Исследование и разработка способов, повышающих нефтеотдачу в низкопроницаемых коллекторах хохряковской группы месторождений

На правах рукописи

ЛЕВАНОВ АНДРЕЙ НИКОЛАЕВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА СПОСОБОВ, ПОВЫШАЮЩИХ НЕФТЕОТДАЧУ В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

ХОХРЯКОВСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Тюмень – 2009

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Медведский Родион Иванович

Официальные оппоненты: - доктор геолого-минералогических наук, профессор Ягафаров Алик Каюмович

- кандидат технических наук

Севастьянов Алексей Александрович

Ведущая организация - Открытое акционерное общество

«Сибирский научно- исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита диссертационной работы состоится 12 ноября 2009 г. в 11:00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.

Автореферат разослан 12 октября 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

Г. П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В настоящее время на территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции открыто более 600 месторождений углеводородов, более 66% которых приурочены к юрским отложениям. При этом потенциальные запасы углеводородов юрского комплекса оцениваются в 40% от общих ресурсов Западно-Сибирского бассейна. В том числе на верхнеюрский нефтегазоносный комплекс приходится 42 % потенциальных извлекаемых ресурсов. Из них более 75% запасов нефти характеризуются как трудноизвлекаемые, поскольку приурочены к коллекторам с пониженной проницаемостью (менее 0,025 мкм2).

Одним из основных промышленных нефтегазоносных районов Западной Сибири является Нижневартовский район. Структура остаточных запасов нефти этого района с каждым годом меняется в сторону увеличения трудноизвлекаемых (в настоящее время их доля составляет 75%), которые, помимо пониженной проницаемости, обладают сложным строением (расчлененность – 7,5, песчанистость – 0,55), пониженной начальной нефтенасыщенностью (в среднем 0,57) и сильной изменчивостью. Вследствие этого текущий коэффициент нефтеизвлечения (КИН) по месторождениям Нижневартовского района составляет 0,160 при обводненности 67,6%, тогда как КИН, числящийся на государственном балансе, составляет 0,354. В Нижневартовский район входит Хохряковская группа месторождений (Хохряковское, Кошильское, Пермяковское).

Без применения современных методов интенсификации добычи становится затруднительной полная выработка запасов, поэтому в настоящее время на месторождениях получили широкое распространение гидравлический разрыв пласта (ГРП) и скважины с горизонтальным окончанием.

Основные трудности в условиях массового применения ГРП на верхнеюрских коллекторах возникают при адаптации часто встречающихся 5-рядных систем заводнения, которая выражается в оптимизации расположения очагов воздействия, расстояния между ними, плотности сетки, давления нагнетания, приемистости и компенсации отборов.

Разработка водонефтяных зон (ВНЗ) ограничена повышенными рисками при применении скважин с горизонтальным окончанием и знанием геологического строения пласта, а при применении ГРП – высокой обводненностью.

Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов и повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов рассматривались в научных трудах Базива В.Ф., Батурина Ю.Е., Боксермана А.А., Грачева С.И., Гузеева В.В., Желтова Ю.П., Закирова С.Н., Лысенко В.Д., Малышева Г.А., Медведского Р.И., Попова И.П., Севастьянова А.А., Сургучева М.Л., Телкова А.П., Тимчука А. С., Федорова К.М., Щелкачева В.Н., Ягафарова А.К. и многих других. В работе продолжены ранее начатые исследования и дополнены выводы и рекомендации.

В диссертационной работе проводятся исследования на Хохряковской группе месторождений. В том числе на одном участке Пермяковского месторождения, представленном двумя элементами 5-рядной системы заводнения. Сложностями разработки данного участка, характерными для всей группы месторождений, являются адаптация 5-рядной системы заводнения в условиях массового применения ГРП и снижение рисков при разбуривании водонефтяных зон. Решение этих проблем является актуальной задачей для Хохряковской группы месторождений и служит предметом исследований диссертационной работы.

Цель работы

Повышение эффективности выработки запасов нефти на месторождениях Хохряковской группы путем трансформации системы заводнения при массовом проведении ГРП и снижение геологических рисков при разбуривании водонефтяных зон.

Основные задачи исследований

1.  Анализ и определение условий эффективного применения ГРП и скважин с горизонтальным окончанием.

2.  Разработка тактики выбора способа эксплуатации водонефтяных зон (наклонно-направленная скважина с ГРП, скважина с горизонтальным окончанием).

3.  Оценка эффективности и определение оптимальной адаптации 5-рядной системы заводнения с учетом массового проведения ГРП в добывающих скважинах и образования техногенных трещин при нагнетании воды.

4.  Реализация результатов исследований в проектных документах на разработку месторождений Хохряковской группы.

Научная новизна

1.  Разработана тактика выбора способа эксплуатации (ГРП или скважины с горизонтальным окончанием) водонефтяных зон, отличающаяся от стандартного разбуривания тем, что архитектура забоя скважины определяется не перед бурением, а после вскрытия продуктивного горизонта пилотным наклонно-направленным стволом, и в случае расчлененного разреза пласта оставляется пилотный ствол, в котором проводится ГРП, а в случае монолитного разреза из пилотного ствола зарезается горизонтальный в прикровельной части пласта.

2.  Определена и подтверждена гидродинамическими расчетами оптимальная адаптация 5-рядной системы заводнения в условиях проведения ГРП на добывающем фонде скважин, отличающаяся тем, что сочетает уплотнение разрезающих рядов, с созданием системы приконтурного заводнения и формированием поперечных нагнетательных рядов.

Практическая ценность и реализация работы

Итоги научных исследований по определению условий эффективного применения ГРП и скважин с горизонтальным окончанием использованы при составлении адресных программ геолого-технологических мероприятий и обоснования технологических решений в проектных документах на разработку Кошильского (протокол ЦКР Роснедра № 3978), Хохряковского (протокол ЦКР Роснедра № 4195) и Северо-Тарховского (протокол ЦКР Роснедра № 4149) месторождений.

Тактика выбора способа эксплуатации водонефтяных зон использована в «Технологической схеме разработки Туль-Еганского месторождения» (протокол ЦКР Роснедра № 3966) и «Авторском надзоре за реализацией проекта разработки Пермяковского месторождения» (протокол ЦКР Роснедра № 4487).

Оптимальная адаптация 5-рядной системы разработки согласно предложенным решениям и проведенным расчетам в условиях массового применения ГРП позволит достичь наибольших показателей выработки запасов (протокол ЦКР Роснедра № 3644 и № 4487).

Прирост КИН от реализации предложенных решений - 0,030.

Апробация работы

Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (Тюмень, 2005); конференции молодых специалистов ООО «ТННЦ» (Тюмень, 2006); Региональной научно-практической конференции молодых специалистов ТНК-ВР (Нижневартовск, 2006); Третьей корпоративной научно-практической конференции молодых специалистов ТНК-ВР (Москва, 2006); конференции, посвященной 70-летию Медведского Р.И. (Тюмень, 2006); Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2007); Международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (Тюмень, 2007); ХI научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа – Югры» (Ханты-Мансийск, 2007), конференции молодых специалистов ООО «ТННЦ» (Тюмень, 2008), III научно-технической конференции «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2009).

Публикации

Основные положения работы изложены в 9 печатных работах, в том числе 2 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций. Работа изложена на 163 страницах машинописного текста, включая 19 таблиц и 84 рисунка. Список использованных источников включает 118 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цели и задачи исследований, научная новизна и практическая ценность.

В первом разделе рассмотрены и обобщены геологические особенности верхнеюрских коллекторов и их влияние на разработку Хохряковской группы месторождений.

На основе проведенного анализа определены две основные проблемы разработки, присущие рассматриваемой группе месторождений. Первая из них обуславливает повышенные риски при разработке водонефтяных зон с применением скважин с горизонтальным окончанием, чья эффективность ограничивается высокой геологической изменчивостью пластов, а при применении ГРП в наклонно-направленных скважинах высокой обводненностью. Вторая проблема затрагивает вопрос оптимальной адаптации часто встречающихся 5-рядных систем заводнения в условиях массового применения ГРП на разбуренных участках месторождений после многолетней эксплуатации.

В результате детального анализа разработаны рекомендации для апробации, которых был выделен участок, отвечающий требованиям поставленных задач.

Во втором разделе изучается область эффективного применения ГРП. Дается подтверждение влияния ГРП на повышение нефтеотдачи, на основе характеристики вытеснения одного элемента разработки Кошильского месторождения, где прирост текущего КИН составил 0,023. И увеличения добычных показателей Хохряковского и Пермяковского месторождений, где дебит нефти увеличился в 3 и 4 раза, соответственно.

На Хохряковской группе месторождений используются известные в Западной Сибири технологии ГРП. Для их проведения использовался проппант Форес и Боровики размерностью 16/30, 12/18 и 12/20 с закачкой в несколько стадий. При ГРП концентрация проппанта изменяется с 150 – 200 кг/м3 в начале операции до 1500 кг/м3 в конце. В 70 % случае операции использовался гель на водной основе и в 30 % на нефтяной. Перед ГРП в большинстве случаев проводился перестрел продуктивного интервала с использованием перфораторов DN Big hole в 81,5 % случаях и ПК-105С в 18,5 %.

На основе опыта проведения ГРП на Кошильском месторождении была выявлена область эффективного проведения ГРП. Разработка начата в 1992 г., пробурено 307 скважин, из которых 61 с горизонтальным окончанием. В настоящее время месторождение находится на стадии со стабильной добычей нефти, отобрано от НИЗ 18,8 % при обводненности 52,7 %.

С 1996 г. проведено 212 операций ГРП в 163 скважинах. Дополнительная добыча составила 2275,2 тыс. т нефти, что составило 27,2 % от накопленной добычи по месторождению. Успешность ГРП составила 85,8 %, при продолжительности эффекта 2,2 г.

Тенденция увеличения эффективности мероприятия прослеживается до 2003 г. когда получено максимальное значение прироста дебита нефти 39,5 т/сут за первый месяц работы после мероприятия. Достижению высоких показателей эффективности ГРП способствовало увеличение объема закачанного проппанта в пласт до 43,9 т, при средней величине 31,0 т. В дальнейшем увеличение закачиваемого проппанта до 53,1 т не привело к увеличению прироста дебита нефти, а наоборот привело к снижению до 16-17 т/сут. Причины снижения эффекта обусловлены проведением мероприятия на участках месторождения с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), где проницаемость ниже в 1,7 раза, а нефтенасыщенная толщина меньше в 1,3 раза и на участках приуроченных к монолитным ВНЗ (10 из 68 операций), где получена высокая входная обводненность более 80 %, вследствие ухода трещины в водонасыщенную часть.

Наибольший прирост дебита нефти при закачке от 20 до 30 т проппанта подтверждается распределением эффективности ГРП от объема закачанного проппанта (рисунок 1).

Рисунок 1 - Эффективность ГРП в зависимости от объема закачанного проппанта

При закачке более 30 т проппанта накопленная добыча нефти составляет 42,3 тыс. т при водонефтяном факторе (ВНФ), равном 2,4, а при объеме в 20-30 т проппанта значение накопленной добычи нефти составляет 41,6 тыс. т, но уже при гораздо меньшем ВНФ – 1,1. Это указывает на то, что оптимальный объем закачиваемого проппанта при ГРП в данных геологических условиях составляет 20 – 30 т.

Помимо обобщенных тенденций эффективности применения ГРП существуют отличия в проведении и эффективности первичного и вторичного мероприятия, в водонефтяных зонах, на участках с высокой выработкой запасов (обводненность более 50 %) и в скважинах с горизонтальным окончанием.

Анализ эффективности первичного ГРП (86 операций) показал, что на одну операцию в скважине приходится 13,8 тыс. т дополнительной добычи нефти. Продолжительность эффекта от мероприятия составляет 2,5 г. При закачке менее 10 т проппанта (большинство скважино-операций - 60,2 %) отмечается самый низкий средний прирост дебита нефти, который составляет 11 т/сут. При закачке 10-20 т проппанта (14,5 % скважино-операций) средний прирост дебита нефти выше и составил 15,6 т/сут. При закачке от 20 т до 30 т (16,3 % скважино-операций) прирост дебита нефти в среднем составил 40,2 т/сут, что является максимальным эффектом. Закачка в пласт проппанта более 30 т (8 скважино-операций) не привела к повышению прироста дебита нефти, и он сократился в среднем до 25,6 т/сут. Приведенные данные говорят о высокой эффективности первичного ГРП и данная технология рекомендуется как базовая для проектирования разработки коллекторов с пониженной проницаемостью.

В среднем по всем скважинам кратность дебита нефти составляет 8,5, дебита жидкости – 9,7. Окончание эффекта от ГРП вызвано снижением технологических показателей по причине уменьшения проводимости трещины в результате ее заиливания, что обуславливает необходимость проведения повторной операции.

Анализ эффективности повторного ГРП (44 операций) показал, что в среднем по всем скважинам кратность дебита нефти составила 4,3, дебита жидкости – 6,1. Дополнительная добыча нефти составляет 6,2 тыс. т на одну операцию в скважине. Успешность ниже, чем по первичному мероприятию и составляет 77,3 %.

Эффективность повторных ГРП соответствует первичным, при закачке оптимального объема проппанта.

Анализ эффективности ГРП на участках с высокой выработкой запасов (обводненность более 50 %) проводился по 15 скважинам, при средней обводненности 63,7 %. Успешность мероприятия составила 73 %. По данным скважинам дебит жидкости увеличился на 67,9 т/сут или в 6,3 раза, при увеличении дебита нефти на 20,3 т/сут или в 4,7 раза. Дополнительная добыча нефти составила 7,1 тыс. т на одну операцию в скважине. Увеличение добычных показателей после мероприятия указывают на вовлечение в активную разработку ранее слабодренируемых запасов нефти, и рекомендуется на стадии падающей добычи. К тому же проведение ГРП позволило оборудовать ЭЦН 9 скважин (60 %) и организовать ФОЖ, с обеспечением стабильной работы скважин.

Анализ эффективности ГРП в краевых водонефтяных зонах выполнен с разделением скважин, согласно их расположению в разных горно-геологических условиях – в монолитном коллекторе на востоке (10 скважин) и в расчлененном на западе (5 скважин). Расчлененный коллектор обладает худшими геологическими параметрами по сравнению с монолитным. Эффективная нефтенасыщенная толщина расчлененного/монолитного пласта составляет 14,7 м/28,7 м, песчанистость - 0,52/0,76 и проницаемость 0,011 мкм2/0,051 мкм2.

В монолитном пласте на скважинах перед вводом в эксплуатацию был проведен ГРП, среднее количество закачанного проппанта в пласт составляет 41,2 т. При наличии ВНК в разрезе монолитного пласта перфорировалась только прикровельная часть пласта. Несмотря на это большинство скважин 7 из 10 скважин вошло в эксплуатацию с обводненностью более 90%. На текущую дату неуспешные скважины имеют невысокий дебит нефти 4,5 т/сут при накопленном отборе нефти 3,2 тыс. т. По успешным скважинам средняя накопленная добыча нефти составляет 21,5 тыс. т при обводненности 30,4 %. Поэтому в данных условиях рекомендуется ограничивать объем закачиваемого проппанта или применять скважины с горизонтальным окончанием.

В расчлененном пласте в краевой ВНЗ на 5 скважинах перед вводом в эксплуатацию был проведен ГРП в среднем с закачкой 7 т проппанта. Средний входной дебит жидкости составил 15,6 т/сут, что указывает на низкую эффективность мероприятия, которая обусловлена недостаточным объемом закачанного проппанта. Незначительный дебит жидкости послужил причиной невысокого объема накопленной добычи нефти 1,7 тыс. т. Следовательно в данных условиях рекомендуется проведение повторного ГРП с закачкой проппанта не менее 20 т.

На месторождении операции ГРП приурочены не только к вертикальным скважинам, но и к скважинам с горизонтальным окончанием. Всего проведено 14 ГРП в скважинах с горизонтальным окончанием. Мероприятие проводилось по технологии «Суржифрак» компании «Халлибуртон». Технология позволяет создавать несколько трещин за один заход без использования пакера, или цементного моста. Конструкция забоя представлена нецементируемым хвостовиком с установленными фильтрами ФГС – 114, в скважинах установлено по 5 фильтров длиной 10 м каждый. Длина горизонтального участка в среднем составляет 234 м., вскрытие ствола скважины перфорацией 21 %. ГРП в скважинах с горизонтальным окончанием проводился в несколько этапов от 2 до 4. Объем закачанного проппанта в среднем составляет 44,0 т. Успешность мероприятия составила 71 %, кратность дебита нефти - 2,1, при приросте дебита нефти 17,4 т/сут.

Необходимо обратить внимание на то, что после мероприятий в горизонтальных скважинах отмечается периодический режим работы и вынос проппанта обуславливающий низкий МРП насосного оборудования. Проведение поэтапного ГРП на скважинах с горизонтальным окончанием имеет эффективность и перспективу, но требует дальнейшего более продолжительного во времени изучения.

В третьем разделе дается оценка эффективности применения скважин с горизонтальным окончанием в сравнении с наклонно-направленными с ГРП на месторождениях Хохряковской группы. В результате выданы рекомендации по эффективному внедрению скважин с горизонтальным окончанием и обоснована тактика выбора способа эксплуатации ВНЗ.

Вскрытие продуктивного пласта скважинами с горизонтальным окончанием производилось в 93 % случаях на биополимерном растворе с целью уменьшения зоны проникновения и в 7% на полимерглинистом растворе. Длина горизонтального участка в среднем составляет 273 м. Конструкция горизонтального участка скважин представлена хвостовиком с предустановленными фильтрами от 4 до 20 единиц.

На основе опыта эксплуатации 61 скважины с горизонтальным окончанием на Кошильском месторождении были сделаны выводы об эффективности скважин с различным профилем горизонтального участка ствола в пласте. Скважины с горизонтальным окончанием в основном представлены двумя типами профиля - горизонтальным (52%) и восходящим (42%). Средний дебит нефти по скважинам с восходящим профилем составляет 29 т/сут, что на 34% больше, чем с горизонтальным - 19 т/сут, при сопоставимой обводненности. Накопленная добыча нефти по скважинам с горизонтальным профилем составила 32,2 тыс. т, с восходящим - 53,9 тыс. т. Недостатком скважин с горизонтальным профилем является то, что они дренируют только вскрытый интервал, при этом остаются не вовлеченными в разработку запасы нефти в других пропластках, следовательно, скважины с восходящим профилем получают преимущество, поскольку вскрывают весь разрез, что отражается в технологических показателях. Это позволяет рекомендовать бурить скважины с горизонтальным окончанием с восходящим профилем.

Для оценки эффективности проектирования применения скважин с горизонтальным и восходящим профилем ствола предложена методика расчета входных дебитов скважин на основе формулы Joshi, в которую для достижения приемлемой сходимости добавлен коэффициент анизотропии пласта, скин-фактор, учтено количество вскрытых стволом пропластков (1)

, (1)

где q – дебит скважины, т/сут; kh’ – проницаемость вскрытых интервалов, мкм2; h’ – нефтенасыщенная толщина вскрытых интервалов, м; p – депрессия, МПа; o – вязкость нефти, мПа*с; Bo – объемный коэффициент, ед.; o – плотность нефти, т/м3; L – длина горизонтального ствола, м; rw – радиус скважины, м; S – скин-фактор, ед.; Kan – анизотропия пласта по разрезу, ед.; а – большая полуось эллипсоида, м.

Параметр а определяется по формуле

, (2)

где reh – радиус дренирования, м.

В случае с «восходящим» стволом в формулу дополнительно добавлен перепад давления за счет гравитации, который определяется по формуле:

, (3)

где pgravity – перепад давления, определяющий влияние силы тяжести в восходящем стволе, МПа; x – длина восходящего участка ствола, м; – зенитный угол. Параметр pgravity определяется по формуле:

(4)

Проведенные расчеты показали приемлемое расхождение с фактическими дебитами от 19,6 % до 24,9 %, что является следствием проблематичности учета анизотропии пласта по площади. При этом фактическое соотношение входных дебитов рассмотренных скважин составляет 2,6, а рассчитанных по предложенным формулам 2,5, что сопоставимо и указывает на то, что приведенные формулы можно использовать в будущем для оценки эффективности применения скважин с горизонтальным окончанием с разным профилем ствола.

Далее проводилось сравнение эффективности скважин с разной конструкцией забоя для расчлененного и монолитного пласта Кошильского месторождения. Для расчлененного пласта, в силу низких значений ФЕС коллекторов, наибольший дебит нефти получен в наклонно-направленных скважинах с гидроразрывом пласта 20,6 т/сут против 13,6 т/сут по скважинам с горизонтальным окончанием. Накопленная добыча нефти по наклонно-направленным скважинам больше и составляет 24,6 тыс. т при значении по скважинам с горизонтальным окончанием 15,1 тыс. т. При этом оцененное значение текущего коэффициента охвата по наклонно-направленным скважинам 0,241 в 2,8 раза больше, чем по скважинам с горизонтальным окончанием (0,085). Поэтому в высоко расчлененном разрезе применение скважин с горизонтальным окончанием не целесообразно. Меньшая эффективность скважин с горизонтальным окончанием относительно наклонно-направленных с ГРП в расчлененном коллекторе обусловлена следующими факторами. Горизонтальный ствол вскрывает не весь разрез, что в условиях анизотропного макронеоднородного объекта разработки, состоящего из нескольких пластов приводит к консервации части подвижных запасов. В скважинах с горизонтальным окончанием осложнено селективное регулирование и изоляция обводнившихся интервалов на поздней стадии разработки. И присутствует сложность инструментального контроля за выработкой запасов, затрудняющая управление процессом разработки. Данные недостатки обуславливают необходимость в горизонтальном стволе совершенствования технологий ГРП и применения «непрерывной трубы» (колтюбинга). В условиях небольших нефтенасыщенных толщин менее 6 м, где проведение ГРП затруднительно есть потенциал применения скважин с горизонтальным окончанием со вскрытием всех пропластков.

В монолитном пласте получены следующие выводы. Более высокими дебитами по жидкости обладают наклонно-направленные скважины с ГРП – 69,4 т/сут, по скважинам с горизонтальным окончанием данный показатель составляет 54,0 т/сут. Но за счет меньшей обводненности 8,7 % против 35,3 % скважины с горизонтальным окончанием по сравнению с наклонно-направленными имеют более высокий дебит нефти 49,3 т/сут против 44,9 т/сут. Данное расхождение явилось причиной больших накопленных отборов по скважинам с горизонтальным окончанием 77,4 тыс. т по сравнению с наклонно-направленными с ГРП – 59,0 тыс. т. При этом значения коэффициента охвата по скважинам с различной архитектурой сопоставимы и составляют 0,292 по наклонно-направленным и 0,293 по скважинам с горизонтальным окончанием. И с учетом большей накопленной добычи нефти в монолитном коллекторе рекомендуется к применению скважины с горизонтальным окончанием.

Все скважины с горизонтальным окончанием, пробуренные в монолитном пласте, имеют нефтенасыщенные толщины в интервале 20–38 м. Поэтому возникает необходимость оценить эффективность скважин в зависимости от значения эффективной мощности пласта. Согласно проведенным исследованиям накопленная добыча нефти по скважинам с горизонтальным окончанием из расчета на один метр эффективной нефтенасыщенной толщины увеличивается до значения 30 м и составляет 4,6 тыс. т. Далее при увеличении мощности пласта это значение снижается до 2,4 тыс. т. Что говорит о снижении коэффициента охвата при превышении мощности пласта более 30 м. Для обоснования технологии разработки пластов с мощностью более 30 метров проведен пример сравнения показателей эксплуатации наклонно-направленной скважины с ГРП (Ннн – 42,8 м) и с горизонтальным окончанием (Ннн – 38,0 м). Расстояние между скважинами составляет 55 м. Скважина с горизонтальным окончанием введена в эксплуатацию на 4 года раньше. Средний дебит нефти по наклонно-направленной скважине с ГРП по состоянию на 01.01.2007 г. составил 65,0 т/сут, по скважине с горизонтальным окончанием 30,2 т/сут. Среднегодовая добыча нефти по наклонно-направленной скважине составляет 17,0 тыс. т, с горизонтальным окончанием 9,2 тыс. т. Следовательно, в условиях эффективной нефтенасыщенной мощности пласта более 30 м рекомендуется применять наклонно-направленные скважины с ГРП.

Сравнение эффективности применения наклонно-направленных скважин с последовательным проведением ГРП и скважин с горизонтальным окончанием необходимо рассматривать не только со стороны технологической эффективности, но и с экономической (6)

, (5)

где Фо – фондоотдача, руб; Прн – прибыль от реализации нефти, руб; Кз – капитальные затраты, руб; Эз – эксплуатационные затраты, руб.

По проведенным оценочным расчетам фондоотдача по скважинам с вертикальным окончанием с ГРП в 1,4 раза выше, чем по горизонтальным. Поэтому сегодня бурение скважин с горизонтальным окончанием менее рентабельно, что требует в дальнейшем снижение стоимости их строительства, но при этом остаются области применения, где скважины с горизонтальным окончанием безальтернативно эффективны.

В связи с тем, что на крупных месторождениях к бурению остались в основном краевые водонефтяные зоны, на которых выделяются высокорасчлененные и монолитные участки. Если в расчлененном разрезе возможно проведение большеобъемного ГРП без получения высоких значений обводненности, то в монолитном пласте ситуация иная, что показал неуспешный опыт разработки краевых ВНЗ на Кошильском и Северо-Тарховском месторождениях.

Однако на Пермяковском месторождении были получены положительные результаты применения наклонно-направленных скважин с ГРП и с горизонтальным окончанием. Так, восточный край месторождения разбуривался наклонно-направленными скважинами с применением большеобъемного ГРП (средний дебит нефти 46 т/сут), пока в крайних не была получена высокая обводненность 81,5 % (средний дебит нефти 12 т/сут). Неуспешность ГРП объясняется незначительной толщиной глинистой перемычки от интервала перфорации до водоносного пропластка, которая в среднем по неуспешным скважинам составила 0,6 м, а по успешным – более 2,1 м. В дальнейшем возле высокообводненных скважин с вертикальным забоем пробурили 4 скважины с горизонтальным окончанием, с проведением ствола по прикровельной части пласта с горизонтальным профилем. Все скважины оказались успешными, технологические показатели соответствуют успешным наклонно-направленным скважинам с ГРП (средний дебит нефти 60 т/сут). Положительные результаты применения горизонтальных стволов могут быть получены при зарезке боковых стволов с горизонтальным профилем в отдельные пропластки на поздней стадии разработки при неравномерном вытеснении нефти.

Проанализированный опыт разработки водонефтяных зон имел как положительные, так и отрицательные результаты, поэтому для решения задачи диссертационной работы по эффективному вовлечению в разработку краевых ВНЗ предлагается тактика выбора способа эксплуатации. На участке Пермяковского месторождения горизонтальные скважины имели успех, в том числе за счет известного геологического строения залежи участка их размещения, где до этого были пробурены наклонно-направленные скважины. Ввиду того, что цена выбора технологии (наклонно-направленная скважина с ГРП или скважина с горизонтальным окончанием) при разработке ВНЗ различается в несколько раз (в монолитном пласте в 3,5 раза лучше скважины с горизонтальным окончанием, в расчлененном пласте в 1,6 раза эффективнее наклонно-направленные скважины с ГРП), при высокой геологической изменчивости. Поэтому, последовательность выбора способа эксплуатации ВНЗ следующая: определять архитектуру забоя не до бурения скважины, а после вскрытия пласта, первоначально бурить пилотный наклонно-направленный ствол, по результатам бурения пилотного ствола оценивать толщину пласта, расчлененность разреза, толщины глинистых перемычек и распределение насыщения по разрезу, и по полученным данным принимать решение о необходимости зарезки горизонтального ствола из пилотного; если такой необходимости нет, то оставляется наклонно-направленный ствол, в котором проводится ГРП (рисунок 2). Геологическими критериями бурения скважин с различной архитектурой служат наличие монолитного или расчлененного разреза. Если разрез монолитный, то рекомендуется бурить горизонтальный ствол по прикровельной части пласта с горизонтальным профилем с целью снижения конусообразования. В случае наличия расчлененного разреза пласта пилотный ствол используется как основной с последующим проведением в нем ГРП.

Рисунок 2 – Схема выбора способа эксплуатации водонефтяных зон

В настоящее время при разработке ВНЗ ведется сопровождение бурения, используется гидродинамическое моделирование, на основе которого меняют точку входа в пласт, изменяют длину и расположение горизонтального участка скважины и обновляют текущую модель пласта. Все эти действия производятся во время бурения новой скважины, но при этом не определяется, будет применяться ГРП или горизонтальное бурение, поэтому предложенное решение является выходом на более высокий интеллектуальный уровень современного сопровождения бурения скважин. Участки водонефтяных зон, в которых остается значительное количество запасов, не вовлекаются в разработку (не разбуриваются) по причине высоких рисков и оставляются на будущее; предложенная тактика выбора способа эксплуатации является своеобразным универсальным решением проблемы снижения риска.

В четвертом разделе проводятся исследования разработки месторождений и эффективной выработки запасов при сочетании заводнения и применения ГРП.

Для этого на ранее выделенном участке 5-рядной системы Пермяковского месторождения проведен ряд исследований. Первоначально на выделенном участке была сформирована 3-рядная система с расстоянием 500 м между скважинами, в 2000 г. система была преобразована в 5-рядную бурением по обе стороны стягивающего ряда двух добывающих рядов скважин (21 скважина), в результате чего расстояние между добывающими скважинами в уплотненных зонах составило 200 – 300 м. Начиная с 2000 г., на рассматриваемом участке началось проведение операций ГРП на добывающем фонде (34 скважино-операции). В сумме реализация данных ГТМ позволила увеличить добычу нефти в 3,1 раза по участку с 158 тыс. т до 495 тыс. т, однако увеличение отборов за счет ГРП привело к снижению пластового давления в зоне отбора с 23,6 МПа до 19,3 МПа (рисунок 3).

Рисунок 3 – Динамика добычи нефти и обводненности. Кривая: 1 – добыча нефти, тыс. т; 2 – обводненность, %.

Для более эффективного поддержания пластового давления, начиная с 2004 г., было организовано очаговое заводнение за счет перевода под нагнетание низкодебитных добывающих скважин, во вторых или стягивающем рядах. Это позволило повысить пластовое давление до 21,6 МПа и поддержать уровни добычи нефти, но вызвало ускоренный рост обводненности с 25 % до 71 % (таблица 1). Здесь рост обводненности связывается с вводом очаговых скважин. К тому же на 01.01.2008 г. компенсация отборов за счет очагового заводнения с расстоянием между скважинами 200-300 м составляет 55%, а за счет разрезающих рядов и приконтурного заводнения с расстоянием 500 м – 28%, что является неблагоприятным распределением закачки. Необходимо обратить внимание на то, что закачка разрезающих рядов оставалась в интервале 800 – 1000 м3/сут до и после очагового заводнения, что указывает на необходимость увеличения числа нагнетательных скважин в 5-рядной системе при проведении ГРП, поскольку разрезающих рядов недостаточно для компенсации отборов. Вопрос усиления 5-рядной системы заводнения является актуальнейшим, но не дает ответа, является ли применение очагового заводнения оптимальным выходом из этой ситуации, с учетом полученного роста обводненности.

Таблица 1 - Характеристика системы заводнения

Одним из объяснений столь значительных темпов обводнения послужило образование сквозных трещин, соединяющих забои нагнетательных и добывающих скважин. Которые были выявлены по взаимодействию нагнетательных и добывающих скважин после изменения режима нагнетания воды и скачкообразному обводнению рядом расположенных добывающих до предельного значения 98 %. Причем были определены трещины от нагнетательных скважин, расположенных в разрезающем ряду, приконтурных и очагового заводнения с расстоянием между скважинами от 293 м до 512 м.

Для оценки эффективности очагового заводнения и определения влияния образования трещин были проведены исследования на двух участках, каждых их которых представлен двумя очаговыми нагнетательными скважинами в зоне стягивания и соседними добывающими. Отличие участков заключается в том, что на участке 1 нагнетание воды осуществляется с давлением превышающем давление разрыва пласта (14 МПа) и составляет 15,0 МПа, а на участке 2 давление нагнетания ниже давления разрыва пласта (9,7 МПа). В результате по участку 1 получена в 2,5 раза меньшая дополнительная добыча нефти 7,0 тыс. т и большая текущая обводненность 75,3 %, против 17,3 тыс. т и 57,0 % по участку 2, соответственно. Образование сквозных трещин по участку 1 было позднее подтверждено проведением трассерных исследований в 2007 – 2008 гг. Это указывает на необходимость ограничения давления ниже давления разрыва пласта 14 МПа, особенно в очаговых скважинах, расположенных близко (200 – 300 м) к добывающим.

В связи высокой актуальностью образования сквозных трещин от нагнетания воды, предпринята попытка математически рассчитать длину трещины при заводнении. При постоянном давлении в трещине при нагнетании воды образуются изобары вокруг трещины, которые образуют вокруг нее софокусные эллипсы Расход между этими двумя софокусными эллипсами определяется выражением

(6)

где – перепад давления между изобарами, МПа; q – дебит скважины, м3/сут; – гидропроводность, мкм2*м/(мПа*с), аn – большая полуось эллипсоида, м; bn – малая полуось эллипсоида, м.

С удалением от трещины b приближается к a, и эллипс постепенно переходит в круг. На самой трещине малая полуось . На этом основании из формулы получим

, (7)

где R – радиус контура питания, м; а0 – полудлина трещины, м.

Введем безразмерную величину ()

(8)

Тогда из формулы (7) получим выражение для половины длины трещины

(9)

Из формулы (8) видно, что с уменьшением отношения , которое характерно при образовании трещин вокруг нагнетательных скважин, расход в которых растет значительно быстрее, чем репрессия , а длина сквозной трещины возрастает (9).

На основе приведенных расчетов были проведены исследования по выявлению зависимости длины трещины от величины забойного давления нагнетания воды, рисунок 4.

Рисунок 4 - Зависимость длины трещины от забойного давления

За основу взяты инструментальные исследования замеров расхода нагнетательных скважин на разных режимах работы (12 нагнетательных скважин, отмечены красным цветом), а также приведены инструментальные замеры длины трещины, определенные по скачку обводненности в добывающих скважинах при запуске нагнетательных. Выявленная зависимость имеет прямолинейную тенденцию увеличения длины трещины при увеличении забойного давления нагнетания воды. Коэффициент корреляции составил 0,91. При сравнении определенных данных длины трещины с расчетными значениями видно их сходство и соответствие полученной зависимости длины трещины от забойного давления. Данная зависимость указывает на то, что при работе нагнетательной скважины с высоким забойным давлением образуется длинная трещина, в том числе присутствует вероятность соединения забоев нагнетательной и добывающей скважин сквозной трещиной, которая оставляет за собой невытесненную нефть, что снижает коэффициент охвата. Именно эти явления образования сквозных трещин привели к тому, что в 5-рядной системе при организации очагового заводнения резко увеличились темпы обводнения добывающих скважин.

Приведенные ранее данные и расчеты обозначили проблему усиления 5-рядной системы, и ее адаптация в виде очагового заводнения несет дополнительные проблемы ввиду образования трещин и, как следствие, неравномерного вытеснения нефти водой. Поэтому для выявления оптимальной адаптации 5-рядной системы был использован успешный опыт разработки соседних Ершового и Хохряковского месторождений с близкими ФЕС. Где, в первом случае, при уплотнении 3-рядной системы заводнения до 5-рядной было увеличено число нагнетательных скважин в разрезающих рядах, при расстоянии между скважинами 200 м и об эффективности данного мероприятия может говорить один из самых высоких текущих КИН по верхнеюрским залежам – 0,311 за тот же срок разработки. В случае Хохряковского месторождения был выбран вариант трансформации 5-рядной системы в блочно-замкнутую путем формирования поперечных нагнетательных рядов, что не сказалось на динамике роста обводненности и обеспечило эффективное поддержание пластового давления. При этом на Хохряковском месторождении после снижения давления до 20,4 МПа при первоначальном 24,7 МПа от увеличившихся отборов вследствие проведения ГРП было увеличено число нагнетательных скважин, доведя соотношение добывающих и нагнетательных скважин до 1:1,7. Это позволило повысить давление до 23,4 МПа и стабилизировать на этом уровне. Следовательно, в условиях верхнеюрских коллекторов при проведении ГРП соотношение нагнетательных и добывающих скважин 1:1,7 было определено как оптимальное.

Согласно приведенным данным на участке Пермяковского месторождения было просчитано два варианта развития разработки. По первому варианту участок разрабатывается по состоянию, как сложилось на последнюю дату, без изменений – 5-рядная система с очаговым заводнением. По второму варианту на участке с 2004 г. вместо очагового заводнения формируются поперечные нагнетательные ряды (9 скважин), приконтурное заводнение (8 скважин) и уплотняются разрезающие ряды (16 скважин). При этом в поперечных рядах скважины работают в периодическом режиме с полупериодом три месяца и ограничением давления нагнетания ниже давления разрыва пласта (14 МПа). Соотношение добывающих и нагнетательных скважин доведено до оптимального значения 1:1,7. Результаты гидродинамических расчетов показали, что первые три года (2004 – 2007 гг.) вариант 2 уступает варианту 1 за счет меньшего пластового давления, а после опережает, поскольку сказывается эффект удаления нагнетательных скважин от добывающих и формирования зоны стягивания. Значение конечного КИН по варианту 1 с текущей системой заводнения составляет 0,390, а по варианту с предложенной оптимальной адаптацией – 0,420, что больше на 0,030.

Поскольку в настоящее время система заводнения на рассматриваемом участке Пермяковского месторождения сформирована, и трансформировать систему, согласно предложенному варианту адаптации 5-рядной системы не представляется возможным, то были предложены мероприятия по совершенствованию текущей системы заводнения. Суть которых заключается в снижении закачки воды (компенсации отборов) в очаговые скважины с переводом их на периодический режим работы с ограничением приемистости до проектного значения 160 м3/сут (7 скважин) и давления нагнетания 14 МПа (12 скважин). Увеличении закачки воды в разрезающие нагнетательные скважины и приконтурные (запуск 4 скважин) при ограничении давления нагнетания (24 скважины) и увеличения приемистости за счет ГТМ (8 скважин). Доведение соотношения нагнетательных и добывающих скважин близкому к оптимальному 1:1,8. Эффект относительно варианта с текущей системой (конечный КИН 0,390) составляет 0,014 прироста КИН (конечный КИН 0,404).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1.  Определены геологические условия эффективного применения ГРП в ЧНЗ и ВНЗ, в скважинах на участках с высокой выработкой запасов (обводненность более 50 %), скважинах с горизонтальным окончанием. Для месторождений коллектора которых обладают пониженной проницаемостью (менее 0,025 мкм2) данная технология рекомендуется как базовая для проектирования разработки при оптимальном объеме закачивания проппанта 20 – 30 т.

2.  Выявлены условия эффективного применения скважин с горизонтальным окончанием. Наибольшая эффективность скважин с горизонтальным профилем ствола приурочена к ВНЗ с монолитным строением, а также адресному применению на поздней стадии разработки (слабовыработанные пропластки, застойные зоны). Скважины восходящем профилем ствола обладают наибольшей эффективностью в ЧНЗ с монолитным коллектором с толщиной до 30 м и в расчлененных пластах с толщиной менее 6 м.

3.  Разработана тактика выбора способа эксплуатации водонефтяных зон (наклонно-направленная скважина с ГРП или скважина с горизонтальным окончанием), имеющая своей особенностью то, что архитектура забоя скважины определяется не перед бурением, а после вскрытия продуктивного горизонта пилотным наклонно-направленным стволом. Предложенные решения использованы при проектировании разбуривания ВНЗ Туль-Еганского месторождения (прирост КИН - 0,088) и Пермяковского месторождения (прирост КИН 0,008).

4.  Определена и подтверждена гидродинамическими расчетами оптимальная адаптация 5-рядной системы заводнения в условиях проведения ГРП на добывающем фонде и образования техногенных трещин при нагнетании воды. Которая включает уплотнение разрезающих рядов до расстояния между скважинами 250 м, создание приконтурного заводнения и формирование поперечных нагнетательных рядов и ограничение давления нагнетания в поперечных рядах ниже давления разрыва пласта (14 МПа) с периодическим режимом работы при выявленном оптимальном соотношении нагнетательных и добывающих скважин 1:1,7.

5.  Результаты научных исследований использованы при составлении адресных программ геолого-технологических мероприятий и обоснования технологических решений в проектных документах на разработку Хохряковского, Пермяковского, Кошильского, Северо-Тарховского и Туль-Еганского месторождений. Проектный коэффициент извлечения нефти - 0,348, прирост КИН по прогнозу - 0,030 д. ед.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Леванов А.Н. Эффективность применения горизонтальных скважин в пластах большой мощности на примере разработки Кошильского месторождения / А.Н. Леванов, Р.И. Медведский // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Тюменской области: Материалы XII междунар. науч. практич. конф. г. Тюмень 21.09.2005. – Тюмень: Правительство Тюменской области, 2005. – С. 82 - 83.
2. Проблемы геологии и разработки нефтегазовых месторождений: Сб. науч. тр. ЗАО «ТННЦ», посвящ. 5-летию образов. центра – Тюмень: ТННЦ, 2006. – 412 с.
3. Леванов А.Н. Результаты применения очагового заводнения после проведения ГРП в добывающих скважинах / А.Н. Леванов, Р.И. Медведский, И.П. Пуртова, А.А. Ручкин // Интервал. - 2006. - № 90. - С. 20-26.
4. Медведский Р.И. Единый подход эффективного применения горизонтальных и наклонно-направленных скважин с ГРП в водонефтяных зонах (тезисы) / Р.И. Медведский, А.Н. Леванов // Нефть и газ западной сибири: Материалы всероссийск. науч. техн. конф. г. Тюмень 16.10.2007. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - Т.1.– С. 88 - 91.
5. Медведский Р.И. Геологические условия эффективного применения горизонтальных скважин и наклонно-направленных с ГРП в краевых водонефтяных зонах / Р.И. Медведский, А.Н. Леванов // Нефтепромысловое дело. - 2007. - № 11. - С. 23 - 27.
6. Медведский Р.И. Результаты проведения ГРП на Кошильском месторождении / Р.И. Медведский, А.Н. Леванов // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: Материалы Междунар. академич. конф. г. Тюмень 20.11.2007. – Тюмень: ФГУП «ЗапСибНИИГГ», 2008. – С. 331 - 337.
7. Медведский Р.И. Об эффективности применения горизонтальных скважин и наклонно-направленных с ГРП в краевых водонефтяных зонах Пермяковского месторождения / Р.И. Медведский, А.Н. Леванов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - № 03. - С. 46 - 50.
8. Медведский Р.И. Сравнительный анализ эффективности систем разработки на Пермяковском месторождении / Р.И. Медведский, А.Н. Леванов // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа: Материалы XI науч. практич. конф. г. Ханты-Мансийск 12.11.2007. – Ханты-Мансийск, изд-во «ИздатНаукаСервис», 2008.- Т.2.- С. 128 - 133.
9. Грачев С.И. Концепция доразработки месторождений на завершающей стадии / С.И. Грачев, Р.И. Медведский, С.К. Сохошко, А.Н. Леванов // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сборник науч. трудов III Всероссийской науч.-практич. конф. Западно-Сибирского общества молодых инжен. нефтнян. при ТюмГНГУ. г. Тюмень 23.04.2009. – Тюмень, изд-во «Печатник», 2009. - С. 288- 293.

Соискатель А.Н. Леванов

Издательство «Вектор Бук»

Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать

Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso.

Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ.

Отпечатано с готового набора в типографии

издательства «Вектор Бук».

Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г.

625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45.

Тел. (3452) 46-54-04, 46-90-03.