднее значение дебита нефти и его динамика для горизонтальных скважин без ГРП и наклонно-направленных скважин с ГРП сопоставимы, при этом горизонтальные скважины характеризуются значительно меньшей обводненностью. Среднегодовой прирост дебита нефти по обеим группам скважин составил 12 т/сут.
40 Горизонтальные скважины 60 120 ННС с ГРП 100
30 Ф о ьо -а 100 * ♦ ♦♦ 80 л ь
£ • 0 о 40 30 20 £
и "Ё Н 20 о = я и Н 60 40 ♦ ♦ ♦ - - 60 о = =
г »0 44 Ч" ♦ ♦ о ♦ «оИ д ч о г о ш - 40 X ч о
10 ♦ ♦ ж о 0 »о О
... ............ ♦ ♦♦ ♦ ♦ ♦ ♦ 10 20 20
0 -,-,- —1— 0 0 0
0 6 12 18 24 0 6 12 18 24
Относительное время, мес Относительное время, мес
♦ дебит жидкости ♦ дебит нефти о обводненность ♦ дебит жидкости ♦ дебит нефти > обводненность
Рисунок 1 - Динамика изменения средних дебитов и обводненности по горизонтальным скважинам и наклонно-направленным скважинам с ГРП
Однако, в 2011 году на скважинах № 6771Г и № 6831Г провели ГРП, после чего отмечен рост дебита нефти в 2,5-3 раза (с 5,6 до 14,4 т/сут и с 4,4 до 12,6 т/сут, соответственно). Увеличение добычи нефти объясняется подключением в процесс дренирования нефтенасыщенных пропластков ранее не вовлеченных в разработку. Создаваемая при гидроразрыве трещина увеличивает коэффициент охвата, что положительно сказывается на добыче. Обводненность продукции при этом также увеличилась (в среднем с 36 до 56 %). Т.е. технология ГРП показала высокую эффективность не только в наклонно-направленных, но также в горизонтальных скважинах. Но в связи с тем, что стимуляция горизонтальных скважин проводилась на переходящем фонде, уже отобравшем значительный объем запасов участка, сложно понять истинный потенциал ГРП.
Необходимо отметить, что после получения первых данных о добычных возможностях скважин с горизонтальным окончанием недропользователем были проведены специальные исследования силами компании 8сЫишЪе^ег микросканнером в скважине № 6973Г с целью детального определения качества песчаника пласта ВК1. Результаты исследования приведены на рисунке 2.
Рисунок 2 - Результаты исследований микросканером пласта ВК1 в скважине № 6973Г
По данным исследований было выявлено, что коллектор пласта ВК1 состоит из тонкого переслаивания глинистых пропластков и слоев коллектора. В связи с тем, что горизонтальный ствол располагается в последовательно чередующихся проницаемых и непроницаемых (ухудшенных) интервалах коллектора, горизонтальные скважины показывают более низкую эффективность по сравнению с ожидаемой.
В подобных геологических условиях ГРП является единственным мощным инструментом, способным объединить все проницаемые пропластки в единый гидродинамически связанный пласт.
В 2013 году на Каменной площади объекта ВК1-3 в рамках ОПР пробурено и введено в добычу 6 горизонтальных скважин с многостадийным ГРП (рисунок 3). Скважины расположены на участке «Юг-1» и являются краевыми на поднятии. Четыре добывающие скважины 49 куста, с длиной горизонтального участка 1100-1200м и две нагнетательные скважины с длиной 750-850 м.
Рисунок 3 - Расположение горизонтальных скважин с МГРП, 49 куст
Недостижение плановых показателей по дебиту нефти связано с уходом трещин ГРП в водоносную часть пласта ВК2-3 (Рисунок 4), вследствие чего получена высокая входная обводненность (81-86 %).
Рисунок 4 - Распространение трещин ГРП в горизонтальной скважине
Оценивая эффективность ГС+МГРП необходимо констатировать, что входные дебиты жидкости по горизонтальным скважинам с МГРП в 4,5-5 раз выше, чем по соседним наклонно-направленным скважинам с ГРП (рисунок 5), дебит нефти выше в 4,3 раза, соответственно.
Рисунок 5 - Сопоставление средних показателей ГС с МГРП и ННС с ГРП, приведенных на
дату ГРП
За полгода дебит жидкости по ГС с МГРП снизился с 350 до 190 т/сут, после чего две скважины (№ 8380Г и № 8435Г) переведены под закачку, вследствие чего дебит жидкости стабилизировался на уровне 200-220 т/сут. По соседним наклонно-направленным скважинам дебит жидкости стабилизировался в течение трех месяцев на уровне 48-50 т/сут.
Средняя накопленная добыча нефти за год по ГС с МГРП более чем в четыре раза выше аналогичных показателей соседних ННС с ГРП и составила 7,7 против 1,8 тыс. т на скважину, соответственно.
По всем запущенным горизонтальным скважинам фактический дебит нефти ниже планового (рисунок 6). В среднем по горизонтальным скважинам запускной дебит нефти составил 35,2 т/сут при плановом 50,8 т/сут, дебит жидкости 167,3 м3/сут против 181,3 м3/сут, плановая обводненность - 66 %, фактическая - 75 %.
Рисунок 6 - Сравнение плановых и фактических показателей ГС с МГРП
По наклонно-направленным скважинам наоборот полученные показатели превосходят плановые. Так в среднем фактический дебит нефти составил 25,4 т/сут, при плановом 17,5 т/сут, дебит жидкости 74,7 м3/сут против 65,6 м3/сут, плановая обводненность - 68 %, фактическая - 59 %.
На рисунке 7 представлен факторный анализ запускных дебитов горизонтальных скважин 80 куста. На скважинах выполнено по 3 ГРП, со средней закачанной массой проппанта 14,4 т на 1 фрак-порт.
Основными факторами недостижения плановых дебитов нефти по ГС 80 куста являются: подключение меньшей нефтенасыщенной толщины при ГРП, высокая входная обводненность, и технология ГРП.
180 Факторный анализ по скважинам к.80 ГС
&160 152.5 91.0
^ 140 ■ 78.6 20.6
■8" 120 о ■ ■ 105.5
н 100 ю 5 80 '1 60 1 25.2 39.2 ■ ц ■
Суммар Го ООО 0.0
План Эфф. ННТ Проницаемость Обводненность Депрессия Технология и п рочее ППД без отработки Факт
60 1- Факторный анализ по скважинам к.80 ГС
о * 50 50.8 30.3
1 £ 40 26.2 6.9 35.2
I 30 1 20 1 8.4 13.1 ■ Щ
о. ° 10
0 0.0
План Эфф. ННТ Проницаемость Обводненность Депрессия Технология и прочее ППД без отработки Факт
Рисунок 7 - Факторный анализ запускных дебитов ГС с МГРП
В 2016 году пробурено и запущено в работу еще 3 ГС с МГРП, 2 скважины на 101 и одна - на 88 кусту. По скважинам № 14827Г и № 8749 плановые показатели не достигнуты (рисунок 8). По скважине № 14827Г недостижение планового дебита нефти связано с получением большей входной обводненности (план - 62 %, факт - 69 %), по скважине № 8749 связано с недостижением планового дебита жидкости (план - 166 м3/сут, факт -129 м3/сут).
Рисунок 8- Сравнение плановых и фактических показателей ГС с МГРП
Если сравнивать поэтапный ГРП 49 куста и кустов 80, 88 и 101, то можно отметить следующее: средняя масса проппанта закачанная на 1 фрак-порт составила 13,2 т (49 куст) против 14,2 т, длина трещины 84 против 86 м, высота трещины 19,7 против 18,4 м, ширина трещины 1,8 против 2,8 мм, соответственно. Основным отличием в технологии ГРП является интервал перфорации перед обработкой, на 49 кусту он варьируется от 7 до 100 м и в среднем составляет 48 м на один фрак-порт, тогда как на кустах 80, 88, 101 интервал перфорации составил 5 метров на один фрак-порт.
Библиографический список:
1. Методы увеличения нефтеотдачи и технология АСП, Я.Е. Волокитин, М.Ю. Шустер, В.М. Карпан, 2015.
2. Уточнение геологического строения тюменской свиты Красноленинского месторождения с разработкой рекомендаций и выделением первоочередных участков для разведочного и опережающего эксплуатационного бурения».
3. Закиров С.Н., Индрупский И.М. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть 2; - 2009. - 488 с.
4. Дополнение к технологической схеме разработки Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения в границах Каменного (Западная часть) лицензионного участка», 2019.
