Проектирование разработки опытных участков залежей углеводородов горизонтальными скважинами

При создании новой технологии приходится решать комплексы проблем. В нашем случае к таким проблемам относятся теория фильтрации к горизонтальной части ствола скважины и системы скважин, создание методики расчета технологических показателей разработки месторождений углеводородов, проблемы строительства и эксплуатации скважин и т.д.

Приведенные в работе подходы, методики и модели использованы нами при проектировании разработки залежей углеводородов на ряде месторождений Российской Федерации. Для отработки технологий разработки залежей углеводородов системами ГС мы пошли по пути создания опытных участков как на разрабатываемых, так и на новых месторождениях.

Михайловское нефтяное месторождение (Башкирия)

Михайловское нефтяное месторождение введено в разработку в 1969 г. Эксплуатационными объектами являются песчаники бобриковского горизонта, карбонатные коллекторы кизиловского горизонта, заволжского горизонта, верхнефаменского подъяруса и терригенные коллекторы кыновского горизонта. Для проведения опытно-промышленных работ по разработке залежей нефти ГС выбрана залежь верхнефаменского подъяруса на Южно-Михайловском участке месторождения. Залежь относится к типу пластово-массивных. В наиболее приподнятой части залежь подстилается плотными породами, по периферии подпирается подошвенной водой.

По данным литолого-петрографических исследований в продуктивной пачке выделяются карбонатные коллекторы трещинно-порово-кавернозного типа. Среди них местами в различных частях залегают пласты плотных непроницаемых известняков. Геолого-физическая характеристика залежи приведена ниже.


Всего на залежь пробурено 14 скважин. Три скважины переведены на вышележащие горизонты, одна ликвидирована после эксплуатации. Действующий фонд составляет 10 скважин, из которых 4 работают совместно с C^zvl₁ (скв. 848, 853, 859, 1164).

Залежь эксплуатируется с 1972 г., добыто 114 тыс. т нефти, что составляет 14,4 % от начальных балансовых, или 45,4 % от извлекаемых, запасов. Годовой темп отбора от НИЗ — 2,6 %, обводненность продукции достигла 21,5 %. Средний начальный дебит по нефти — 10,1 т/сут невысокий, что обусловлено низкими коллекторскими свойствами пласта, начальная обводненность продукции — 3 %, газовый фактор — 14 м³/т.


Анализ динамики дебитов показал, что дебиты скважин имеют тенденцию к снижению после 2—4 мес. пуска скважин в эксплуатацию, что говорит о слабой гидродинамической связи с законтурной областью. Режим эксплуатации упруговодонапорный, с преобладанием упругой энергии, который может перейти в режим растворенного газа.

По данным исследований продуктивность скважин, расположенных в краевых зонах вдоль главной оси залежи, выше, чем в скважинах, расположенных в купольной части. Это можно объяснить развитой продольной трещиноватостью в северо-западной зоне залежи. Положительного опыта закачки воды в залежи фаменского яруса крайне мало.

При составлении технологической схемы [220] преследовались две цели:

• осуществление опытно-промышленных работ по созданию систем разработки для залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти;
• осуществление опытно-промышленных работ по отработке техники и технологии проводки горизонтальных скважин.

ЦКР Миннефтепрома утвердил (протокол № 1350 от 22.06.1989 г.) технологическую схему опытно-промышленной разработки залежи нефти фаменского яруса Михайловского нефтяного месторождения с применением системы ГС и с учетом следующих принципиальных положений:

• рядная система размещения ГС с расстоянием между скважинами 400 м с длиной горизонтальной части ствола 400 м;
• общий проектный фонд скважин (для бурения) 11, в том числе добывающих — 7, нагнетательных — 4;
• давление на устье нагнетательных скважин — 12 МПа; механизированный способ эксплуатации скважин (ЭЦН, ШГН);
• проектный уровень добычи нефти — 31,3 тыс. т/год (вертикальными скважинами — 6,3 тыс. т/год);
• коэффициент извлечения нефти (доли ед.) — 0,450 (вертикальными скважинами — 0,282).

Горизонтальная скв. 1417 после отработки на нефть пущена под закачку пластовой воды.

Таким образом, на опытном участке Михайловского месторождения впервые в мире запроектирована и реализована технология вторичных методов разработки залежи нефти системой ГС. Первоочередной элемент системы разработки и технико-технологические характеристики ГС приведены на рис. 3.1, 3.2, 3.3 и в табл. 3.1, 3.6.

Рис. 3.1. Горизонтальная скважина №1409 Михайловского нефтяного месторождения

Рис. 3.2. Горизонтальная скважина №1417 Михайловского нефтяного месторождения

Рис. 3.3. Горизонтальная скважина №1418 Михайловского нефтяного месторождения

Усень-Ивановское нефтяное месторождение (Башкирия)

Промышленно-нефтеносным является песчаный линзовидный пласт Д¹_кн, залегающий в верхней части кыновского горизонта верхнего девона. В западной части пласта выделен опытно-промышленный участок, размеры которого 2,1x1 км. Геолого-физическая характеристика залежи приводится ниже.



Данная технологическая схема составлена для ввода в активную разработку системой ГС только одной — западной части залежи.

В настоящее время на этом участке работают две добывающие скважины с помощью которых добыто 20 тыс. т нефти при устойчивом дебите 4,3—4,5 т/сут по нефти и 4,6 т/сут по жидкости. Режим залежи — режим истощения пластовой энергии.

ЦКР Миннефтепрома утвердила (протокол № 1351 от 22.06.1989 г.) технологическую схему [223] разработки Усень-Ивановского нефтяного месторождения с применением системы ГС со следующими принципиальными положениями:

• система размещения ГС — рядная с расстоянием между скважинами 400 м;
• фонд скважин, рекомендуемых для бурения, — 10, в том числе 8 добывающих (из них 4 горизонтальных) и 2 нагнетательных (горизонтальных) при общем проектном фонде 12 скважин;
• давление на устье нагнетательных скважин 15 МПа;
• механизированный способ эксплуатации скважин (ЭЦН, ШГН);
• расчетные технико-экономические показатели разработки являются ориентировочными и подлежат уточнению в процессе опытно-промышленных работ.

Предполагается, что в первую очередь бурится и осваивается система из ГС. Добывающие скважины бурят попарно с одного куста таким образом, чтобы вырезка ствола приходилась на центральную, наиболее мощную часть залежи. Длина горизонтального участка ствола — 400 м, радиус искривления — 250 м. Нагнетательные скважины бурят от краев структуры к центру, чтобы в пласте создать единую нагнетательную галерею.

Мишкинское нефтяное месторождение (Удмуртия)

На Мишкинском нефтяном месторождении разрабатываются четыре объекта с обширными водонефтяными зонами. Разработка таких залежей характеризуется высокими темпами обводнения добываемой продукции, высоким конечным водонефтяным фактором. На месторождении обводненность продукции на дату проектирования составила 61 %, большой фонд скважин работал с обводненностью 60—90 % и выше.

Сложные геолого-физические условия — обширные водонефтяные зоны, низкие параметры коллекторов (следовательно и низкая продуктивность), высокая степень неоднородности коллекторов способствуют быстрому прорыву воды и неравномерности выработки запасов. Следовательно, конечный коэффициент нефтеизвлечения будет довольно низким. Для решения этой проблемы требуется технология, которая позволяет интенсифицировать отборы при предельно низкой (оптимальной) депрессии на пласт. Технологии разработки ГС, на наш взгляд, отвечают этим требованиям.


Горизонтальное бурение на Мишкинском месторождении реализуется с 1992 г. на основе составленной нами технологической схемы разработки [221]. Коллекторами являются карбонатные породы, характеризующиеся высокой послойной и зональной неоднородностью и сравнительно невысокими характеристиками: пористость в среднем составляет около 16 %, проницаемость — 0,213 мкм². Средняя нефтенасыщенная толщина равна 7,5 м, по площади изменяется от 1 до 24 м. Нефть высоковязкая (78,3 мПа·с в пластовых условиях), высокосмолистая, высокопарафинистая.

Всего предусмотрено бурение 25 горизонтальных стволов с их ориентацией по направлению от забоя к забою проектных ГС для наиболее благоприятного стягивания контура нефтеносности в условиях площадного термополимерного воздействия. Длина горизонтального ствола ограничена 150 м с учетом высокой плотности пробуренных скважин. Для предупреждения обводнения скважин подошвенной водой горизонтальные стволы размещены на участках залежи с наличием уплотненной пачки между нефте- и водонасыщенными породами, выполняющей роль экрана в предупреждении обводнения подошвенной водой.

Выполненные расчеты и практика показали высокую технологическую и экономическую эффективность применения технологии разработки залежи системой ГС. Так, например, первая пробуренная ГС № 442 с горизонтальным стволом длиной 160 м пущена с начальным дебитом 28,5 т/сут практически безводной нефти. Текущий дебит скважины составляет 22 т/сут при обводненности 10 %. При этом средний дебит ближайших соседних вертикальных скважин — 2,8 т/сут при средней обводненности 75,6 %. Вторая ГС № 427 пущена с начальным дебитом 80 т/сут практически безводной нефти. Текущий дебит составляет 20,7 т/сут, обводненность — 24,1 %. Средний дебит соседних вертикальных скважин — 2,8 т/сут, обводненность 75,6 %. Дополнительная добыча нефти оценивается в 1,5 млн. т, увеличение КИН — на 2,9 %. Анализ работы пробуренных скважин показал устойчивость дебита и отсутствие их прогрессирующего обводнения. Начальный дебит по ГС оказался более чем в 7 раз выше по сравнению с вертикальными.

Татышлинское нефтяное месторождение (Башкирия)

Залежь нефти турнейского яруса на проектируемом опытном участке Татышлинского месторождения не разрабатывалась, осуществляется промышленная разработка терригенно-го нижнего карбона. Опытный участок расположен в центральной части месторождения. Геолого-физическая характеристика залежи приведена ниже.


Тип залежи — массивно-слоистая, структурная; углы падения — 2—3°. Имеются прослои и линзы мощностью 0,4—9 м, плотные прослои — 0,4—4 м (в нижней части разреза). Нефть тяжелая, сернистая, высоковязкая с большим содержанием смол + асфальтенов, сероводород содержится в нефти (0,18 % мольных), в газе (1,23 % мольных), в пластовой воде — определен качественно.


ЦКР Миннефтепрома утвердила (протокол № 1352 от 22.06.1989 г.) технологическую схему опытно-промышленной разработки залежи нефти турнейского яруса Татышлинского месторождения с применением системы ГС [222] со следующими принципиальными положениями:

• система размещения ГС — параллельно-рядная с расстоянием между скважинами 400 м, длина горизонтальной части ствола 450 м;
• фонд скважин для бурения — 11, в том числе добывающих — 6 (из них горизонтальных — 4), нагнетательных — 2 (горизонтальных), контрольных — 1, водозаборных — 2, при общем проектном фонде 11 скважин;
• давление на устье нагнетательных скважин — 15 МПа; механизированный способ эксплуатации скважин (ЭЦН, ШГН);
• стоимость бурения ГС — 350 тыс. рублей, вертикальной скважины — 135 тыс. рублей (в ценах 1989 г.);
• коэффициент нефтеизвлечения по варианту с вертикальной сеткой скважин — 0,15, горизонтальными скважинами — 0,30;
• расчетные технико-экономические показатели разработки являются ориентировочными и подлежат уточнению в процессе опытно-промышленных работ.

Первоочередной элемент системы разработки и технико-технологические характеристики ГС приведены на рис. 3.4, 3.5, 3.6 и в табл. 3.2, 3.6.

Рис. 3.4. Горизонтальная скважина №4490 Татышлинского нефтяного месторождения

Рис. 3.5. Горизонтальная скважина №4491 Татышлинского нефтяного месторождения

Рис. 3.6. Горизонтальная скважина №4493 Татышлинского нефтяного месторождения

Старцевское нефтяное месторождение (Башкирия)

Для проведения опытно-промышленных работ по разработке залежи нефти системой ГС определена залежь пласта С₂ Старцевского нефтяного месторождения (протокол ТЭС ПО "Башнефть" № 234 от 27 декабря 1990 г.). Исходные геолого-физические параметры приведены в табл. 3.3. На 01.01.1990 г. на залежи пробурено 14 скважин. В эксплуатационном фонде числится 9 добывающих и 2 нагнетательных скважины. Средний дебит добывающих скважин составил 27,2 т/сут, обводненность добываемой продукции — 12,8 % (весовых). Средняя приемистость нагнетательных скважин составила 279 м³/сут.

По залежам предлагается три варианта разработки: базовый — с размещением вертикальных скважин (9 скважин по утвержденной сетке 400x400 м) и два варианта с размещением вертикальных и ГС. По утвержденному варианту предлагается пробурить 6 добывающих вертикальных, 2 горизонтальных добывающих, 1 водозаборную скважину при общем фонде 21 скважина. Способ эксплуатации — механизированный. Во всех вариантах предлагается после отработки добывающую скважину № 2727 перевести под нагнетание.

Технологическая схема разработки опытного участка Старцевского нефтяного месторождения [79] приведена на рис. 3.7.

Арланское нефтяное месторождение (Башкирия)

Для проведения опытно-промышленных работ по разработке залежи нефти среднего карбона Арланского месторождения выбран участок пласта К1 Арланской площади, ограниченный скв. 2799, 290, 2379, 7768, 2929, 2934, 11492, 11493, 11494, 11495, 1113, 2904, 2800. Накопленная добыча нефти на 01.01.1992 г. составила 57,7 тыс. т, воды — 19,4 тыс. т, действующий фонд скважин — 8, текущий суммарный дебит нефти 9,7 т/сут, жидкости — 16,6 м3/сут, обводненность продукции — 34,3 %. Пластовое давление по залежи снизилось с 9,7 до 5,6 МПа. Исходные геолого-физические параметры пласта приведены в табл. 3.4.


В принятом Научно-техническим советом ПО "Башнефть" (протокол № 233 от 25.12.1992 г.) варианте разработки [204] предусматривается разбуривание залежи пятью горизонтальными добывающими и одной вертикальной нагнетательной скважиной. Длина горизонтальной части ствола — 250 м. Проектируемый дебит ГС — 7 т/сут, вертикальных — 1,5 т/сут.

Технологическая схема разработки опытного участка Арланского месторождения ГС приведена на рис. 3.8. На рис. 3.9, 3.10 и в табл. 3.5 приведены технико-технологические характеристики первоочередного элемента разработки опытного участка Арланского месторождения.

Рис. 3.8. Технологическая схема разработки участка Арланского месторождения

Рис. 3.9. Горизонтальная скважина 10066 Арланского нефтяного месторождения

Рис. 3.10. Горизонтальная скважина 11118 Арланского нефтяного месторождения

Результаты строительства по некоторым реализованным технологическим схемам опытно-промышленных работ по созданию технологии разработки залежей углеводородов системами ГС приведены в табл. 3.6.


По результатам проведенных работ можно сделать вывод, что первый этап строительства ГС — проводка горизонтального ствола в заданном коридоре — успешно завершена. На очереди, на наш взгляд, решение важнейших проблем в области первичного и вторичного вскрытия пластов.

При этом особенно важно учитывать следующее:

• 1. Проводку горизонтального ствола следует проводить в сжатые сроки и с минимальным количеством "долблений".
• 2. Горизонтальный ствол следует оборудовать химически растворимыми заглушками с последующей заливкой заколонного пространства химически растворимым тампонажным материалом.
• 3. Освоение ГС следует производить поинтервально, начиная с "хвоста" скважины.

Остановимся на этих проблемах подробнее.

По первому пункту

При первичном вскрытии продуктивного пласта горизонтальным стволом мы получаем большую площадь дренирования, вследствии чего возникает опасность проникновения больших объемов бурового раствора в призабойную зону. Эта опасность многократно увеличивается при проводке горизонтальных стволов на пласты с низким пластовым давлением (ниже гидростатического), что имело место при проводке скважин на Михайловском, Узыбашевском и других месторождениях. При спускоподъемных операциях создается эффект свабирования. При этом кольматируется призабойная зона, возникают проблемы с естественными фазовыми свойствами коллекторов в призабойной зоне.

По второму пункту

Существует несколько способов закачивания ГС. Рассмотрим особенности этих способов, их преимущества и недостатки.

1. Открытый ствол. Этот метод широко применяется в устойчивых породах и требует наименьших затрат, так как не требует цементирования и перфорирования в горизонтальной части ствола, а при освоении требуется лишь удалить из скважины буровой раствор и выбуренную породу. Недостатки способа: возможность и последствия перетоков, опасность обрушения ствола, невозможность или большие затраты на ремонт при изоляции или обработке отдельных участков ствола.

2. Спуск хвостовика с заранее созданными круглыми или щелевидными отверстиями. В данном случае хвостовик обеспечивает канал в горизонтальном стволе при обваливании стенок скважин. Недостатки те же, что и у предыдущего способа.

3. Установка затрубных пакеров, расширяющихся при заполнении флюидами или цементным раствором. Метод используется при необходимости изоляции отдельных зон, например водопроявляющих участков, в горизонтальном стволе. Используется в зарубежной практике.

4. Обсаженный ствол с цементированием обсадной колонны или хвостовика применяется, если пласт сложен неустойчивыми породами, а при эксплуатации планируются обработки призабойной зоны пласта. Недостатком способа является снижение гидродинамического совершенства скважин. Преимущество способа в том, что он позволяет производить по-интервально изоляционные и интенсифицирующие операции, регулировать добычу, использовать модифицированную технику, разработанную для вертикальных скважин. При заканчивании скважин обсаженным стволом с цементированием обсадных труб вторичное вскрытие продуктивного пласта возможно производить гидрообразивным, кумулятивным или бесперфораторным способом. Нами проанализированы все эти способы. Более целесообразным представляется применение бесперфораторного (химического) способа вторичного вскрытия, основанного на растворении в кислоте магниевых заглушек, вмонтированных в отверстия обсадной колонны. По сравнению с кумулятивной перфорацией этот метод не оказывает ударного воздействия на обсадную колонну и цементный камень, что позволяет сохранить разобщенность пластов. Основной недостаток — образование отверстий только в обсадной колонне и отсутствие канала в цементе и зоне скважин — преодолен созданием кислоторастворимых цементов. Опыты показали, что в кислоторастворимых цементах создаются надежные каналы для фильтрации флюидов.

По третьему пункту

В силу высокой неоднородности пластов, при обычном освоении начинает "работать" только высокопродуктивная часть ствола. В соответствии с законами гидродинамики в первую очередь осваиваются пропластки в начальной части горизонтального ствола. Поэтому охват пласта дренированием значительно снижается и, следовательно, снижается эффективность ГС. Поэтому требуется поинтервальное освоение скважин, начиная с "конца" скважины. Только в этом случае мы можем получить требуемую геометрию фильтрационных потоков и эффективность ГС будет максимальной.

Анализ технологических параметров, выводы и рекомендации по результатам реализованных технологических схем разработки даны в предыдущих разделах настоящей работы.

Заключение

По результатам проведенных исследований, математических экспериментов и анализа состояния и проблем в области создания гидродинамических основ для моделирования процессов разработки залежей углеводородов системами горизонтальных скважин, строительства и эксплуатации горизонтальных скважин можно сделать следующие выводы.

1. Показатели устойчивости разработки залежей углеводородов величины векторные, динамичны во времени и определяются, прежде всего, надежностью прогнозирования технико-экономических показателей разработки в проектах и технологических схемах.

2. Надежность прогнозирования технико-экономических показателей разработки залежей углеводородов обеспечивается системным и комплексным подходом к проблеме проектирования:

• взаимоувязанным решением задач как подземных, так и наземных технологических процессов;
• наличием комбинированных методических подходов к решению задачи прогнозирования технико-экономических показателей разработки;
• наличием современных аппаратных, информационных и математических средств для решения многовариантных задач прогнозирования, т.е. наличием системы автоматизированного проектирования разработки залежей углеводородов (САПР) с надежной информационной системой — автоматизированного интегрированного банка данных.

3. Проведенные теоретические исследования и анализ результатов, полученных на опытных участках, позволили разработать методологию проектирования разработки залежей углеводородов системами горизонтальных скважин и внедрить разработки в САПР.

4. Определена область применения систем горизонтальных скважин и разработаны методические основы выбора месторождений для эффективной разработки системами горизонтальных скважин.

5. Доказано, что разработка залежей углеводородов системами горизонтальных скважин обладает преимуществом перед традиционными:

• планируется ориентация ствола, что обеспечивает возможность управления гидродинамикой потоков в пласте;
• происходит снижение объемов поступления в скважину нежелательных пластовых флюидов за счет проявления качественно нового эффекта "конусообразования" и снижения депрессии на пласт;
• значительно возрастает спектр применения вторичных и физико-химических методов воздействия на пласт.

6. Впервые созданы типовые технологические модели разработки залежей углеводородов системами горизонтальных скважин: линейная, блочная, лучевая, радиальная, многоярусная и комбинированная (сотовая и др.), которые легли в основу при проектировании разработки опытных участков системами горизонтальных скважин.

7. Впервые в мире реализована система вторичных методов добычи нефти горизонтальными скважинами — закачка пластовой воды в горизонтальную скважину на Михайловском месторождении, реализована комбинированная модель системы разработки на Мишкинском нефтяном месторождении. Получены положительные результаты.

8. Проведенные технологические, технико-экономические и математические эксперименты на разработанных математических моделях показали:

• проблемы гидродинамической теории горизонтальных скважин оказались намного сложнее соответствующих проблем вертикальных скважин как в постановке задач, так и методов их решения;
• для эффективного применения технологий строительства и эксплуатации горизонтальных скважин, увеличения конечного коэффициента нефтегазоизвлечения горизонтальные скважины следует проектировать преимущественно в составе систем разработки, а не одиночных скважин;
• для однопластовых залежей с низкими коллекторскими свойствами наиболее оптимальной является комбинированная блочная, или "сотовая", модель, представляющая собой правильные шестиугольники, которая позволяет добиться максимального охвата пласта и эффективно решать проблемы кустования скважин;
• для однопластовых залежей эффективность систем ГС увеличивается с уменьшением толщины пласта;
• в низкопродуктивных коллекторах длина ГС значительно влияет на производительность скважин;
• для пластов большой толщины и массивных залежей эффективно применение двух и многоярусных систем ГС, которые позволяют организовать фильтрационные потоки сверху вниз, снизу вверх и комбинированные;
• значительно возрастает спектр применения вторичных и физико-химических методов воздействия на пласт: композиций химреагентов, ОПЗ реагентной разглинизации, системной ГРП, тепловых методов.

9. Технология проектирования и разработки залежей углеводородов системами горизонтальных скважин позволяет:

• повысить коэффициент извлечения углеводородов из залежей;
• снизить экологическую напряженность в нефтегазодобывающих регионах;
• значительно повысить технико-экономические показатели разработки залежей углеводородов;
• вовлечь в разработку залежи с трудно извлекаемыми запасами углеводородов.