Scientific journal

Advances in current natural sciences

ISSN 1681-7494

"Перечень" ВАК

ИФ РИНЦ = 0,775

В настоящее время Мыхпайское месторождение вступило в завершающую стадию разработки, по скважинам наблюдается снижение продуктивности и рост обводненности продукции, что, в свою очередь, требует поиска и применения различных технологий интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи пластов, включая бурение и эксплуатацию горизонтальных и многоствольных скважин (МГС). Согласно проекту разрабатываются четыре объекта , АВ1–2 (пласты ), БВ8 и ЮВ1, основным, определяющим добычу нефти, является объект АВ1–2, содержащий 52 % извлекаемых запасов нефти месторождения. Все коллекторы объектов относятся к терригенному типу и включают следующие литологические разности – песчаники и алевролиты, глинистые и слабоглинистые, с переслаиванием прослоев коллекторов, не коллекторов, аргиллиты и глины, представленные песчаниками с содержанием карбонатного вещества. С начала разработки на месторождении пробурено 107 скважин, из них 56 скважин находится в работающем добывающем фонде, 25 – в нагнетательном.

На месторождении отобрано 62 % извлекаемых запасов. Скважины эксплуатируются механизированным способом, нефть характеризуется легкой, маловязкой, парафинистой, давление насыщения изменяется в диапазоне 8–10 МПа. Газосодержание в пластовых условиях 57–104 м3/т, в стандартных – 40–94 м3/т. По состоянию на 01.01.2015 г. средний дебит нефти по месторождению составляет 13,4 т/сут, дебит жидкости – 176,5 т/сут, обводненность продукции достигла 92,4 %. Месторождение находится в фазе снижения добычи нефти, низких темпов отбора и прогрессирующим обводнением продукции, в этих условиях активно применяются геолого-технические мероприятия (ГТМ). Всего за историю разработки проведено 262 скважино-операции со средней успешностью 76 %. Охват фонда скважин мероприятиями составил 92 %. За счет проведения ГТМ дополнительно добыто 1097,4 тыс. т нефти, что составляет 11,4 % от общей накопленной добычи на месторождении, на рис. 1.

Программа ГТМ, реализованная в ходе разработки месторождения, включает мероприятия нескольких видов, но основная дополнительная добыча получена за счет ввода горизонтальных скважин (65,8 %), перфорационных работ (17,0 %) и ГРП (9,2 %). По объекту АВ1–2, залежь имеет небольшую мощность (около 3 м), коллекторами являются мелкозернистые песчаники и алевролиты, коэффициент открытой пористости Кп изменяется от 19,5 до 28,2 %, среднее значение составило 23,8 %, коэффициент проницаемости Кпр изменяется от 0,55 до 789,0•10–3 мкм2, среднее значение составило 217,9•10–3 мкм2. Пласт интенсивно разрабатывается, причем большинство скважин, в том числе и горизонтальные (ГС), многоствольные (МГС), работают совместно с пластом .

Пласт сложен песчаниками с прослоями алевролитов и глин, коллекторами являются средне-мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты. Среднее значение открытой пористости коллекторов составляет 23,8 %, диапазон изменения Кп от 19,5 до 26,9 %, диапазон изменения коэффициента проницаемости Кпр от 0,53 до 1864,0•10–3 мкм2, среднее значение 386,9•10–3 мкм2.

За период разработки на месторождении пробурено 16 ГС, из них 12 ГС на объект АВ1–2, три – на ЮВ1 и одна на БВ8. Накопленная добыча нефти из горизонтальных скважин составила 675,1 тыс. т. Средняя достигнутая технологическая эффективность бурения горизонтальных скважин на момент анализа составила 51931 т добытой нефти на 1 скважину.

Начальные дебиты нефти горизонтальных скважин составляли от 27 до 237 т/сут, в среднем 87,7 т/сут при начальной обводненности продукции от 9,6 до 62 %, показаны в таблице.

На объекте АВ1–2 с 2003 по 2013 годы пробурены 12 горизонтальных скважин, из них четыре двухствольных и одна трехствольная. Ввод горизонтальных скважин можно разделить на два периода: 2002–2006 гг. и 2012–2013 гг., их показатели привязывалась к первому месяцу работы ГС после ввода в эксплуатацию. Динамика дебитов нефти, продукции горизонтальных скважин, введенных в 2002–2006 гг., на рис. 2.

В период с 2003 по 2006 годы ГС вводились в центральной части залежи пластов, АВ1–2 (скважины № 449, 450, 451, 497) со средним дебитом нефти 137 т/сут (от 35,4 т/сут в скважине № 497 до 237 т/сут в скважине № 451) и обводненностью 34 % (от 13,9 % в скважине № 451 до 62 % в скважине № 497). Длины горизонтальных стволов составляют от 150 до 300 м. Работа скважин характеризуется быстрым темпом обводнения, к концу первого года уровень обводненности достигал 90–97 %. Это объясняется близостью подошвенной воды и благодаря активным отборам нефти быстрым подтягиванием конуса воды. Средний накопленный отбор нефти ГС, введенных в 2003–2006 гг., составляет 76,8 тыс. т на скважину. В целом скважины работают в оптимальном режиме с забойными давлениями в диапазоне 5,3–9,7 МПа.

Следующее бурение ГС на объекте было в 2013 году. В эксплуатацию введены шесть скважин, из них четыре двуствольные (№ 1144, 1146, 1147, 3007) и одна трехствольная скважина № 3046, на рис. 3.

Параметры работы горизонтальных скважин месторождения

Рис. 2. Динамика дебитов нефти ГС, введенных в 2002–2006 гг.

Рис. 3. Динамика дебитов нефти ГС, введенных в 2012–2013 гг.

При вводе скважины № 1136 был произведен многостадийный гидроразрыв пласта (закачано в четыре порта 70 т проппанта, длина горизонтального участка ствола 860 м). При запуске скважины получен дебит нефти 45,2 т/сут, дебит жидкости 103 т/сут при обводненности 53 %. Дебит жидкости за полтора года снизился практически в два раза и на текущий момент составил 54 т/сут при 35 % обводненности. Снижение дебита жидкости происходит в основном по причине снижения пластового давления в этом районе, что свидетельствует о недостаточном объеме нагнетания воды. Вторая вероятная причина – это загрязнение прискважинной зоны по горизонтальному стволу [1].

Необходимо особо выделить технологию добычи нефти многоствольными скважинами, внедренную в северной части залежи пласта . По данным геологического моделирования, в северной части залежи нефти пласта , вовлеченной в разработку в 2013 году, сосредоточены значительные извлекаемые запасы нефти (1117 тыс. т). Учитывая нынешние экономические условия, разбуривание залежи маломощного пласта наклонно-направленными скважинами, средняя нефтенасыщенная толщина которого составляет 3,3 м, является нерентабельным. Средний дебит наклонно-направленных скважин южной части залежи, эксплуатирующих пласты и (суммарная средняя нефтенасыщенная толщина около 10 м), составляет 5,8 т/сут. Поэтому внедрение технологии многозабойного бурения стало оправданной альтернативой вовлечению запасов в разработку сеткой наклонно-направленных скважин. В 2013 году были введены на четыре двуствольные (№ 1144, 1146, 1147, 3007) и одна трехствольная скважина № 3046 (рис. 4). Начальный средний дебит нефти многоствольных скважин составил 55,2 т/сут, начальная обводненность – 33 %. Длина боковых ответвлений варьируется в диапазоне от 333 до 860 м. В двуствольных скважинах № 1144, 1146, 1147 полученные начальные дебиты нефти варьируются в диапазоне 41,0–73,7 т/сут, уровень обводненности – 31,5–53,2 %. Скважины № 1144, 1147 работают в оптимальном режиме, о чем свидетельствует забойное давление на уровне 5,5–5,7 МПа.

Скважина № 3007 проектировалась как одноствольная и бурилась в краевой части залежи с большими геологическими рисками. В процессе бурения из-за технологических и геологических причин возникла необходимость произвести срезку на второй ствол. Результаты интерпретации данных ГИС, зарегистрированных в двух стволах горизонтальной скважины № 3007, показывают, что скважина пробурена в переходной зоне коллектора со средней проницаемостью 8,5•10–3 мкм2. Было принято решение перевести скважину № 3007 в ППД без отработки на нефть.

Начальный дебит нефти в трехствольной скважине № 3046 составил 52,1 т/сут, дебит жидкости – 83 т/сут при обводненности 30 %. Текущие показатели работы скважины незначительно выше начальных: дебит нефти 54,5 т/сут, дебит жидкости 85 т/сут при обводненности 29 %. За полтора года эксплуатации скважиной отобрано 40,6 тыс. т нефти. Длины горизонтальных участков с глубины 2150 м составили: по первому стволу 820 м с эффективной длиной – 730 м (или 89 % общей длины), по второму стволу 795 м с эффективной длиной – 480 м (или 60 % общей длины), по третьему стволу 830 м с эффективной длиной – 250 м (или 30 % общей длины). Профиль скважины с горизонтальными окончаниями представлен на рис. 5.

Эффективность эксплуатации многоствольных скважин, относительно наклонно-направленных, очевидна и бесспорна. Однако режим работы некоторых одноствольных горизонтальных скважин лучше двуствольных, эксплуатирующихся в непосредственной близости друг от друга и введенных в один период. Сравнение скважин № 3011 (одноствольная ГС) и № 1146 (двуствольная ГС), введенных в эксплуатацию в один период, показывает, что накопленная добыча нефти скважины № 3011 с одним стволом на треть выше отбора двухствольной скважины № 1146. Показатели двуствольной скважины № 1144 также несколько ниже одноствольной № 3011. В данном случае опрометчиво делать однозначные выводы, так как трудно оценить работу каждого ствола в многоствольных скважинах. Для более эффективной эксплуатации многоствольных скважин необходимо проводить комплексные геофизические и гидродинамические исследования по определению работы каждого ствола при разных депрессиях на пласт [1, 2, 4].

Анализ результатов эксплуатации многоствольных и горизонтальных скважин в 2013–2014 гг. показывает, что начальные дебиты этих скважин ниже дебитов горизонтальных скважин (ГС), введенных на объект в 2002–2006 гг. Рост числа стволов не является показателем повышения продуктивности, близкое расположение стволов друг к другу по однородному пласту не исключает интерференции между ними. К примеру, горизонтальная скважина № 3011 имеет показатели выше, чем двуствольные и трехствольные скважины.

Бурение и работа с горизонтальными скважинами в продуктивном пласте в несколько раз увеличивает дебит скважины и повышает коэффициент нефтеотдачи пласта. При проектировании оптимальной технологии вскрытия продуктивного пласта отдельно стоит вопрос обоснования длины ствола скважины. До последнего времени считалось, что чем длиннее ствол, тем больше дебит. Однако результаты исследования ГС не всегда это подтверждают, чаще показателем служит увеличение длины горизонтального ствола до определенного предела, что должно обосновываться гидродинамическим моделированием и экономическими расчетами. Причинами снижения продуктивности скважин является снижение пластового давления и засорение прискважинной зоны горизонтального участка.

На Мыхпайском месторождении боковые стволы, горизонтальные и многоствольные скважины, как правило, имеют большие углы наклона и малые диаметры (102 или 114 мм). По результатам работ и обоснованию расположения ГС был сформирован подход к проектированию горизонтальных скважин. Основной особенностью является детальное обоснование бурения МГС на стадии проектирования разработки сложнопостроенных залежей, и проектирование других МГС согласно подходу, разработанному с учетом геологических особенностей объекта. На стадии изучения геолого-физического строения, определение направления региональных напряжений горных пород, которые необходимо учитывать при проектировании сетки горизонтальных скважин, планировании ГТМ. Проектирование строительства боковых горизонтальных стволов осуществляется с привлечением максимально возможных способов изучения геологических особенностей строения проектируемого участка [3, 5].

Главное преимущество многоствольных горизонтальных скважин (МСГС) состоит в создании максимальной площади контакта с продуктивным пластом, приводящего к увеличению площади дренирования скважины и снижению депрессии в пласте [4, 5]. Но, как и любая другая новая технология, бурение МСГС связано с риском и техническими сложностями, обуславливающими ее недостатки. Анализ положительных и отрицательных сторон технологии бурения МСГС сделали очевидными несколько вариантов ее применения на практике. Отсюда следует важный вывод – бурение дополнительных стволов малой длины не приводит к росту продуктивных характеристик скважины. Это вызвано существующей технологией бурения и приводит к большему взаимовлиянию стволов. По анализу отмечается, что увеличение числа горизонтальных стволов может не привести к заметному приросту дебита в связи с возрастающей интерференцией между близко расположенными стволами.

Наиболее эффективными являются скважины с малым числом стволов, с наибольшей длиной и большей разводкой стволов друг от друга. Другими условиями применения многоствольных скважин могут быть: значительное удорожание строительства горизонтальной скважины большой длины, а также потребность в достижении высокой продуктивности скважины при разработке низкопроницаемых коллекторов.

Поэтому рекомендуется окончательное решение о выборе траектории многоствольных скважин принимать после гидродинамического моделирования и экономического обоснования, учитывая, что рост числа стволов, их близость друг к другу, малые длины стволов, наличие плавных разводов стволов друг от друга снижают продуктивные характеристики на единицу длины ствола.

Выводы

1. Для более эффективной эксплуатации многоствольных скважин необходимо проводить комплексные геофизические и гидродинамические исследования по определению работы каждого ствола при разных депрессиях на пласт.

2. Бурение и эксплуатация горизонтальными скважинами в продуктивном пласте в несколько раз увеличивает дебит скважины и повышает коэффициент нефтеотдачи пласта. Причинами снижения продуктивности скважин является снижение пластового давления и засорение прискважинной зоны горизонтального участка.

3. Проектирование строительства боковых горизонтальных стволов осуществляется с привлечением максимально возможных способов изучения геологических особенностей строения проектируемого участка разработки, гидродинамического моделирования и экономического обоснования.

4. Результаты применения ГТМ по месторождению являются хорошим примером для других месторождений региона.