CC BY
33УДК 622.276.66
И.А. Лиходед1; Ю.Э. Авдонин1, e-mail:yeavdonin@tnnc.rosneft.ru; Д.С. Решетникова1; А.Р. Разяпов1; П.В. Ермаков1; Д.П. Патраков1; Д.В. Емельянов2; А.В. Жарков2; И.В. Судеев3
1 ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (Тюмень, Россия).
2 АО «РН-Няганьнефтегаз» (Нягань, Россия).
3 ПАО «НК «Роснефть» (Москва, Россия).
Эффективное вовлечение в разработку остаточных запасов краевых зон викуловской свиты Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения
В статье освещаются актуальные проблемы эффективного освоения запасов недонасыщенных коллекторов краевых зон викуловской свиты (ВК}) Каменного лицензионного участка Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения (западная часть Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области), составляющих около 55 % начальных извлекаемых запасов. Рассмотрены основные виды работ, направленных на повышение эффективности разбуривания краевых зон, представляющие собой подтвержденный на практике алгоритм, который может быть использован и на других месторождениях со схожим геологическим строением.
До 2014 г. все основные высокопродуктивные нефтенасыщенные поднятия объекта ВК} Каменного лицензионного участка были разбурены системами наклонно-направленных скважин различной плотности. На сегодняшний день около 70 % остаточных извлекаемых запасов викуловской свиты сконцентрировано в краевых неразбуренных участках залежей на пониженных отметках структурной кровли пласта, где нефтенасыщенные коллекторы отделены от водонасыщенных небольшой глинистой перемычкой. Вместе с тем отмечаются снижение качества запасов ввиду недонасыщенности коллекторов в рассматриваемых зонах, а также наличие высоких рисков по структурному фактору, требующих комплексного подхода по снятию неопределенностей. В статье представлен обзор опыта бурения и разработки, а также применения технологий, направленных на эффективное освоение краевых зон объекта ВК1 Каменного лицензионного участка.
Ключевые слова: Каменный лицензионный участок, викуловская свита, объект ВК^ бурение и разработка краевых зон, недонасыщенный коллектор, горизонтальная скважина с многостадийным гидроразрывом пласта, многозабойная скважина, гидроразрыв пласта с применением селективного пакера, планирование проводки, геологическое сопровождение бурения, программа по снижению рисков, доразведка бурением.
I.A. Likhoded1; Yu.E. Avdonin1, e-mail:yeavdonin@tnnc.rosneft.ru; D.S. Reshetnikova1; A.R. Razyapov1; P.V. Yermakov1; D.P. Patrakov1; D.V. Yemelyanov2; A.V. Zharkov2; I.V. Sudeyev3
1 Tyumen Petroleum Research Center LLC (Tyumen, Russia).
2 RN-Nyaganneftegaz JSC (Nyagan, Russia).
3 Rosneft Oil Company PJSC (Moscow, Russia).
Efficient Involvement in the Development of Remaining Oil of the Edge Zones of the Vikulovskaya Formation of the Krasnoleninskoye Oil and Gas Condensate Field
The article highlights the actual problems of effective development of the reserves of undersaturated reservoirs in the edge zones of the Vikulovskaya Formation (VKJ of the Kamenny license area of the Krasnoleninskoye oil-gas condensate field (western part of the Khanty-Mansi Autonomous District, Tyumen region), which constitute about 55 % of the initial recoverable reserves. The main types of work aimed at improving the efficiency of edge zone drilling are considered, presenting a practically proven algorithm that can be used at other fields with similar geological structure. Prior to 2014, all the main high-yield oil-saturated uplifts of the Kamenny license area were drilled with systems of directional wells of varying densities. To date, about 70 % of the remaining recoverable reserves of the Vikulovskaya
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION
Formation are concentrated in the marginal undrilled areas of the reservoirs at lower elevations of the structural roof of the reservoir, where oil-saturated reservoirs are separated from water-saturated reservoirs by a small clayey cofferdam. However, there is a decline in reserve quality due to under saturated reservoirs in these areas, as well as high structural risks that require a comprehensive approach to dealing with uncertainties. This article provides an overview of drilling and development experience and technologies aimed at effective development of the edge zones of the Kamenny licence area VK5 property.
Keywords: Kamenny license area, Vikulovskaya Formation, object VKa, drilling and development of edge zones, undersaturated reservoir, horizontal well with multistage hidraulic fracturing, multihole well, hydraulic fracturing with selective packer, drilling planning, geological support for drilling, risk reduction programme, additional exploration drilling.
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ПЛАСТА ВК5
Викуловская свита (пласты ВК^ представлена прибрежно-морскими отложениями с преобладанием тонкослоистого переслаивания аргиллитов, алевролитов и песчаников, которые изменяются по толщине и свойствам по латерали. Как правило, пласт ВКа представлен тремя четко выраженными песчаными циклитами. Геолого-геофизические характеристики циклитов улучшаются вниз по разрезу, средний коэффициент проницаемости возрастает с 5-10-3 до 37-10-3 мкм2, эффективные нефтена-сыщенные толщины (ЭННТ) изменяются от 1,5 до 3,0 м. Таким образом, нижний циклит оказывается самым перспективным по показателю проводимости и основному объему запасов нефти. Помимо целевой верхней пачки пластов локально по разрезу выделяются отложения высокопродуктивной врезанной долины,проницаемость которой может доходить до 430-10-3 мкм2. Пласт ВК1 стратиграфически приурочен к раннему альбу нижнего мела (К1а1), снизу подстилается региональной пачкой глин, толщина которой в пределах врезанной долины составляет 1-5 м, вне ее - в среднем 6 м. На пониженных отметках целевой пласт ВК1 подстилается водонасыщенными пластами ВК23, что обусловливает определенные риски при вскрытии и освоении пласта ВК1 системами наклонно-направленных и горизонтальных скважин с много-
стадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП).
На Каменном лицензионном участке (ЛУ) пласт ВК1 характеризуется чрезвычайно сложным характером насыщения нефтью и водой, уровни водонефтяного контакта выделяются в некоторых случаях условно в силу высокой неопределенности. По результатам испытаний водонефтяной контакт (ВНК) для ВК1 наклонный, определялся отдельно для каждой залежи. В целом по ВК1 наблюдается тренд на понижение ВНК с юга на север. Коллекторы ВК1 изначально являются недонасыщенными, со средними значениями коэффициента нефтенасыщенности 51 % в чисто нефтяной и 43 % в водонефтяной зоне.
ИСТОРИЯ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ПРИ БУРЕНИИ ОТЛОЖЕНИЙ ВИКУЛОВСКОЙ СВИТЫ
Разработка объекта была начата в 1992 г. и на сегодняшний день ведется в соответствии с основными положениями проектных документов. Основные поднятия разбурены по треугольной сетке с формированием обращенной 7-точечной системы с последующим уплотнением до 13-точечной, однако по результатам эксплуатации скважин принято решение далее систему не уплотнять. В 2010-2011 гг. было продолжено бурение на северных и центральных залежах, а во второй половине 2011 г. было начато бурение южного участка на пониженных абсолютных
отметках по обращенной 7-точечной системе разработки. На южном участке было пробурено более 70 скважин, по которым не подтвердились плановые запускные показатели по коэффициенту продуктивности Кпрод (плановый показатель составлял 0,71 м3/(сут-МПа), тогда как фактический достиг лишь 0,42 м3/ (сут-МПа)), а также по входной обводненности (66 % по факту при плановом значении 45 %). До 2012 г. разработка ВК1 характеризовалась увеличением годовых отборов нефти, однако после разбуривания южного участка и в отсутствие подтверждения технологической эффективности новых скважин (при освоении стандартным ГРП получена высокая входная обводненность, а при малотоннажных ГРП не был достигнут рентабельный дебит нефти) было принято решение об остановке бурения и поиске новых технологий для эффективного вовлечения в разработку краевых запасов. В 2013-2014 гг. были начаты опытно-промышленные работы (ОПР) по бурению скважин с горизонтальными секциями (ГС) в краевые зоны. Был реализован пилотный проект с опробованием технологии бурения ГС с МГРП (средняя масса проппанта Мпр на порт -13,5 т) по технологии цементируемого хвостовика с кластерной перфорацией и применением полимерных шаров. Пробурено шесть ГС, четыре из которых добывающие, длиной 1100 м, и две нагнетательные, длиной 600 м.
Ссылка для цитирования (for citation):
Лиходед И.А., Авдонин Ю.Э., Решетникова Д.С., Разяпов А.Р., Ермаков П.В., Патраков Д.П., Емельянов Д.В., Жарков А.В., Судеев И.В. Эффективное вовлечение в разработку остаточных запасов краевых зон викуловской свиты Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2021. № 3-4. С. 66-74.
Likhoded I.A., Avdonin Yu.E., Reshetnikova D.S., Razyapov A.R., Yermakov P.V., Patrakov D.P., Yemelyanov D.V., Zharkov A.V., Sudeyev I.V. Efficient Involvement in the Development of Remaining Oil of the Edge Zones of the Vikulovskaya Formation of the Krasnoleninskoye Oil and Gas Condensate Field. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2021;(3-4):66-74. (In Russ.)
Рис. 1. Сравнение фактических показателей, полученных при использовании различных технологий при бурении отложений викуловской свиты Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения
Fig. 1. Comparison of actual values obtained using different technologies in drilling the Vikulovskaya Formation of the Krasnoleninskoye oil and gas condensate field
Годы Years
X 4-Г
X =
Ф w
X (Û
cC -P
О го
m g \o о
к '-P ro
100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
До 2012 (before 2012)
2014-2015
2016-н. в. (presently working)
1000
£ E
С
о ш
I— —» ? <=
* -g б -R
m
ГО о
10
Наклонно- Горизонтальные Горизонтальные направленные скважины скважины
скважины (полимерные шары) (пакер-проба) Directional Horizontal Horizontal wells boreholes boreholes
(polymer balls) (packer-sample)
Горизонтальные скважины (селективный пакет) Horizontal wells (selective packer)
С ££
с £
S 5 2 Ы
â.^ m .«■» m 1= a. 3 о m
£ >. ro
-»-а
S °
h >-
G <u
Qj -Q
i i
If
<D 3
-8-m о be:
Входная обводненность, % Initial watercut, % Коэффициент продуктивности К
. мУ(сут-МПа)
Productivity factor Кпрод, m3/(day-MPa)
Длина горизонтального участка, м Horizontal section length, m Количество гидроразрывов пласта, ед. Number of hydraulic fractures, units
Запускной К по скважинам ОПР
прод
в среднем составил 2,69 м3/(сут-МПа) при обводненности от 88 % с последующим снижением дебита жидкости на 30 % в течение месяца. Технология оказалась неприменимой для данного объекта ввиду получения «слепых» ГРП из-за прорыва трещины в водона-сыщенные пласты.
В 2015 г. было проведено бурение ГС с МГРП (средняя Mпр на порт - 15,3 т) в краевые зоны центрального поднятия по технологии заканчивания цементируемым хвостовиком с разобщающими пакер-пробками. Технология показа-
ла низкую эффективность в данных условиях из-за длительного периода освоения (четыре интервала - 72 сут), а также необходимости разбуривания пакер-пробок и, как следствие, коль-матации призабойной зоны пласта. Запускные К скважин составили
прод
0,78-2,1 м3/(сут-МПа) при входной обводненности на уровне 76-86 %. В 2016 г. были пробурены ГС (средняя длина - 610 м) с опробованием технологии ГРП с манжетным пакером со сдвоенными верхними и нижними чашками. Запускные показатели составили: К -
-7 прод
в среднем 2,8 м3/(сут-МПа), обводнен-
ность - в пределах 50 %. Технология оказалась оптимальной в условиях с малыми ЭННТ и при наличии подстилающих водонасыщенных пластов. Благодаря технологии ГРП с манжетным пакером со сдвоенными верхними и нижними чашками возможно проведение малообъемных ГРП (от 1 т), обеспечивающих ограничение распространения трещины по высоте. Компоновка заканчивания в данном случае представлена нецемен-тируемым хвостовиком с набухающими пакерами и разрывными муфтами. Это обеспечивает равнопроходной диаметр хвостовика, возможность проведения
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION
Входная обводненность после гидроразрыва пласта, % Initial watercut after hydraulic fracturing, %
С Горизонтальные скважины Horizontal wells
Наклонно-направленные скважины Directional wells
---Линия тренда по наклонно-направленным скважинам
Trend line for directional wells
-Линия тренда по горизонтальным скважинам
Horizontal well trend line
Рис. 2. Зависимость запускной обводненности от абсолютной отметки подошвы коллектора викуловской свиты на Каменном лицензионном участке Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения
Fig. 2. Dependence of start-up watercut on the absolute elevation of the Vikulovskaya Formation reservoir base in the Kamenny licence area of the Krasnoleninskoye oil and gas condensate field
рефраков и исследований, а также значительно сокращает цикл освоения (семь ГРП - 23 сут), позволяя выполнить все ГРП в один подход, без дополнительных спуско-подъемных операций. С начала применения технологии селективного пакера количество ГС + МГРП ежегодно увеличивается. Так, при проведении ОПР было пробурено семь скважин (в 2015 г. - четыре, в 2016 г. - три), но уже в 2017 г. было пробурено 17, в 2018 г. - 49, в 2019 г. - 42 скважины (рис. 1).
Технология с применением селективного пакера показала эффективность в условиях снижения качества разрабатываемых запасов. Ее внедрение позволило достичь плановых показателей по запускным дебитам нефти в зонах, где освоение стандартными способами не давало положительных результатов.
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ РИСКИ ПРИ ВОВЛЕЧЕНИИ В РАЗРАБОТКУ КРАЕВЫХ ЗАПАСОВ
Основной проблемой вовлечения краевых запасов в разработку являются риски, обусловленные структурным фактором. Наибольшей сложностью является то, что зоны в пониженных отметках мало изучены разведочным бурением. Впрочем, даже наличие разведочных скважин (РС) не снимает возникающих неопределенностей. Испытания пластов выполнены без ГРП, отсутствует понимание продуктивности зон. Поэтому активно формируется программа по переиспытанию старых РС с ГРП, повторным замерам инклинометрии, координат и альтитуд устьев РС. Дополнительной проблемой на Каменном ЛУ является то, что участок находится на труднодоступной заболоченной территории,которую покрывает большое количество озер, болот и рек. Исходя из этого проектирование кустовых площадок (КП) предполагает колоссальные затраты на строительство инфраструктуры.
КЛЮЧЕВЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗБУРИВАНИЯ ВК5
В целях бурения краевых зон отложений викуловской свиты (ВК1) на Каменном ЛУ разработан эффективный комплекс
мероприятий [1], направленных на решение оперативных и среднесрочных задач снижения геолого-технических рисков, включающий шесть ключевых направлений.
1. Детальное планирование стратегии разбуривания куста
В рамках работ выполняются детальный анализ и пересмотр интерпретации каротажных кривых геофизических исследований скважин (ГИС) по пробуренному фонду в районе проектной КП. Особое внимание уделяется проверке качества выделения коллекторов, положения водонефтяного контакта (ВНК) и характеру насыщения коллекторов. В районах с неопределенностями по структурным отметкам проводится анализ невязки структурного каркаса полномасштабной геологической модели с сейсмической поверхностью изохрон. В зонах с максимальными невязками планируются уточняющие мероприятия - замер инклинометрии скважины на базовом фонде скважин
или доразведка эксплуатационным бурением. На основе сейсмических данных предварительно выполняется анализ локализации и ранжирования перспективных зон с учетом сейсмических атрибутов. Ведется учет раз-ломно-тектонических особенностей -амплитуд разломов. При наличии данных оценивается влияние амплитуды на данные эксплуатации или испытания скважин.
На основе уточненных данных осуществляется обновление геологической модели. В первую очередь на основе обновленной структурной карты подошвы коллектора строится уточненная зависимость промыслового условного ВНК (рис. 2). Зависимость условного ВНК строится по промысловым данным отдельно по ННС и ГС, она представляет собой зависимость запускной обводненности скважины от абсолютной отметки подошвы коллектора.
Граничная отметка 80 % обводненности для добывающих ГС определена
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3-4 April 2021
69
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Протяженность, м Length, m
Рис. 3. Последовательная доразведка на примере бурения горизонтальной скважины X1 с кустовой площадки Y1 Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения, а затем наклонно-направленной скважины
Fig. 3. Sequential follow-up exploration using the example of drilling horizontal well X1 from multiple well platform Y1 in the Krasnoleninskoye oil and gas condensate field, followed by a directional well
как максимально возможная входная обводненность, при которой дебит нефти остается рентабельным. С учетом границ локализации рентабельных запасов проводится оценка эффективности расстановки фонда по базовому варианту бизнес-плана, при необходимости производится оптимизация, подготавливается дополнительный рекомендуемый вариант. На основе уточненных данных формируется расчет в формате рейтинга бурения, и выбирается наиболее выгодный вариант.
В процессе бурения скважин актуализируются секторная геологическая модель (СГМ) и стратегия, ведется мониторинг соответствия принятым вариантам бурения. При необходимости (значительном увеличении/снижении перспектив) стратегия оперативно пересматривается, и согласовывается новый план бурения. В стратегии также учитываются перечисленные далее мероприятия, направленные на уменьшение рисков бурения последующих КП.
2. Доразведка
при эксплуатационном бурении, программа переиспытаний
Доразведка в ходе эксплуатационного бурения обычно выполняется при помощи бурения ННСс максимальным отходом от КП. На основе полученных ГИС уточняется СГМ, снимаются риски бурения следующих скважин и КП. При бурении краевых зон ГС в АО «РН-Няганьнефтегаз» (дочернее общество ПАО «НК «Роснефть») активно используется бурение и-образных профилей в целях доразведки структурной кровли пласта (рис. 3) в точке Т3. Данный подход представлен на примере бурения ГС Х1 с КП Y1 с максимальным отходом для доразведки поведения структуры.
Применение доразведки позволило не только обосновать подход к бурению КП У2, но и расширить его, поскольку по результатам бурения оценочной ННС с ГРП Х2 была уточнена СГМ на северо-западе, запускные показатели оказались на уровне плановых (Кп о - 2,55 м3/(сут-МПа)). Было принято
решение о добавлении в проект двух удлиненных ГС (800 м) с МГРП. Запускная обводненность ГС составила 51 и 68 %, что подтвердило перспективность зоны,оконтуренной при помощи промыслового условного ВНК.
3. Многовариантная стратегия проводки горизонтальных скважин
До начала бурения каждой ГС формируется геологический проект на бурение, который оценивает возможные варианты развития событий в виде траекторий проводки ствола. Основными процедурами при подготовке плановой траектории проводки ствола являются:
• заложение интервала стабилизации перед началом горизонтального ствола точкой Т1, в которой происходит набор зенитного угла (ЗУ);
• выбор ЗУ после Т1 таким образом, чтобы была возможность выположиться во всех перспективных нефтяных пластах разреза, не было значительной неэффективной проходки по целевым пластам;
• в краевых зонах заложение доразведки с обязательной отбивкой кровли ВК1 в точке Т3;
• определение контрольных точек принятия решений;
• расчет технической возможности строительства скважины по критическим профилям.
4. Расширенное оперативное сопровождение бурения
В процессе бурения при необходимости корректировки траектории горизонтального ствола скважины решение принимают команды по сопровождению бурения АО «Институт геологии и разработки горючих ископаемых» и ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (корпоративные научно-исследовательские институты ПАО «НК «Роснефть»). Координацию действий участников процесса геологического сопровождения бурения, экспертизу данных и принятие решений по корректировке траектории скважины в процессе бурения осуществляет АО «РН-Няганьнефтегаз».
Экспертные группы позволяют решать такие задачи, как:
70
№ 3-4 апрель 2021 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION
Рис. 4. Участок опытно-промышленных работ на кустовых площадках Y2 и Y3 Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения в районе горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта
Fig. 4. Pilot work area at multiple well platforms Y2 and Y3 of the Krasnoleninskoye oil and gas condensate field in the area of horizontal wells with multistage hydraulic fracturing
• контроль качества информации, поступающей с КП до выдачи рекомендаций;
• подготовка и сопровождение 2D-мо-дели для бурения транспортных секций и горизонтальных участков скважин;
• геонавигация по 2й-модели в режиме онлайн,направленная на достижение целей и задач, указанных в геологических проектах;
• оперативная интерпретация ГИС во время активной фазы бурения два раза в сутки (литология, фильтраци-онно-емкостные свойства, имидж-плотность по данным плотностного гамма-гамма-каротажа, сопоставление со шламом);
• обновление 30-СГМ при бурении горизонтального ствола, а также транспортной секции два раза в сутки во время активной фазы бурения, формирование суточного рапорта в виде презентации;
• выдача рекомендаций по проводке профиля с учетом комплексного анализа результатов интерпретации ГИС, сейсмики, 3D-СГМ при бурении ГС. Данная схема включает в себя экспертную поддержку и позволяет проводить своевременную всестороннюю оценку рисков в целях оптимальной проводки горизонтального ствола.
5. Планирование многостадийного гидроразрыва пласта на скважине
После окончания бурения ГС проводится комплекс мероприятий, направленных на оптимизацию количества и расстановку портов ГРП:
• на основе финального разреза по скважине выполняется расстановка портов ГРП в коллекторах;
• выдаются рекомендации о граничной высоте трещин ГРП в целях ограничения прорывов в нижележащие водона-сыщенные прослои [2];
• для формирования дизайнов по каждой трещине ГРП выдается синтетический гамма-каротаж для расчета модели напряжений;
• на основе допустимой высоты трещины формируется дизайн ГРП с оптимальной массой проппанта для каждой стадии ГРП.
Данный подход является одним из ключевых в условиях низкой проницаемости коллекторов пласта ВК1 и наличия
водонасыщенных подстилающих прослоев.
6. Увеличение длины горизонтальных скважин и количества гидроразрывов пласта
До 2018 г. средняя плановая длина ГС с МГРП в краевых зонах составляла не более 600 м при средней запускной продуктивности 2,9 м3/(сут-МПа). С 2018 г. АО «РН-Няганьнефтегаз» активно ведет пилотные работы по увеличению длин горизонтальных стволов скважин и количества ГРП. В целях увеличения эффективности выработки краевых запасов и выхода на определенные экономические показатели была разработана программа ОПР, состоящая из двух этапов. В качестве полигона пилотных работ были выбраны краевые зоны центрального поднятия.
В 2019 г. был реализован первый этап ОПР по бурению на КП Y2 (рис. 4). Было запланировано пять ГС с длиной горизонтальной секции 1200м и 14-ста-дийным ГРП с ориентацией стволов
ГС как вдоль, так и поперек линии регионального напряжения. Плановый запускной дебит нефти по ГС в среднем оценивался на уровне 60 т/сут (Кпрод -3,2 м3/(сут-МПа)) при плановых дебитах на окружающих ГС (600 м) - 35 т/сут (Кпрод - 2,1 м3/(сут-МПа)). По техническим причинам не по всем скважинам достигнуты целевые длины и количество стадий ГРП. Скважины пробурены с учетом предельных технических возможностей буровых установок. Тем не менее плановые запускные дебиты по пилотным скважинам были достигнуты (табл.). МГРП выполнялись по технологии с применением селективного пакера. В целях снижения рисков прорыва трещины ГРП для каждого фрак-порта (ФП) в зависимости от структурного фактора определялась оптимальная масса проппанта. В среднем по пилотным скважинам на стадию закачали по 6 т (максимально - 8 т) проппанта, средняя высота трещины составила 15 м. Это позволило избежать прорыва трещин ГРП в нижележащий водонасыщенный пласт.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3-4 April 2021
71
Плановые запускные дебиты по пилотным скважинам, пробуренным на кустовых площадках Y2 и Y3 Каменного лицензионного участка Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения
Planned start-up flow rates from pilot wells drilled at multiple well platforms Y2 and Y3 in the Kamenny licence area of the Krasnoleninskoye oil and gas condensate field
Кустовая площадка Multiple well platform Скважина Well Длина горизонтальной скважины, м Horizontal borehole length, m Количество гидроразрывов пласта, ед. Number of hydraulic fractures, units Гидроразрыв пласта Hydraulic fracturing Фактические значения Actual values
Средняя масса проппанта Мпр, т Average weight of proppant Мпр, t Высота трещины, м Crack height, m Обводненность, % Watercut, % <-3 fe? 1- <u о 2 к r ^ 5 s о т d »! ч: Дебит нефти QH, т/сут Oil flow rate QH,H t/day , a) о ^ и a 1- "О с( 0 3£ 3 S , 1 J1 ^ J- О о а -м = m т af е а yt и. t S&J S> s Перепад давления АР, МПа Pressure drop АР, MPa Безразмерный коэффициент продуктивности Jd Dimensionless productivity factor Jd
Y2 X3 1205 12 3 14 74 183 39,8 2,5 7,3 1,1
X4 1200 14 б 14 б4 24б 74,1 5,5 4,4б 3,3
X5 1200 14 8 17 бЗ 203 б2,9 3,1 б,б9 2,5
X6 101б 10 5 18 б5 345 101 4,5 8,31 3,б
X7 998 14 7 13 бЗ 272 83,б 4,7 5,78 2,б
Y3 X8 2075 25 5 15 б7 315 87,8 5,5 5,78 4,б
-1400 -1410 -1420
* E а,
s £
-14б0 -1470 -1480
-1430 -1440 -1450
б00
1000
1400
1800
2200
2б00
3000
3400
Коэффициент извлечения нефти Кн, % Oilrecovery factor K,%
Протяженность, м Length, m
Фактическое
расположение фрак-порта Actual location of the fractional port Плановое расположение фрак-порта Planned location of fractional port
V^, Фактическая траектория
Actual trajectory ■ Фактическое расположение пакеров
Actual location of packers H Плановое расположение пакеров Planned location of packers Плановая траектория Planned trajectory
Рис. 5. Разрез по скважине X8 кустовой площадки Y3 Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения (водонефтяной контакт пласта BKt - 1460 м)
Fig. 5. Section of well X8 at multiple well platform Y3 of Krasnoleninskoye oil and gas condensate field (water-oil contact of reservoir VK1 - 1460 m)
Бурение пилотных скважин на КП Y2 показало свою эффективность, первый этап ОПР признан успешным. Были достигнуты поставленные цели, в числе которых:
1) опробование технологии бурения и освоения ГС длиной до 1200 м и до 14 МГРП;
2) оценка запускных показателей и динамики работы скважин;
3) оценка эффективности системы поддержания пластового давления (ППД).
4) оценка эффективности системы ППД для скважин, расположенных вдоль и поперек регионального стресса.
В рамках второго этапа ОПР по увеличению длины горизонтальной секции скважин было запланировано бурение скважин с увеличением длины до 2000 м (рис. 4).
На сегодняшний день запущена первая пилотная скважина Х8. Она уникальна для ООО «РН-Няганьнефтегаз» сразу по трем параметрам: общая протяженность скважины составляет 3996 м, длина горизонтальной секции в продуктивном пласте - 2075 м,количество портов ГРП, спущенных в скважину, - 25. Проводка выполнена по планируемому третьему циклиту пласта ВК1. Плано-
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION
вые ЭННТ составляли 3,4 м, что подтвердилось по результатам бурения. Фактический профиль бурения ГС имеет волнообразный вид. Конструкция скважины трехсекционная, посадка башмака транспортной колонны осуществлена ниже кровли пласта ВК1 (кровля целевого и первого циклита пласта ВК1) в целях перекрытия неустойчивых ханты-мансийских глин на 25 м по стволу. В процессе бурения были отмечены следующие особенности:
1) выход из подошвенных глин, сопровождавшийся проблемами с набором зенитного угла в связи со сложностью прохождения вышележащих плотных пород;
2) неподтверждение структуры вдоль горизонтальной секции скважины. Так, при бурении скважины с длиной горизонтальной секции 2000м отклонение угла роста структуры от плана в два раза может быть критичным для достижения плановой длины.
По результатам бурения ГС 439 (на фактический забой скважины) эффективная длина составила 1175,7 м (56,7 %)
против 803,6 м (38,6 %) плановой проходки. Была выдана рекомендация на расположение 25 ФП вдоль ствола скважины с ограничением трещины по высоте на проведение МГРП. Фактический профиль скважины представлен на рис. 5.
Скважина успешно введена в эксплуатацию с запускным дебитом 88т/сут и обводненностью 67 %. Продуктивность составила +20 % плана. МГРП также выполнялся по технологии применения селективного пакера. Все стадии ГРП выполнены в плановом объеме с закачкой 3-6 т проппанта на стадию. Средняя высота трещины составила 15 м, полудлина - 59 м, прорыв трещин ГРП в нижележащий водонасыщенный пласт не наблюдается. Полученные результаты эксплуатации скважин с горизонтальной секцией 2000 м подтверждают эффективность предложенной стратегии разработки: запускные показатели по продуктивности практически в два раза превосходят показатели скважин с горизонтальной секцией 600 м (рис. 6).
На сегодняшний день с учетом полученных запускных показателей пилотные работы можно признать успешными. Реализованные скважины доказывают эффективность выбранного подхода (отсутствие технологических осложнений, высокие запускные дебиты нефти, дополнительная добыча в начальном периоде). По окончании ОПР запланированы анализ и мониторинг динамики работы длинных скважин, по результатам которых будут даны рекомендации к дальнейшему тиражированию подхода к разработке. В перспективе потенциал к тиражированию только на объекте ВК1 Каменного ЛУ составляет более 30 скважин. В результате удлинения горизонтальной секции скважин и увеличения стадийности ГРП удалось:
• увеличить продуктивность скважины;
• повысить ожидаемую накопленную добычу на скважину за счет увеличения коэффициента охвата;
• сократить капитальные затраты на бурение и обустройство КП.
В совокупности это позволяет уменьшить период окупаемости и повысить
Больше на сайте
neftegas.inf
Подписывайтесь на нас в
га
Рис. 6. Сравнение запускных показателей продуктивности по скважинам викуловской свиты Каменного лицензионного участка Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения
Fig. 6. Comparison of start-up productivity indicators for wells in the Vikulovskaya Formation of the Kamenny licence area of the Krasnoleninskoye oil and gas condensate field
-a
-e-e-
o
"JS
г-
э "О
о
Горизонтальная скважина 600-800 м (7 гидроразрывов пласта) Horizontal well 600-800 m (7 hydraulic fractures)
Горизонтальная скважина 1000-1200 м (10-14 гидроразрывов пласта) Horizontal well 1000-1200 m (10-14 hydraulic fractures)
5
4
3
2
1
Горизонтальная скважина 2000 м (25 гидроразрывов пласта) Horizontal well 2000 m (25 hydraulic fractures)
-em о
г
T3
о k-Q.
> о
E 5
экономическую эффективность бурения, благодаря чему возможно вовлечение в разработку ранее нерентабельных краевых запасов, составляющих порядка 25 % трудноизвлекаемых запасов.
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
В результате применения разработанного комплекса мероприятий осуществляется своевременное обновление программы эксплуатационного буре-
ния на пять лет, проводится анализ неопределенностей и рисков, определяются пути их снижения. Налажен итеративный процесс геологического сопровождения бурения, результаты которого ежеквартально встраиваются в полномасштабную геологическую модель викуловской свиты Каменного ЛУ. В целях эффективного освоения запасов краевых зон викуловской свиты ведутся пилотные работы по увеличению длин ГС, количества ГРП, а также
по управлению геометрией трещин ГРП в условиях наличия нижележащих во-донасыщенных прослоев. Результаты ОПР, полученные в 2020 г. на КП Y3, носят положительный характер и дают основания двигаться дальше по пути вовлечения в разработку краевых зон викуловской свиты, однако об эффективности увеличения общей длины ГС и количества стадий МГРП можно будет судить по итогам анализа работы данных скважин.
References:
1. Emelyanov D.V., Zharkov A.V., Smirnov D.S. et al. Modern Approaches to Support Drilling of Horizontal Wells in Facies-Unstable Low Permeable Reservoirs of Tyumen Suite of Krasnoleninskoye Field. Nefyanoye khozyaystvo [Oil Industry]. 2015;(11):22-26. (In Russ.)
2. Ivanov S.V., Saunin V.I. Results of Application of Hydraulic Fracturing in Production Facilities with Clay Interstice of Small Thickness. Nefyanoye khozyaystvo [Oil Industry]. 2002;(6):49-51. (In Russ.)
3. Addendum to the Technological Scheme of Development of Krasnoleninskoye Oil and Gas Condensate Field within the Kamenny (western part) license area (RN-Nyaganneftegaz JSC). Tyumen: RN-Nyaganneftegaz JSC, Tyumen Petroleum Research Centre LLC, 2017. (In Russ.)
4. Verkhovtsev P.N., Elesin M.V., Islamgaliyev R.F. Experience of Multistage Hydraulic Fracturing in Horizontal Wells of RN-Nyaganneftegaz. Nauchno-tekhnicheskiy vestnik OAO "NK 'Rosneft'" [Rosneft Scientific and Technical Bulletin]. 2014;(2):19-22. (In Russ.)
Литература:
1. Емельянов Д.В., Жарков А.В., Смирнов Д.С. и др. Современные подходы к сопровождению бурения горизонтальных скважин для низкопроницаемых объектов тюменской свиты Красноленинского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2015. № 11. С. 22-26.
2. Иванов С.В., Саунин В.И. Результаты применения гидравлического разрыва пласта в эксплуатационных объектах с глинистой перемычкой небольшой толщины // Нефтяное хозяйство. 2002. № 6. C. 49-51.
3. Дополнение к технологической схеме разработки Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения в пределах Каменного (западная часть) лицензионного участка (АО «РН-Няганьнефтегаз»). Тюмень: АО «РН-Няганьнефтегаз», ООО «Тюменский нефтяной научный центр», 2017.
4. Верховцев П.Н., Елесин М.В., Исламгалиев Р.Ф. Опыт проведения многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах ОАО «РН-Нягань-нефтегаз» // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2014. № 2. С. 19-22.
