Анализ опыта применения горизонтальных скважин с многостадийным ГРП для разработки низкопроницаемых коллекторов нефтяных залежей



В данной работе представлен краткий анализ публикаций по опыту применения горизонтальных скважин с многостадийным ГРП для разработки низкопроницаемых коллекторов нефтяных залежей зарубежных и отечественных нефтяных месторождений, сделаны выводы об оптимальных решениях.

Ключевые слова: горизонтальная скважина, многостадийный ГРП, низкопроницаемый коллектор, нефть, месторождение.

Введение

В настоящее время состояние нефтяной отрасли характеризуется вступлением все большего числа крупных и уникальных месторождений в позднюю и завершающую стадии разработки, что приводит к значительному снижению добычи нефти и росту обводненности продукции. На фоне постепенного падения уровней добычи нефти основные перспективы на зрелых месторождениях Западной Сибири во многом связаны с вовлечением в активную разработку низкопроницаемых коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТРИЗ).

Важным элементом развития нефтегазового комплекса явились санкции, последовательно вводимые с 2014 г. Это явилось мощным фактором консолидации отрасли для преодоления собственной технологической отсталости и запустило процесс импортозамещения. Интенсификация процесса произошла в 2017 г. Одной из наиболее критических технологий, которая нуждается в российских аналогах, является гидроразрыв пласта (ГРП), включающий программное обеспечение моделирования, пропант, флот ГРП и т. д. В 2017–2018 г. подготовлен и запущен в реализацию проект «Гипер ГРП», направленный на создания российских аналогов в области моделирования ГРП. Ожидается, что уже в ближайшие несколько лет Россия может составить значительную конкуренцию в этом вопросе всем зарубежным аналогам. [1]

Несмотря на санкции и снижение цен на нефть, компании запустили инвестиционные программы по освоению новых месторождений, оптимизации и повышению эффективности на традиционных объектах. Так, в стратегиях крупнейших нефтедобывающих компаний (ПАО «НК «Роснефть» и ПАО «Газпром нефть») запланирован рост среднего дебита новых скважин, снижение стоимости их строительства, существенное увеличение доли горизонтальных скважин (ГС).

Учитывая современные тенденции в нефтегазовой отрасли России, одной из наиболее актуальных задач является изучение опыта применения горизонтальных скважин с многостадийным ГРП (МГРП).

Проблематика

Разработка низкопроницаемых коллекторов имеет ряд хорошо известных проблем: низкие нерентабельные дебиты скважин, низкая приемистость нагнетательных скважин, низкая эффективность системы поддержания пластового давления (ППД) и т. д.

Бурение горизонтальных скважин повышает требования к техническому оснащению буровых установок, что связано с увеличением нагрузок на колонну в процессе бурения горизонтальной части ствола скважины. Повышенные требования и увеличение времени бурения скважины приводит к росту стоимости скважин, наряду с увеличением рисков потери устойчивости ствола и снижения эффективности проходки по коллектору (в случае «потери» продуктивного пласта). Стоимость бурения скважины довольно часто линейно зависит от общей длины, которая ограничена возможностями буровой установки.

В процессе разработки горизонтальные скважины менее управляемы: узкий круг возможных геолого-технических мероприятий (ГТМ) и исследований, что, в большей степени, связано с высокой стоимостью работ.

При разработке горизонтальными скважинами с МГРП возникают риски соединения трещин между добывающими и нагнетательными скважинами (автоГРП).

Преимущества технологии горизонтального бурения сМГРП на низкопроницаемых отложениях

В настоящее время существует ряд льгот, благодаря которым разработка низкопроницаемых объектов выглядит более привлекательной, нежели третичные методы на объектах с высокой выработкой запасов. Наряду с большими рисками и высокой стоимостью, применение горизонтальных скважин с МГРП позволяет получать рентабельные дебиты и добычу. Применение новых технологий (ГС с МГРП) на ряде объектов позволяет увеличить конечный коэффициент нефтеотдачи, поддержать или увеличить уровень добычи на зрелых месторождениях, вовлекать в разработку ранее нерентабельные новые месторождения.

Технологические достижения

По данным из [2] на восточном побережье острова Сахалин есть ряд компаний, осуществляющих бурение скважин с целью вскрытия отдаленных углеводородных пластов. Данные скважины имеют протяженность превосходящую любые другие скважины в мире, общая длина одной скважины достигает 13–15 км. Эти скважины со сверхбольшим горизонтальным отходом и характеризуются рекордным соотношением их горизонтальной протяженности к глубине по вертикали превышающим 5:1 и 6:1. Таким образом, технологических ограничений для бурения длинных горизонтальных скважин в современном мире нет.

В работе [3] проводится анализ опыта увеличения количества ГРП на скважинах ОАО «Самотлорнефтегаз». В первой половине 2011 года на рынке Российской Федерации стали доступны специальные компоновки МГРП муфты активируемы сбросом шара и технологии проведения операции в одну стадию, ввозимые из-за рубежа. Но специалисты ОАО «Самотлорнефтегаз» остановились на интересном методе проведения многостадийных ГРП с использованием разрывных муфт активируемых давлением BPS и специального чашечного пакера. Данная технология совершенствовалась в течение 4х лет. Благодаря затраченным усилиям удалось вначале 2016г произвести уникальный 29-стадийный гидравлический разрыв пласта.

Полученные результаты по стартовым дебитам показали правильность выбора стратегии по направлению увеличения количества стадий МГРП. Об этом говорят полученные запускные дебиты, которые выше в 2–3раза в сравнении со скважинами, на которых было выполнено всего 4–6 стадий ГРП.

Опыт проведенных работ показал, что увеличение числа стадий ГРП по технологии разрывных муфт с применением чашечного пакера не влечет за собой увеличения осложнений или аварийности. Увеличение числа стадий по всем целевым объектам Самотлорского месторождения показало прямую зависимость увеличения дебетов скважины от числа зон стимуляции, чем больше стадий, тем больше дебит.

Опыт применения ГС сМГРП для разработки низкопроницаемых низкопроницаемых пластов зарубежных месторождений

Канадский нефтяной бум последних лет, в отличие от «сланцевой революции» в США, связан в основном с активным разбуриванием горизонтальными скважинами с МГРП традиционных коллекторов с низкой проницаемостью и легкой нефтью (аналогично тому, что в последние годы массово делается в России). Опыт применения ГС с МГРП в Канаде (более 29 тысяч скважин) несопоставимо больше опыта использования таких скважин в России. Кроме того, в Канаде такого типа скважины стали массово применять гораздо раньше, чем в России, соответственно, на сегодняшний день там уже накоплен огромный опыт. Помимо всего прочего, многие данные по разработке, заканчиванию, ГРП в Канаде открыты и доступны для анализа. По этим причинам изучение опыта разработки месторождений Канады представляет большой интерес. [4]

В Канаде с 50-х годов XX века месторождения с низкой проницаемостью разрабатывались вертикальными скважинами. В начале XXI века акцент в разработке сместился на использование горизонтальных скважин с МГРП. Новые месторождения разбуриваются целиком ГС с МГРП, преимущественно с длиной ствола в 1 милю (1500–1600 м).

В [4] были рассмотрены тринадцать крупнейших низкопроницаемых терригенных месторождений. Ниже (табл. 1) приведена основная информация об этих месторождениях, указано количество ГС с МГРП и текущий уровень внедрения вторичных методов нефтедобычи. Одно из преимуществ рассмотрения именно крупных месторождений состоит в том, что разбуривание таких месторождений осуществляется в течение длительного срока. Соответственно, компании-операторы имеют возможность по мере накопления знаний оптимизировать применяемые системы заканчивания и системы разработки в целом.

Таблица 1

Информация окрупных терригенных низкопроницаемых месторождениях вКанаде по данным FracDB ипубличных данных правительства Канады

Авторы в статье [4] отмечают ниже следующие выводы.

Процент скважин с цементированным хвостовиком увеличивается, а с открытым забоем — снижается. На сегодняшний день цементированные хвостовики используются примерно в 50 % горизонтальных скважин с МГРП, тогда как в 2007- 2009 годах цементированный хвостовик применялся только в 20–30 % скважин.

Средняя длина горизонтального участка скважин увеличилась с 2007 г. до настоящего момента с 1000 м до 1600 м. Средняя масса проппанта на порт — 41 т для всех рассматриваемых ГС, 58 т — для газовых ГС, 20 т — для нефтяных ГС. Среднее расстояние между портами ГРП снизилось с 200 м в 2007 г. до 100 м в 2015 г.

Средняя стоимость скважины за рассмотренный период времени остается постоянной, в то время как длина скважины и количество портов увеличиваются. Доля заканчивания в стоимости строительства скважины стабильна и составляет около 40–50 %.

Были проанализированы применяемые системы разработки, типовые кривые падения добычи, подходы к заканчиванию скважин (влияние на добычу длины скважины, ориентации относительно направления главного стресса и расстояния между портами), схемы заводнения, эффективность поддержания пластового давления (ППД) и ряд других вопросов. Основными источниками информации служили базы данных по ГРП в Канаде (FracDB) и публичные данные правительства Канады.

Плотность сетки скважин на Канадских низкопроницаемых месторождениях высокая. В подавляющем большинстве случаев расстояние между горизонтальными скважинами составляет от 200 до 400 м.

Многие месторождения разрабатываются на истощении значительные периоды времени (более 5 лет). К широкому внедрению ППД операторы относятся осторожно. На практике, эффект от использования ППД в низкопроницаемых коллекторах не всегда очевиден, однако многие операторы думают в этом направлении и проводят пилотные работы по проверке эффективности заводнения. Полномасштабное ППД с использованием ГС с МГРП организовано на 3-х крупных месторождениях, еще на четырёх идут опытно-промышленные работы (ОПР).

В качестве нагнетательных скважин для низкопроницаемых месторождений в Канаде в последнее время используются только горизонтальные скважины с МГРП (после отработки на нефть в течение 2–5 лет для повышения экономической эффективности), вертикальные скважины показали меньшую эффективность (несколько пилотов на Daly Sinclair и Bakken ViewField) и не применяются при разработке новых участков и месторождений.

Для всех рассмотренных месторождений тестируются схемы заводнения с применением ГС с МГРП как вдоль, так и поперёк ствола. При наличии трещин поперёк ствола иногда наблюдаются быстрые прорывы воды. Однозначного ответа на вопрос, какая схема лучше, на сегодняшний день нет.

Для ряда низкопроницаемых месторождений заводнение оказалось эффективным. Конечный КИН при применении системы ППД возрастает в 1.5–2 раза по сравнению с КИН, который достигается на истощении (рост КИН с 6–12 % до 12–25 % и выше). Скважины с трещинами ГРП вдоль ствола работают на истощении хуже, чем скважины с трещинами поперек ствола.

Опыт применения ГС сМГРП для разработки низкопроницаемых пластов отечественных месторождений

Наряду с зарубежным опытом в России в начале XXI века также началось бурное развитие технологий горизонтального бурения и МГРП. Так, согласно данных из технологического справочника ПАО «НК «Роснефть», [5] на месторождениях обществ массово проводится многостадийный ГРП.

Цель технологии: увеличение продуктивности скважины, площади дренирования скважины, сокращение сроков ремонта ГРП.

Область применения: низко- и среднепроницаемые пласты; анизотропные и гетерогенные пласты; создание гидродинамического контакта со всеми пропластками продуктивного интервала; возможность применять на высокопроницаемых пластах.

Технология опробована на месторождениях следующих обществ компании: АО «Самотлорнефтегаз», ПАО «Верхнечонскнефтегаз», АО «РН-Няганьнефтегаз», ПАО «Варьеганнефтегаз», ООО «РН-Юганскнефтегаз», ООО «РН-Пурнефтегаз», ОАО «Томскнефть» ВНК, ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», ООО «Башнефть-Добыча», ООО «Соровскнефть».

Ниже приводится информация о стимуляции низкопродуктивных горизонтальных скважин на месторождениях НК «Роснефть» согласно [6].

В начале и первой половине 90-х годов на месторождениях НК Роснефть было пробурено более сотни горизонтальных скважин, значительная часть которых относится к низкопроницаемым пластам с высокой расчлененностью (Тарасовское, Харампурское, Комсомольское и Фестивальное месторождения ОАО «РН- Пурнефтегаз», Приразломное и Мало-Балыкское месторождения ОАО «РН-Юганскнефтегаз»). Средняя проницаемость на данных объектах составляет 1–15 мД, мощность — 6–30 м, в большинстве случаев имеется близко расположенный водо- или газоносный пласт. Часть скважин оборудована хвостовиком с нецементированным щелевым фильтром, часть — горизонтальные скважины с открытым стволом. Длина горизонтального участка составляет от 35 м (фактически, наклонно направленные скважины) до 450 м.

Значительная часть пробуренных горизонтальных скважин работает с низкой продуктивностью вследствие различных причин. Такие способы повышения продуктивности скважин как промывка горячей нефтью и соляно-кислотные обработки давали непродолжительный эффект и не приводили к значительному приросту дебитов.

Для оценки перспектив применения горизонтальных скважин на низкопроницаемых пластах месторождений Западной Сибири был реализован исследовательский проект в рамках Системы Новых Технологий НК Роснефть. Были произведены работы на 21 скважине Приразломного, Приобского и Мало-Балыкского месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз», Тарасовского, Фестивального, Харампурского и Комсомольского месторождений ООО «РН- Пурнефтегаз». Все скважины являлись действующими, то есть тип заканчивания не подбирался с учетом перспективы проведения ГРП.

По результатам опытных работ технология ГС с МГРП была признана эффективной и рекомендована к тиражированию в компании. В результате доля горизонтальных скважин с МГРП на месторождениях НК Роснефть ежегодно увеличивается. Опыт применения ГС с МГРП ПАО «Газпромнефть» на Приобском месторождении описан в [7].

На Южной лицензионной территории Приобского месторождения опробованы следующие технологии ГС с МГРП:

– ГС с длинами ствола от 400 до 1500 м;

– МГРП с числом стадий от 4 до 30 и массой проппанта на стадию от 33 до 140 т, максимальная масса проппанта на скважину — 1187 т;

– установка равнопроходных цементируемых хвостовиков с целью проведения адресных инициаций трещин и определение влияния их числа на продуктивность (11 скважин);

– кластерный МГРП (около 50 скважино-операций);

– раздвижные муфты многоразового использования для открытия/закрытия порта (более 80 скважин).

На начало 2017 г. фонд ГС с МГРП составлял около 200 скважин, или 14 % действующего фонда, эти скважины обеспечивают сегодня примерно 24 % всей суточной добычи нефти. На продуктивность ГС с МГРП влияют такие параметры, как длина ГС, дизайны и технологии МГРП, возможность проведения дополнительной стимуляции, система разработки и др. Различные типы заканчивания ГС с МГРП и технологии МГРП опробованы в течение первого года примерно на 50 опытных участках. Это позволяет выделить технологии и инженерные решения, которые обеспечивают большую продуктивность скважин. Выявлено, что увеличение длины ГС приводит к росту дебита нефти. Оптимальное расстояние между трещинами ГРП — 100 м.

Таким образом, выявление лучших технологических решений с подтверждением теоретических обоснований опытно-промысловыми испытаниями позволяет планировать освоение запасов нефти, которые ранее считались нерентабельными.

Системы разработки ГС сМГРП

С увеличением количества горизонтальных скважин с МГРП, все более актуальным становится вопрос оценки эффективности проведения многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в горизонтальных скважинах, как метода заканчивания скважин и интенсификации добычи. В частности, важной задачей является определение оптимального количества стадий МГРП, параметров трещин и расстояния между ними. Более обширная задача — оптимизация схемы разработки месторождений на основании полученных данных.

В 2013 г. для повышения эффективности разработки краевых участков северной лицензионной территории Приобского месторождения началась активная реализация бурения горизонтальных скважин с МГРП. Продуктивность, запускной дебит и накопленная добыча ГС с МГРП относительно показателей по наклонно направленным скважинам (ННС) кратно увеличились. Кроме того, значительно возрос темп отбора запасов. Однако с выходом бурения в краевые ухудшенные зоны эффективность работы ГС с МГРП также снижается, и для ее повышения требовались решения по оптимизации. В статье [8] рассмотрен подход к оптимизации дизайна МГРП в ГС путем увеличения числа стадий ГРП и были сделаны следующие выводы:

– при увеличении числа стадий МГРП повышаются дебит и, соответственно, добыча нефти в течение первых лет работы;

– при уменьшении общей массы проппанта сохранение запускных уровней дебита ГС возможно за счет увеличения числа стадий.

– наличие большего числа трещин МГРП в ГС обеспечивает больший объем притока, однако существует оптимальное соотношение между числом трещин МГРП и загрузкой проппанта на скважину, при котором значение чистого дисконтированного дохода будет максимальным.

В рамках опытно-промышленных испытаний на Приобском месторождении реализованы первые ГС с увеличенным числом стадий МГРП. Прирост дебита нефти на запуске ГС с 8 стадиями МГРП относительно ГС с 5 стадиями составил 30–50 %. На основании описанного подхода [8] и согласно данным оценки экономической эффективности в разрезе отдельных кустов на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» с начала 2017 г. выполняется активное бурение ГС с числом стадий МГРП, равным 8 и 10.

В статье [9] рассмотрена проблема низкой эффективности схемы разработки месторождений горизонтальными скважинами с трещинами МГРП, пробуренными и законченными в низко- и средне-проницаемых нефтяных коллекторах (менее 100 мД), подвергающихся заводнением водой. Определена новая и оптимальная схема разработки для ГС с МГРП, разработанная для обеспечения экономического успеха, поскольку нынешние скважина серии ГС с МГРП демонстрируют либо ранний прорыв воды, либо более высокое, чем было запланировано, снижение дебита жидкости.

Новая разработанная схема в [9] состоит из рядов добывающих ГС с МГРП и нагнетательных скважин ГС с МГРП, расположенных между рядами добывающих. Отличием от всех известных ранее схем является то, что скважины, нагнетательная ГС с МГРП и добывающая ГС с МГРП, бурятся по направлению минимального горизонтального напряжения и заканчиваются с МГРП. Скважины заканчиваются таким образом, что трещины ГРП, на всех скважинах, располагаются в контролируемой манере и порты ГРП, как на нагнетательных, так и на добывающих скважинах, контролируемы. Таким образом эта схема обеспечивает высокий начальный дебит, сохранение высокого дебита со временем и снижает риск раннего прорыва воды от нагнетательных скважин по неконтролируемым трещинам автоГРП.

С 2013 г. на Ем-Ёговском лицензионном участке началось внедрение технологии бурения горизонтальных скважин с многостадийным ГРП перпендикулярно линии максимального регионального стресса [10]. Система ППД на ГС с МГРП реализована в шахматном порядке. На момент принятия проектных решений были обоснованы параметры системы разработки и сделаны прогнозы на основе следующих допущений: трещины ГРП полностью вскрывают продуктивный разрез объекта ЮК_2–9; прямые прорывы нагнетаемой воды минимальны; система ППД работает эффективно.

Согласно данной стратегии к середине 2015 г. были пробурены и введены в эксплуатацию 49 скважин. Дебиты ГС c МГРП превысили дебиты ННС с ГРП в 2 раза и более. Однако темпы падения дебитов жидкости оказались очень резкими. В среднем, запускные дебиты снижались за год на 70 %, что свойственно низкопроницаемым коллекторам. После 2,5 лет реализации ОПР в горизонтальных скважинах с МГРП можно отметить, что предположения о геометрии ГРП и эффективности системы ППД не оправдались, и проблемы, свойственные разработке сверхнизкопроницаемого коллектора, до сих пор остаются актуальными.

В работе [10] оптимальной системой разработки с технологической точки зрения среди вариантов c ГС обоснована рядная система — комбинация добывающих ГС с МГРП и нагнетательных ННС+ГРП. Горизонтальные скважины бурятся сообразно линии стресса на участках преобладания русловых фаций с этажом нефтеносности, не превышающим 60 м, а за периметром — бурение наклонно направленных скважин по квадратной сетке.

Заключение

С начала XXI века основной эффективной технологией разработки низкопроницаемых коллекторов является применение горизонтальных скважин с МГРП. Данная технология была впервые внедрена на зарубежных месторождениях, но на сегодняшний день повсеместно применяется и на отечественных месторождениях.

Опыт эксплуатации ГС с МГРП показал, что наиболее эффективным является увеличение длины горизонтального ствола и количества ГРП с подбором оптимального дизайна и расстояний между портами ГРП. Для эффективного вытеснения нефти применяются системы разработки, в которых горизонтальные скважины расположены вдоль линии максимального напряжения, в качестве нагнетательной в большинстве случаев эффективно применять горизонтальные скважины. Оптимальное расстояние между рядами 200–400 метров.

При наличии трещин поперёк ствола иногда наблюдаются быстрые прорывы воды, но однозначного ответа на вопрос, какая схема лучше, на сегодняшний день нет. Скважины с трещинами ГРП вдоль ствола работают на истощении хуже, чем скважины с трещинами поперек ствола.

Литература:

1. Нефтегазовый комплекс России — 2017. Часть 1. Нефтяная промышленность — 2017: долгосрочные тенденции и современное состояние // Л. В. Эдер, И. В. Филимонова, В. Ю. Немов, И. В. Проворная, М. В. Мишенин, А. В. Комарова и др. / под ред. А. Э. Конторовича. — Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2018. — 86 с.
2. Преодоление сложностей в определении положения ствола скважины при бурении со сверхбольшим горизонтальным отходом на Дальнем Востоке России/ Б. Поджоно, Ш. А. Роулинз, и др. // SPE 160784.
3. Опыт проведения МГРП с 20-ю и более стадиями на Самотлорском месторождении С.С Кудря, АО «Самотлорнефтегаз” / К. Н. Байдюков, М. И. Самойлов и др.// SPE-182–038-RU.
4. Повышение эффективности разработки крупного месторождения ТРИЗ в Западной Сибири на основе опыта Канадских месторождений-аналогов / В. Б. Карпов, Н. В. Паршин и др.// SPE-182572-RU.
5. Технологический справочник ПАО «НК «Роснефть», 2016, — 88–89 с.
6. Опыт применения гидроразрыва пласта на горизонтальных скважинах ОАО «НК «Роснефть» / Хайдар А., Вафин И., и др.// SPE 117418.
7. Выбор лучших технологических решений для повышения эффективности применения горизонтальных скважин с МГРП на Приобском месторождении / А. Р. Листик, Н. Г. Попов и др.// Нефтяное хозяйство. — 2017.
8. Повышение эффективности работы горизонтальных скважин путем оптимизации дизайна многостадийного гидроразрыва пласта на северной лицензионной территории Приобского месторождения / А. М. Зорин, Т. С. Усманов и др.// Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. — 2017.
9. Проблемы разработки месторождений и новая схема разработки с применением горизонтальных скважин, законченных МГРП, для средне-проницаемых нефтяных коллекторов, разрабатываемых заводнением / К. К. Бутула, С. Верещагин и др.// SPE-181983-RU.
10. Эволюция проектных решений по разработке отложений тюменской свиты на примере месторождений Красноленинского свода/ А. А. Чусовитин, Р. А. Гнилицкий и др.// Нефтяное хозяйство. — 2016. с 54–58.