CC BY
98
УДК: 622. 276.6
Биглов А.Ш., Талипов И.Ф., Эльсункаев Н.М.
Филиал «Муравленковскнефть» ОАО «Газпромнефтъ-ННГ», г. Муравленко, Россия
BiglovASh@yamal.gazprom-neft.ru
ОПЫТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СКВАЖИН с ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
ПЛАСТА
В данной работе приведен анализ реализации системы поддержания пластового давления путем привлечения горизонтальных скважин для закачки рабочего агента на примере месторождений, разрабатываемых Филиалом «Муравленковскнефть» ОАО «Газпромнефть-ННГ».
Ключевые слова: горизонтальная скважина, трудноизвлекаемые запасы, повышение нефтеотдачи.
Большинство запасов углеводородного сырья в России в настоящее время классифицируется как трудноизвлекаемые и приурочены к залежам, характеризующимся сложным геологическим строением, низкой и ультранизкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти, осложненным наличием разломов, активных подошвенных вод и газовых шапок. Эффективная разработка таких объектов не может быть обеспечена традиционными технологиями строительства и эксплуатации скважин и требует массированного применения инновационных методов нефтедобычи, способных обеспечить повышенную производительность скважин, интенсивные темпы отбора и высокую конечную нефтеотдачу при приемлемой рентабельности производства.
Все известные на сегодняшний день методы интенсификации добычи реализуют один из следующих двух (или оба одновременно) механизмов: 1. увеличение рабочего перепада давления; 2. снижение фильтрационного сопротивления призабойной зоны пласта (ПЗП).
Повышение перепада давления, очевидно, наиболее простой и дешевый способ интенсификации добычи. Но его применение ограничивается физическими возможностями существующего нефтепромыслового и внутрисква-жинного оборудования, и резервы по увеличению депрессии на пласт на практике, как правило, невелики. Часто существуют и геологические ограничения в виде рекомендованного забойного давления, предотвращающего преждевременное обводнение добывающих скважин закачиваемой или подошвенной водой при наличии последней.
Методы, снижающие фильтрационное сопротивление течения флюидов, более трудоемки, но и значительно бо-
Дата СКВ окр куст пласт на 01.11.09 24.11.09
перевода Ож %Н20 Он Нд Ож %Н20 Он Нд Ож %Н20 Он
12.11.09 5692 1526 1БС9 210/90
8196 034 1БС9 60 2 49,1 1430 67 2 54,8 1410 7 0 6
8203 034 1БС9 45 2 36,8 1250 50 2 40,9 960 5 0 4
1086 37а 1БСЭ 35 74 Л® 1540 36 74 7,8 1540 1 0 0
1024 27а 1БСЭ 55 49 23,4 1640 58 50 24,2 1640 3 1 1
1055 37а 1БСЭ 78 15 55,4 1620 78 20 52,1 1600 0 5 -3
Итого 273 172 289 180 16 8
Табл. 1.
Дата скв окр куст пласт на 01.05.09 24.11.09
перевода Ож %Н20 Он Нд Ож %Н20 Он Нд Ож %Н20 Он
25.05.09 1731 31А 2БС9 210/90
1732 100 2БС9 51 4 40,9 2410 77 3 62,4 2000 26 -1 21
1770 100 2БС9 29 6 23,0 2400 63 80 10,5 2030 34 74 -12
1751 100 2БС9 27 10 20,1 2700 37 15 26,3 2460 10 5 6
Итого 107 84 177 99 70 15
Табл. 2.
лее результативны. При этом, если такие технологии, как например, гидравлический разрыв пласта (ГРП) и физико-химические методы обработки воздействуют, в основном, лишь на призабойную зону пласта, уменьшая ее фильтрационное сопротивление, то применение горизонтальных скважин (ГС) для закачки рабочего агента позволяет не только значительно снизить фильтрационное сопротивление в призабойной зоне, но и целенаправленно влиять на направления течения жидкостей в удаленном межскважинном пространстве пласта, увеличивая скорости фильтрации флюидов и минимизируя долю слабо дренируемых зон в общем поровом объеме пласта. Горизонтальные скважины, дренируя продуктивный горизонт на десятки и сотни метров, соединяют друг с другом участки повышенной проницаемости, каверны и трещины, не только увеличивая скорости фильтрации в межскважинном пространстве, но и повышая степень охвата пласта процессом выработки, увеличивая конечную нефтеотдачу. Применение горизонтальных скважин позволяет снизить плотность сетки скважин, вскрывать отдельные изолированные пропластки, а на этапе доразработки месторождения проводить скважины между рядами нагнетательных и эксплуатационных скважин, использовать ГС в качестве нагнетательных для регулирования профиля вытеснения.
Практическое применение горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием потребовало внесения существенных изменений в систему разработки месторождений. В настоящее время производственниками и учеными накоплен огромный статистический материал, основанный на опыте работы горизонтальных скважин на различных месторождениях, (Мукминов, 2004) на основе которых необходимо сформулировать новые подходы к теории проектирования разработки месторождений с применением ГС.
Горизонтальная скважина, используемая для поддержания пластового давления (ППД), обеспечивает большую площадь поверхности фильтрации рабочего агента, что дает высокую приемистость. Это особенно выгодно в тех случаях, когда достижение требуемой компенсации труднодостижимо вследствие низких фильтрационно-емкосных свойств пласта коллектора. Использование ГС в системе ППД позволяет решить проблему без увеличения давления на устье скважины, т.е. без дополнительных затрат. Положитель-
|— научно-технический журнал
I еоресурсы 1 (33) 2010
Рис. 1.
Рис. 2.
ным моментом является и то, что удается избежать повышения забойного давления выше давления образования техногенной трещины, что снижает вероятность преждевременного обводнения окружающих добывающих скважин.
В настоящее время ГС эксплуатируются либо на режиме истощения, либо в сочетании с вертикальными нагнетательными скважинами. Имеются лишь единичные упоминания о строительстве и успешной эксплуатации горизонтальных скважин в качестве нагнетательных - на месторождении New-Hope в Техасе вместо шести проектных вертикальных скважин ППД были построены две нагнетательные ГС, что привело к четырехкратному росту добычи на месторождении.
На сегодняшний день в филиале «Муравленковск-нефть» ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» эксплуатация горизонтальных скважин в целях нагнетания в пласт рабочего агента осуществлена на двух месторождениях: Суторминском и Сугмутском.
В первом случае для ППД используется ГС № 5692 (Рис. 1), имеющая горизонтальный ствол с эффективной длиной 321,2 м, ориентированный в юго-восточном направлении. Скважина расположена в зоне интенсивных отборов, обусловленной наличием пяти горизонтальных добывающих скважин с суммарным отбором 172 т/сут и накопленными отборами 39276 тонн. На данном участке коллектор пласта 1БС9 характеризуется следующими параметрами: эффективная нефтенасыщенная мощность в среднем составляет 2,2 м., коэффициент песчанистости 0,9, среднее значение пористости в долях единиц - 0,196, проницаемость по гидродинамическим исследованиям составляет 5,8 мД. На данном участке в работе находятся пять добывающих скважин №№ 8196,8203,1055,1024,1086, являющиеся реагирующими. ГС № 5692 запущена под закачку в ноябре 2009 г. с приемистостью 250 м3/сут. Суммарный дебит нефти по району до запуска составлял 172 т/сут., через 2 недели эксплуатации горизонтальной скважины ППД совокупный дебит составил 180 т/сут, увеличение на 5%. По таблице 1 видно, что отклик добывающих скважин на запуск горизонтальной скважины проявился достаточно быстро. Данная особенность указывает на необходимость в точном расчете объемов и давления закачки во избежание преждевременного обводнения добывающих скважин вследствие прорыва нагнетаемой воды.
Хороший результат внедрения стратегии разработки горизонтальными скважинами достигнут на пласте БС9/2 Сугмутского месторождения. Эффективная нефтенасыщенная мощность пласта 2БС9 составляет 7,2 м., средняя пористость 0,18, проницаемость по результатам гидродинамических исследований 7 мД. Коллектор представлен мелкозернистым песчаником с примесью алевролитового мате-
риала, в целом обломочный материал составляет 80 - 97%.
Под нагнетание была переведена одна горизонтальная скважина №1731 (Рис. 2), эффективная длина горизонтального ствола которой составляет 623 м. На рассматриваемом участке пласта в работе находятся три добывающие скважины №№ 1751,1732,1770. Суммарное приращение дебита по нефти по участку составило 15 т/сут., что составляет 18 %. Максимальное увеличение наблюдается по скважине № 1732 и составляет 21 т/сут. В тоже время по скважине № 1770 наблюдается снижение дебита нефти на 12 т/сут вследствие увеличения обводненности, вызванной прорывом воды от скважины ППД № 1792 (Рис. 2).
Отметим, что реализованных систем разработки на основе использования только горизонтальных скважин для добычи нефти и закачки рабочего агента пока не существует.
Результаты работы показали, что внедрение системы разработки на основе горизонтальных скважин в филиале «Муравленковскнефть» ОАО «Газпромнефть-ННГ» выявило эффективность данного метода. На начальном этапе увеличение суточной добычи нефти по участкам в среднем составило 10%. В дальнейшем предполагается непрерывный мониторинг закачки рабочего агента посредством горизонтальной скважины с оценкой накопленной добычи нефти и выработкой практических рекомендаций. Применение горизонтальных скважин в системе поддержания пластового давления позволит существенно повысить эффективность разработки, довыработать остаточные запасы нефти.
Литература
Мукминов И.Р. Гидродинамические аспекты разработки месторождений горизонтальными скважинами и скважинами с трещинами ГРП. Дис. канд. техн. наук. Уфа. 2004.
A.Sh. Biglov, I.F. Talipov, N.M. Elsunkaev. Reservoir pressure maintenance system realization with the help of horizontal injection wells.
Examples of realization in field development system by horizontal injection wells were indicated in that work.
Keywords: horizontal well, hard recoverable resourses, enhanced oil recovery.
Биглов Айрат Шамилевич Зам. начальника отдела по разработке нефтяных и газовых месторождений Филиала «Муравленковскнефть» ОАО «Газпромнефть-ННГ». Научные интересы: геология и разработка нефтяных и газовых месторождений.
629603, РФ, Тюм. обл., ЯНАО, г.Муравленко, ул. Ленина, 82/19. Тел. (34938)63-002.
Эльсункаев Нурадий Мадаевич Начальник отдела по разработке нефтяных и газовых месторождений Филиала «Муравленковскнефть» ОАО «Газп-ромнефть-ННГ». Научные интересы: геология и разработка нефтяных и газовых месторождений.
629603, РФ, Тюм. обл., ЯНАО, г.Муравленко, ул. Ленина, 82/19. Тел.: (34938)63-013.
1 (33) 2010
^научно-техническим журнал
Георесурсы
