Совершенствование технологии проведения МГРП на горизонтальных скважинах

Цель данного проекта — повышение качества эффективности вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин.

Для достижения данной цели были поставлены следующие задачи:

—Сравнение методов первичных вскрытий пласта (ВС и ГС) на примере скважин с БГС;

—Поиск наиболее эффективного метода освоения ГС;

—Поиск скважин-кандидатов для расчетов технико-экономических показателей;

—Расчет технико-экономических показателей проекта.

Введение

Структура сырьевой базы такова, что традиционный ввод месторождений с низкопроницаемыми коллекторами в разработку при разбуривании вертикальными скважинами (ВС) может быть экономически нецелесообразен, а иногда невозможен, вследствие чего значительный объем запасов окажется невовлеченным в промышленную разработку.

Актуальностью данной темы является то, что в последнее время наблюдается ухудшение структуры запасов нефти повышение доли низкопроницаемых коллекторов. Большой объем запасов остается невовлеченным в разработку. В этих условиях наиболее рациональное направление улучшения использования трудноизвлекаемых запасов — переход на принципиально новые системы разработки месторождений с применением ГС и ГРС, которые, имея повышенную поверхность вскрытия пласта, снижают фильтрационное сопротивление в призабойных зонах и являются перспективным методом не только повышения производительности скважин, но и величины нефтеотдачи продуктивных пластов.

Особенно важно применять системы разработки с ГС и ГРС на месторождениях с высокой геологической неоднородностью, разрозненностью, наличием многочисленных зон замещения продуктивных пластов и зон выклинивания.

Горизонтальная скважина (ГС) — это скважина конечной длины, ось которой проходит между кровлей и подошвой пласта с углом наклона 80–100° относительно вертикали. ГС особенно эффективны при разработке трещиноватых коллекторов горизонтальной проницаемостью; при освоении залежей углеводородного сырья ограниченной площадью для установки бурового оборудования; для повышения нефтеотдачи пластов при дораработке месторождений на поздней стадии эксплуатации; при разработке продуктивных коллекторов в условиях интенсивного образования газового и водного конусов; локальных залежей углеводородного вещества и др. Следовательно, повышается степень охвата пласта дренированием, возникает возможность увеличить воздействие рабочим агентом.

Горизонтальные стволы, проходя по продуктивному пласту на сотни метров, а в отдельных случаях несколько сотен метров, могут открыть в неоднородном пласте участки трещиноватых зон с повышенной проницаемостью, что позволит получить по этим скважинам дебиты в несколько раз выше, чем по вертикальным. Появляется возможность разбурить газонефтяные залежи с обширными подгазовыми зонами и водонефтяные залежи значительно меньшим числом скважин и разрабатывать эти объекты при минимальных депрессиях.

Мировой и отечественный опыт проводки горизонтальных скважин свидетельствует о том, что их применение позволяет значительно улучшить текущие технологические показатели разработки низкопроницаемых коллекторов, а в ряде случаев перевести забалансовые запасы нефти в балансовые: в частности, темпы отбора нефти из систем ГС по сравнению с системами вертикальными скважин (ВС) повышаются в 3–5 раз, увеличиваются дебиты скважин, сокращаются сроки разработки. Можно предположить, что применение ГС в этих условиях позволит обеспечить темпы выработки запасов на уровне рентабельности. Годовой темп отбора может быть не менее 2–3 %, в то время как при применении ВС этот показатель не превышает 1–1,5 %. При этом необходимо отметить, что удельные извлекаемые запасы в расчете на одну ГС в разы выше, чем для ВС.

Основная часть

На 1.01.2018 г. на месторождениях ПАО АНК «Башнефть» пробурены 109 горизонтальных скважин. В целом за весь период эксплуатации добыто горизонтальными скважинами 1079,25 тыс. т нефти или же 9,9 тыс. т на одну скважину. При этом средний текущий дебит составил 6,3 т/сут, что в 2,5 раза выше, чем по вертикальным скважинам. По скважинам, пробуренным на серпуховский горизонт, средний дебит составил 6,5 т /сут, что в 2,6 раза выше, чем по вертикальным скважинам. По скважинам, пробуренным на башкирский горизонт, средний дебит составил 5,8 т /сут. Это в 2,3 раза выше, чем по вертикальным скважинам.

Таблица 1

Рассмотрим опыт применения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта на Татышлинском месторождении.

Опытный участок для проведения многостадийного гидроразрыва пласта характеризуется низкой проницаемостью, высокой расчлененностью, с прослоями алевролитов, углей и их разностей, значительной нефтенасыщенной толщиной, наличием линз песчаников толщиной от 2 до 40 м. Тип коллектора — терригенный.

Согласно действующему проектному документу разработки, пробурен опытный участок с четырьмя горизонтальными скважинами с многостадийным гидроразрывом пласта по технологии StageFrac с протяженностью горизонтальных стволов 800–1000 м и числом стадий от 6 до 7.

Дополнительная добыча нефти от горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта составила 202,7 тыс. т, накопленная добыча жидкости — 228 тыс. т. Основные технологические показатели работы ГС приведены в табл. 2.

Таблица 2

Начальные дебиты и накопленная добыча по ГС с МГРП

Из таблицы 2 можно сделать вывод, что скважины с многостадийным гидроразрывом пласта на данном опытном участке имеют достаточно высокие дебиты нефти и значительные темпы падения дебита нефти. Ввиду высоких темпов падения дебита нефти длительность эффекта увеличения продуктивности скважин после многостадийного гидроразрыва пласта невысокая. На опытном участке также были введены в эксплуатацию четыре горизонтальные добывающие скважины.

Дополнительная добыча нефти за период составила 42,7 тыс. т. Горизонтальные скважины уступают по дебиту нефти горизонтальным скважинам с многостадийным гидроразрывом пласта 2 и более раза.

В результате сопоставления данных двух, наиболее перспективных для тюменской свиты вариантов разработки, вариант с горизонтальными скважинами с многостадийным гидроразрывом пласта является наиболее эффективным. Он позволит не только на 5 % увеличить КИН, но также сократить время разработки и привлечь дополнительные экономические ресурсы в кратчайшие сроки.

С учетом пробуренной ранее скважины 4457 горизонтальный участок должен располагаться следующим образом — в северо-восточном направлении с целью довыработки запасов центрального участка.

Рис. 1. Карта текущей плотности подвижных запасов с возможным расположением горизонтального участка новой скважины

Многостадийный гидроразрыв пласта необходимо проводить в центральной части выделенной зоны с целью предупреждения зон интерференции со скважинами 4446, 4444, 4441, а также приобщения основных невыработанных запасов нефти.

Данная горизонтальная скважина 4457 вскрывает продуктивный пласт — 1060–1359,9 м.

Исходя из опыта применения различных технологий многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах, опубликованных в статье «Развитие технологии многостадийного гидроразрыва пласта в ОАО «Самотлорнефтегаз», а также публикациях SPE по практике применения многостадийных ГРП в ТНК-BP, одной из перспективных и достаточно успешных технологий многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине является технология с применением циркуляционных муфт, открываемых шарами определенного диаметра.

Сущность технологии в данном случае заключается в том, что в горизонтальную часть скважины опускается хвостовик с циркуляционными муфтами и системой заколонных пакеров для изоляции интервалов. В момент спуска хвостовик, оборудованный муфтами с открывающимися окнами, герметичен и не допускает сообщения внутрискважинного пространства с заколонным. В ходе операции в поток жидкости ГРП направляются шары калиброванного размера по принципу матрешки, начиная с шара самого малого диаметра, которые, «садясь» в седла, расположенные в муфтах, открывают их, обеспечивая сообщение с пластом для дальнейшего проведения операции. Таким образом, по завершении каждой стадии гидроразрыва сброшенный в скважину шар изолирует предыдущий интервал и открывает порты в хвостовике напротив следующего интервала обработки, что позволяет сформировать запланированное число трещин вдоль горизонтальной части ствола скважины. Очередность стадий устанавливается от забоя скважины. После выполнения всех стадий ГРП посадочные седла и шары разбуриваются фрезом, скважина промывается и осваивается [9].

Данная технология имеет следующие преимущества:

— контроль за развитием трещины ГРП;

— значительное число проводимых стадий ГРП — до 11;

— изоляция ранее стимулированных зон с помощью пакеров;

— небольшой период освоения скважины и ввода в эксплуатацию.

Однако, при этом существует достаточно большой недостаток, связанный с необходимостью своевременного и в правильном порядке сброса шаров для изоляции интервалов ГРП, т. е. человеческий фактор оказывает значительное влияние на эффективность проведения многостадийного гидроразрыва пласта.

Спускаемая на забой горизонтальной скважины компоновка для проведения многостадийного гидроразрыва пласта состоит из следующего оборудования:

Рис. 2. Схема компоновки низа обсадной колонны

Одним из важных показателей работы скважины является дебит нефти. Для ГС с МГРП наблюдается значительное падение дебита нефти в первые три года в результате отбора основной части остаточных запасов нефти, связанных или находящихся вблизи образованных трещин.

Таблица 3

Расчетные дебиты по скважине 4457

Таким образом, проведенный многостадийный гидроразрыв пласта позволил достичь начального дебита по нефти равного 65,7 м ³ /сут или 59.7 т/сут, учитывая плотность нефти и обводненность.

Динамика дебита нефти по скважине 4457

Рис. 3. Накопленная добыча нефти

В результате дополнительная добыча нефти после проведения 4-х стадийного ГРП составляет 3.1 тыс.т. Длительность эффекта составила по расчетам 12 месяцев. Наблюдается незначительная обводненность продукции, что в итоге позволит в данных условиях произвести довыработку центрального участка совместно со скважиной ХХХ, пробуренной в недавнее время.

Заключение, выводы

С целью понижения скин-фактора при освоении новых горизонтальных скважин центрального участка была рассмотрена возможность применения многостадийного гидроразрыва пласта, технология проведения, характеристика и технологический эффект. Проведение многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине оправдано ввиду низкой и средней проницаемости нефтенасыщенных пропластков данного участка, невозможности отбора запасов центрального участка соседними скважинами.

В качестве технологии проведения многостадийного гидроразрыва пласта выбрана технология с применением циркуляционных муфт и механических пакеров, характеризующаяся надежностью, низкой стоимостью и незначительным временем ввода скважины в разработку. Воздействие проводилось на четыре наиболее мощных нефтенасыщенных пропластка, удаленных друг от друга на достаточном расстоянии 61–84 м.

В результате дополнительная добыча нефти после проведения 4-х стадийного ГРП составляет 3.1 тыс.т. Длительность эффекта составила по расчетам 12 месяцев. Наблюдается незначительная обводненность продукции, что в итоге позволит в данных условиях произвести довыработку центрального участка совместно со скважиной ХХХ, пробуренной в недавнее время.

Литература:

1. А. М. Юрчук, А. З. Истомин, “Расчеты в добыче нефти”, Москва, ”Недра”, 1979г.
2. П. М. Усачев, “Гидравлический разрыв пласта” Москва, ”Недра”, 1986г.
3. И. М. Муравьев, Р. С. Андриасов, Ш. К. Гиматудинов, В. Т. Полозков ”Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений”, Москва, ”Недра” 1970г.