Page 1

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДК 622.276.66сг

© Коллектив авторов, 2011

Повышение эффективности вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов с применением многозонных гидроразрывов пласта в горизонтальных скважинах В.В. Муляк, М.В. Чертенков (ОАО «ЛУКОЙЛ»), А.А. Шамсуаров, А.А. Потрясов (ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь»), В.В. Шкандратов, В.И. Шаламова, В.В. Вахрушев, А.М. Сартаков (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени)

Increasing efficiency of hard-to-recover reserves involving in the development with use of multi-zone hydraulic fracturings in horizontal wells V.V. Mulyak, M.V. Chertenkov (LUKOIL OJC), A.A. Shamsuarov, A.A. Potryasov (LUKOIL - Western Siberia LLC), V.V. Shkandratov, V.I. Shalamova, V.V. Vakhrushev, A.M. Sartakov (KogalymNIPIneft LUKOIL-Engineering LLC) The technology of multi-zone hydraulic fracturings in horizontal wells, mainly used in low-productive gas fields of the USA and Canada, is considered. Nine-point, seven-point and five-point systems of horizontal wells layout, and also technologies of completion of such wells are given. The results of application of technology in wells of LUKOIL - Western Siberia LLC fields are presented. The efficiency of the considered technology introduction is marked.

В

Ключевые слова: горизонтальные скважины, гидроразрыв пласта (ГРП), многозонный ГРП, гидродинамические модели. Адрес для связи: VahrushevVV@tmn.lukoil.com

ОАО «ЛУКОЙЛ» особое внимание уделяется разработке пластов с низкопродуктивными коллекторами. В настоящее время большинство высоко- и среднепроницаемых объектов в регионе деятельности ООО «ЛУКОЙЛ –Западная Сибирь» вовлечено в активную разработку и по ним достигнута значительная степень выработки запасов. Для восполнения ресурсной базы нефтедобычи началось активное вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти из отложений ачимовской толщи и юры. Данные объекты представлены терригенными коллекторами и характеризуются высокой изменчивостью толщин по простиранию, нефтенасыщенности по разрезу, большой расчлененностью и низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Входные дебиты наклонно направленных скважин (ННС) без применения гидразрыва пласта (ГРП) в основном составляют первые тонны в сутки. Значительные запасы сосредоточены также в регионально развитом пласте АВ13, который, хотя и разбурен в значительной степени, существующими методами вовлекается в разработку недостаточными темпами. При вовлечении в разработку подобных объектов традиционным методом стал ГРП, позволивший рентабельно эксплуатировать как ранее пробуренные, так и вновь вводимые ННС. Условно можно выделить несколько этапов внедрения ГРП. На первом этапе, в условиях давления, близкого к первоначальному пластовому, и большого выбора скважин-кандидатов, ГРП выполнялся с закачкой в пласт до 10 т расклинивающего трещину проппанта, что позволяло исключить скин-эффект в призабойной

В

48

11’2011

зоне и создать вертикальную трещину с полудлиной до 50 м и средней шириной 1,5-3 мм. Дополнительная добыча нефти составляла в среднем 5–10 тыс. т на скважину, что обеспечивало экономическую рентабельность разработки месторождений. На втором этапе внедр ения ГРП объемы закачки в пласт проппанта были увеличены от 20 до 50 т, в дальнейшем до 100 т и более. Создание длинных (более 100 м) и широких (средняя ширина 4-7 мм) закрепленных проппантом трещин позволило повысить дебит скважин в 2-3 раза относительно дебитов, полученных при первоначальных ГРП. Однако геологическое строение (малая толщина непроницаемых перемычек между нефте- и водонасыщенными пластами, наличие недонасыщенных прослоев и др.) многих участков пластов не дает возможности проводить ГРП по стандартной технологии. При близком залегании водонасыщенного интервала обычно используются технологии, ограничивающие рост трещины по высоте. При невозможности ограничения вертикального развития трещины применяют технологии предварительной изоляции водонасыщенных интервалов, а также ограничения водопритока в трещину с использованием модификаторов фазовых проницаемостей. До настоящего времени данные технологии проведения ГРП позволяли решать задачи рентабельной разработки низкопродуктивных пластов. Однако по мере выработки запасов нефти эффективность ГРП снижается, а риски, связанные с отклонением от оптимального дизайна в конкретных геологических условиях, приводят к преждевременному высокому обводнению, возникновению заколонных или внутрипласто-

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО


РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Рис. 1. Элементы компоновки хвостовика ГС для МГРП

вых перетоков. В результате наряду с ГРП на вновь вводимых участках стало широко применяться строительство горизонтальных скважин (ГС) с длиной горизонтального участка (ГУ) 400-500 м. Одна ГС бурится вместо двух ННС, что повышает экономическую эффективность и снижает удельные затраты на добычу 1 т нефти. Использование комплекса LWD (с датчиком TRIPLE Combo) обеспечило более 80 % контакта с коллектором от длины ГУ и позволило исключить проведение промежуточного/окончательного каротажа. Средние дебиты нефти составляют от 20 до 70 т/сут в зависимости от ФЕС пласта. Результаты бурения ГС показали, что в пластах с невысокой расчлененностью коллекторов дебиты нефти ГС существенно выше, чем дебиты ННС. В то же время из анализа накопленного опыта следует, что при бурении ГС в продуктивных пластах, характеризующихся высокой расчлененностью и состоящих их прослоев небольшой толщины, низкой проницаемости, фактический дебит ГС не соответствует ожидаемому и ниже (иногда в разы), чем дебит ННС с ГРП. В качестве примера можно привести результаты бурения скв. 7844Г и 7141Г на юрской залежи Урьевского месторождения. Дебиты скважин после бурения составили соответственно 18 и 5 т/сут, по окружающим ННС с ГРП этот показатель находится в диапазоне 17-27 т/сут. Дополнительным осложняющим фактором является бурение ГУ по чередующимся глинистым и алевролитистым прослоям, что приводит к дополнительной кольматации призабойной зоны пласта. Как следствие, по таким скважинам принимается решение о проведении ГРП. В связи с тем, что конструктивно все ГУ оборудуются нецементируемым щелевым фильтром, пакер устанавливается в адаптере хвостовика. В результате получаем неуправляемый («слепой») ГРП [1] с возможностью образования трещины в интервале всего ГУ и точечный приток из наиболее проницаемого и часто недонасыщенного нефтью интервала. Дебит нефти таких скважин не превышает 20 т/сут. Таким образом, требовалось совершенствование технологии проведения ГРП в ГС [2, 3]. Одним из направлений совершенствования стала технология многозонных ГРП (МГРП) в ГС, в основном применявшаяся на низкопродуктивных (в том числе сланцевых) газовых месторождениях США и Канады. С целью эффективного вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородов в ОАО «ЛУКОЙЛ» впервые в

России была принята масштабная программа проведения опытно-промышленных работ (ОПР) по выполнению МГРП в горизонтальном участке скважин. Скважины-кандидаты для проведения МГРП в ГС выбирались на основе многовариантных расчетов на геолого-гидродинамической модели участка разбуриваемого пласта с последующей постоянной корректировкой геологической модели как по данным по пилотному стволу, так и по информации, поступающей в режиме реального времени в процессе бурения ГУ. Это дало возможность заранее уточнить геологическое строение участка ГС и предоставить сервисным компаниям геолого-технические характеристики для дизайна каждой стадии ГРП. С целью максимального охвата площади дренирования и повышения коэффициента продуктивности большинство ГУ (длиной 500-800 м) ориентировано перпендикулярно вектору максимального горизонтального напряжения. Транспортная секция 178-мм колонны спускалась до входа в продуктивный пласт и цементировалась. После бурения горизонтальный участок средней длиной 470 м обсаживался 114,3-мм хвостовиком, оборудованным разбухающими пакерами и портами ГРП (рис. 1). Большинство скважин оборудовалось для проведения пятизонного ГРП (через 100 м), что позволило охватить все участки ствола. Решение о компоновке хвостовика и числе операций ГРП принималось по результатам окончательного каротажа. После спуска компоновки хвостовика скважина некоторое время простаивала в ожидании разбухания пакеров. Затем проводились ГРП с последующим разбуриванием фрезом на гибкой ГНКТ посадочного седла и шара в интервалах ГРП, промывка скважины и освоение с применением азотной установки, что позволило ускорить процесс освоения пласта и определить тип глубиннонасосного оборудования. Уже первые результаты показали эффективность применяемых технологий. Например, по скв. 7633Г и 7610Г Урьевского месторождения входной дебит нефти составил соответственно 95 и 93 т/сут, тогда как по ННС – 22–26 т/сут. Для обоснования влияния технологии МГРП на коэффициент извлечения нефти (КИН) перед проведением масштабных ОПР были выполнены тестовые модельные расчеты для девяти-, семи- и пятиточечной систем разработки при расстоянии между скважинами 500 м (рис. 2). При моделировании рассматривались

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

11’2011

49


РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ типы разрезов с повышенной проницаемостью (в 10 раз) в кровле, подошве, середине пласта. Нефтенасыщенная толщина составляла 6 м, средняя проницаемость для всех типов разрезов – 0,005 и 0,025 мкм2. Были рассмотрены следующие технологии заканчивания скважин: 1) ННС; 2) ННС + ГРП; 3) ГС; 4) ГС + МГРП. Результаты моделирования показали, что КИН за 30 лет увеличился от 5 % (при проницаемости 0,025 мкм2) до 33 % (при проницаемости 0,005 мкм2) для систем разработки ГС с МГРП по сравнению с ННС. Для примера на рис. 3 приведен КИН за 30 лет для девятиточечной системы для ННС и ГС без ГРП и с ГРП. Данные моделирования позволили начать массовые ОПР по заканчиванию ГС с МГРП на местоРис. 2. Схемы расположения ГС в девятиточечной (а), семиточечной (б) и пятиточечной (в) рождениях ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь». системах разработки Работы проводились на девяти месторождениях по трем группам пластов: АВ, БВ, ЮВ. По состоянию на сентябрь 2011 г. работы выполнены в 35 скважинах (табл. 1).

Рис. 3. Динамика КИН при проницаемости 0,005 мкм2 (а) и 0,025 мкм2 (б): 1 – ННС; 2 – ННС с ГРП; 3 – ГС (схема 4 на рис. 2, а); 4 - ГС (схема 3 на рис. 2, а); 5 – ГС (схема 2 на рис. 2, а); 6 – ГС (схема 4 на рис. 2, а) с МГРП Таблица 1 Месторождение

Пласт

Число скважин

qж, т/сут

qн , т/сут

B, %

входные

qж, т/сут

qн , т/сут

B, %

qж, т/сут

qн , т/сут

B ,%

средние за 2011 г.

текущие на 01.09.11 г.

ТевлинскоРусскинское

ЮС11

8

104

80

23

96

83

14

106

94

11

Вать-Еганское

ЮВ1

3

129

62

52

93

44

53

94

44

53

ВосточноПридорожное

ЮВ1

1

56

19

66

57

23

60

57

21

63

ЮжноВыинтойское

БВ7

1

197

16

92

197

16

92

197

16

92

Нонг-Еганское

ЮВ1

2

89

72

19

78

69

12

84

70

17

Покачевское

АВ13

2

105

80

24

69

44

36

67

37

45 77

3 1

Кечимовское

АВ

2

135

29

79

63

13

79

91

21

Урьевское

ЮВ1

14

125

85

32

108

76

30

112

82

27

Лас-Еганское

ЮВ1

2

101

60

41

73

43

41

81

49

40

35

114

71

38

97

65

33

104

76

27

ВСЕГО

Примечание. q ж , q н – дебит соответственно жидкости и нефти; B – обводненность.

50

11’2011

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО


РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Таблица 2 Пласт АВ13 БВ7 ЮВ1

qж , qн , т/сут т/сут Входные 111 65 197 16 109 75

В, % 41 92 32

qж , qн , В, % т/сут т/сут Текущие на 01.09.11 г. 66 31 53 197 16 92 96 70 27

Таблица 3 Месторождение

Кратность qн qж

Изменение, %

qн qж

Урьевское

4,7

3,9

5,0

3,8

7,1

-3,1

Лас-Еганское

3,9

3,3

4,8

12,3

22,0

269,7

Тевлинско-Русскинское

2,3

2,3

2,4

1,4

6,1

-40,1

Восточно-Придорожное

1,4

1,0

1,7

0,7

20,9

-29,2

Южно-Выинтойское

2,7

0,7

Вать-Еганское

1,6

1,3

5,0

3,8

221,2

190,7

Нонг-Еганское

2,9

4,3

2,8

4,5

-3,9

5,6

Покачевское

5,7

3,5

2,5

2,0

-55,6

-44,0

ВСЕГО

3,1

2,5

3,3

4,1

10,0

59,6

входных

через 3 мес

За 2011г дополнительная добыча нефти по скважинам с МГРП составила 184,1 тыс. т, дебит нефти – 76,1 т/сут. Распределение показателей по объектам разработки приведено в табл. 2. Фактически более 90 % всех ГРП выполнено успешно, что сравнимо с результатами ГРП в ННС и свидетельствует о достоверности вносимых в дизайн данных о коллекторе и правильном выборе компоновки хвостовика. По сравнению с результатами использования базовой технологии кратность по входным показателям в среднем составляет 2,5 раза, изменяясь от 0,7 до 4,3. По Тевлинско-Русскинскому и Урьевскому месторождениям, по которым было проведено наибольшее число МГРП на объекте ЮВ1, средняя кратность равна 3,1 раза. По части скважин с МГРП за 3 мес эксплуатации наблюдался несколько больший темп снижения дебитов жидкости, чем по соседним ННС, что связано, вероятно, с большими темпами отбора запасов и недоформированностью системы поддержания пластового давления (табл. 3). Так, по двум указанным месторождениям кратность изменения дебита жидкости увеличилась от 3,5 до 3,7, а дебита нефти – снизилась с 3,1 до 2,6. На примере Урьевского месторождения приведено сравнение динамики показателей по 3 группам скважин с различной схемой заканчивания (рис. 4). Как видно из рис. 4, дебиты нефти и жидкости по скважинам с МГРП выше, чем по другим группам, обводненность продукции за 8 мес в среднем сопоставима с обводненностью ННС с ГРП. Первые результаты применения МГРП будут уточняться по мере поступления новых данных. Однако уже сейчас они свидетельствуют о возможности ввода в разработку трудноизвлекаемых запасов и самое главное повышения КИН с помощью технологий МГРП.

Список литературы 1. Кибирева А.С., Циганова Э.Ф., Виноградова И.А. Опыт применения гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»// В сб. «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири». – Тр. Международной академической конференции. – Тюмень, 2009. – С. 465-472. 2. Ушаков А.С. Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах месторождений Западной Сибири//Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2010. – Вып. 2. 3. Demarchos A.S., Porcu M.M., Economides M.J. Transversely Multi-Fractured Horizontal Wells: A Recipe for Success//SPE 102262. – 2006.

Рис. 4. Динамика qж, qн и B по скважинам разных групп

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

11’2011

51

Повышени эффективности с применением многозонных гидроразрывов в горизонтальных скважинах, 2011  

Повышени эффективности с применением многозонных гидроразрывов в горизонтальных скважинах, 2011

Read more
Read more
Similar to
Popular now
Just for you