Технологии многозонного гидроразрыва в горизонтальных скважинах

Автор: Мирзамов Н.А.

Журнал: Научный форум. Сибирь @forumsibir

Рубрика: Природопользование

Статья в выпуске: 2 т.5, 2019 года.

Бесплатный доступ

Многозонный гидроразрыв пласта (МГРП) используется для интенсификации отборов из горизонтальных скважин. Многозонный гидроразрыв показал высокую эффективность, прежде всего, на юрских и ачимовских объектах, а также фильтрационно-неоднородных пластах меловых отложений - то есть, в условиях низких, либо изменчивых коллекторских свойств и прерывистого геологического строения. Преимущество данной технологии по сравнению с обычным гидроразрывом заключается в большей зоне дренирования скважины, обеспечивающей более высокую связанность коллекторов.

Трудноизвлекаемые запасы, многозонный гидроразрыв пласта, горизонтальные скважины

Короткий адрес: https://sciup.org/140248230

IDR: 140248230

Текст научной статьи Технологии многозонного гидроразрыва в горизонтальных скважинах

Многозонный гидроразрыв пласта (МГРП) используется для интенсификации отборов из горизонтальных скважин. Его отличие от традиционного ГРП заключается в том, что закачиваемая под высоким давлением песочно-водяная смесь воздействует на нефтяной пласт с нескольких точек по длине ствола.

Первоначально многозонный ГРП предназначался для разработки месторождений сланцевого газа, однако его эффективность подтверждена и на нефтяных пластах с проницаемостью менее 20 мД. В последнем случае проведение многозонного ГРП рассматривалось как один из вариантов совершенствования технологии гидроразрыва в скважинах сложного профиля.

В отечественной промысловой практике опыт применения многозонных ГРП имеется на месторождениях нефтяной компании «ЛУКОЙЛ», а также на Самотлорском месторождении.

В НК «ЛУКОЙЛ» применяются следующие технологии МГРП [21]: с использованием шаров и посадочных седел; с использованием горизонтальной НКТ и гидропескоструйной перфорации.

Отличительная особенность первой из названных технологий заключается в том, что для отсечения участка ствола с выполненным ГРП и открытия циркуляционного клапана, при продавкепроппанта в заключительной части первой стадии в скважину бросают шар из композитного материала. Диаметр шара - 2-3 дюйма (5-8 см).

На территории ХМАО-Югры первые горизонтальные скважины с многозонным ГРП введены в 2011 году. С 2012 года начато промышленное применение данной технологии.

Первые результаты показали эффективность применяемых технологий. Например, по скважинам №№ 7633Г и 7610Г Урьевского месторождения входной дебит нефти составил соответственно 95 и 93 т/сут, тогда как по наклонно-направленным скважинам - 22-26 т/сут.

Всего она реализована на 19 объектах 16 месторождений; наибольший объем мероприятий по многозонному ГРП пришелся на объект ЮВ1 Урь-евского месторождения. Другие месторождения со значительным числом, проведенных МГРП - Тев- линско-Русскинское (объект ЮС11), Ватьеганское (ЮВ11) и Покачевское (АВ).

За 1 год эксплуатации горизонтальной скважины с МГРП на Урьевском месторождении прогноз добычи нефти в среднем составляет порядка 40 тыс. т, в то время как добыча по наклонно - направленным скважинам с ГРП прогнозируется на уровне 812 тыс. т за 1,5-2 года.

Помимо интенсификации отборов, специалисты НК «ЛУКОЙЛ» предполагают достичь за счет многозонного ГРП также увеличения конечной нефтеотдачи [13]. Для обоснования влияния технологии МГРП на коэффициент извлечения нефти перед проведением масштабных ОПР были выполнены тестовые гидродинамические расчеты для девяти-, семи- и пятиточечной систем разработки при расстоянии между скважинами 500 м. При этом рассматривались типы разрезов с повышенной проницаемостью (в 10 раз) в кровле, подошве, середине пласта. Нефтенасыщенная толщина составляла б м, средняя проницаемость для всех типов разрезов - 5 и 25 мД [1-12].

В ходе расчетов выполнено сопоставление технологической эффективности для следующих вариантов заканчивания скважин: скважины наклоннонаправленные; скважины наклонно-направленные с ГРП; горизонтальные скважины; горизонтальные скважины с МГРП.

По результатам серии расчетов прирост КИН за 30 лет оценивался на уровне от 0,05 д.ед. (для проницаемости 25 мД) до 0,33 д.ед. (при проницаемости 5 мД) для систем разработки ГС с МГРП по сравнению со скважинами обычного профиля. Конкретно на объекте ЮВ 1 Урьевского месторождения по участку с горизонтальными скважинами коэффициент извлечения нефти прогнозируется на уровне 0,401 д.ед. против 0,272 д.ед. для участка с наклонно-направленными скважинами.

В то же время эффект в виде повышения нефтеотдачи может быть обеспечен не столько самой технологией множественного ГРП, сколько за счет бурения скважин сложного профиля, чему благоприятствуют геолого-физические характеристики верхнеюрских пластов (прерывистость строения в сочетании с низкой расчлененностью) - в т.ч. и пласта ЮВ 1 Урьевского месторождения. С другой стороны предпочтительными объектами для горизонтального бурения считаются высокопроницаемые пласты, в то время как МГРП позволяет снять это ограничение. Отсюда и больший прирост расчетной величины КИН именно для условий низкой проницаемости.

В 2012 году на 14 месторождениях НК «ЛУКОЙЛ» (Урьевском, Поточном, Лас-Еганском, Се-веро-Покачевском, Покачевском, Красноленинском, Шушминском, Повховском, Ватьеганском, Тевлинско-Русскинском, Южно-Выинтойском, Свободном, Грибном, Приклоновом) выполнено 87

операций МГРП в горизонтальных скважинах, в то время как число операций обычного гидроразрыва в наклонно-направленных скважинах насчитывало 309 операций [14-20, 22-23].

Таким образом, дебиты горизонтальных скважин с МГРП в среднем превышают дебиты скважин обычного профиля (также подвергнутых гидроразрыву) в большинстве случаев в 1,5-3 раза.

Помимо НК «ЛУКОЙЛ» опыт применения многозонного ГРП отмечен на Самотлорском месторождении, разрабатываемом ОАО «Самотлорнефтегаз». В 2012 году выполнено 65 операций МГРП с суммарной добычей нефти 178,6 тыс. т (2,75 тыс. т на операцию); средний дебит по нефти составил 12,3 т/сут при среднем дебите по жидкости 70,8 т/сут.

Для сравнения, средний дебит горизонтальной скважины на Самотлорском месторождении в 2012 году составил 11,8 т/сут, средний дебит жидкости -182,4 т/сут, годовая добыча нефти в среднем на 1 скважину - 3,1 тыс. т. Таким образом, эффективность собственно МГРП на горизонтальных скважинах Самотлорского месторождения оказалась незначительна. С другой стороны, эффективность обычного ГРП на переходящем фонде оказалось еще ниже: порядка 1 тыс. т добычи нефти за 2012 год при среднем дебите по нефти 5,9 т/сут.

Таким образом, многозонный гидроразрыв показал высокую эффективность прежде всего на юрских и ачимовских объектах, а также фильтрационно-неоднородных пластах меловых отложений - то есть, в условиях низких, либо изменчивых коллекторских свойств и прерывистого геологического строения. Преимущество данной технологии по сравнению с обычным гидроразрывом заключается в большей зоне дренирования скважины, обеспечивающей более высокую связанность коллекторов. Преимущество перед горизонтальными скважинами, не подвергнутыми интенсификации - большая продуктивность. Соответственно, горизонтальные скважины с МГРП характеризуются высокими дебитами по нефти - в 1,5-3 раза превышающими соответствующие показатели наклонно-направленных скважин.

Список литературы Технологии многозонного гидроразрыва в горизонтальных скважинах

  • Вахобов А.А., Коровин К.В. Опыт применения обработок призабойной зоны на месторождениях ХМАО-Югры // Научный форум. Сибирь. 2017. Т. 3, № 2. С. 18.
  • Грачев С.И., Зотова О.П., Зубарев Д.И., Коровин К.В., Севастьянов А.А. Вероятностно-статистическая оценка подсчетных параметров для нефтяных месторождений ХМАО-Югры // Академический журнал Западной Сибири. 2018. Т. 14, № 6 (77). С. 87-88.
  • Грачев С.И., Зотова О.П., Зубарев Д.И., Коровин К.В., Севастьянов А.А. Особенности геологического строения отложений баженовской свиты на территории Западной Сибири // Академический журнал Западной Сибири. 2019. T. 15, № 1. С. 17.
  • Грачев С.И., Коротенко В.А., Ягафаров А.К. Проблемы нестационарного заводнения с применением ПАВ // Бурение и нефть. 2011. № 2. С. 40-41.
  • Грачев С.И., Севастьянов А.А., Коровин К.В., Зотова О.П., Зубарев Д.И. Перспективы добычи нефти из отложений баженовской свиты // Академический журнал Западной Сибири. 2018. Т. 14, № 6 (77). С. 84-86.
  • Дашдамиров М.З., Коровин К.В. Естественная и техногенная трещиноватость горных пород на месторождениях Западной Сибири // Научный форум. Сибирь. 2017. Т. 3, № 2. С. 21-22.
  • Зотова О.П., Зубарев Д.И., Коровин К.В., Севастьянов А.А. Особенности разработки отложений тюменской свиты // Научный форум. Сибирь. 2018. Т. 4, № 2. С. 28-29.
  • Инякина Е.И., Жумамаев М.О., Мавиембердин Д.С., Мелешенко А.С., Чаленков Э.С. Оценка влияние геолого-физического строения пласта на результаты проведения ГРП // Академический журнал Западной Сибири. 2019. T. 15, № 1. С. 18-19.
  • Коровин К.В., Печерин Т.Н. Анализ результатов эксплуатации скважин из отложений баженовской свиты на территории ХМАО-Югры // Международный научно-исследовательский журнал. 2016. № 12-1 (54). С. 91-94.
  • Краснов И.И., Ваганов Е.В., Инякина Е.И., Катанова Р.К, Томская В.Ф. Диагностика источников водопритока и перспективы технологий ограничения прорыва воды в скважине // Нефть и газ: опыт и инновации. 2019. Т. 3, № 1. С. 20-34.
  • Лесин В.С., Коровин К.В. Повышение эффективности использования попутного нефтяного газа при разработке нефтяных месторождений // Академический журнал Западной Сибири. 2019. Т. 15, № 3. С. 32-33.
  • Медведский Р.И., Севастьянов А.А., Коровин К.В. Прогнозирование выработки запасов из пластов с двойной средой // Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. 2004. № 13. С. 54.
  • Муляк В.В., Чертенков М.В., Шамсуаров А.А., Потрясов А.А., Шкандратов В.В., Шаламова В.И., Вахрушев В.В., Сартаков А.М. Повышение эффективности вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов с применением многозонных гидроразрывов пласта в горизонтальных скважинах" // Нефтяное хозяйство. 2011. № 11. С. 48-51.
  • Николаев В.Ф. Особенности разработки Кечимовского месторождения горизонтальными скважинами // Академический журнал Западной Сибири. 2019. T. 15, № 1. С. 9-10.
  • Севастьянов А.А., Коровин К.В., Зотова О.П. Особенности геологического строения ачимовских отложений на территории ХМАО-Югры // Академический журнал Западной Сибири. 2016. Т. 11, № 1. С. 6-9.
  • Севастьянов А.А., Коровин К.В., Зотова О.П. Оценка кондиционности запасов ачимовских отложений на территории ХМАО-Югры // Академический журнал Западной Сибири. 2016. Т. 11, № 1. С. 36-39.
  • Севастьянов А.А., Коровин К.В., Зотова О.П. Перспективы разработки ачимовских отложений на территории ХМАО-Югры // Международный научно-исследовательский журнал. 2016. № 12-1 (54). С. 112-115.
  • Севастьянов А.А., Коровин К.В., Зотова О.П., Зубарев Д.И. Перспективы добычи нефти из отложений баженовской свиты // Деловой журнал Neftegaz.RU. 2018. № 6. С. 24.
  • Тухбатуллина Д.Р., Коровин К.В. Обзор физико-химических технологий ограничения водопритока на месторождениях Западной Сибири // Академический журнал Западной Сибири. 2018. Т. 14, № 3 (74). С. 27-29.
  • Улутов Б.А. Опыт применения технологий увеличения нефтеотдачи на пласте ЮВ1 одного из месторождений Западной Сибири // Академический журнал Западной Сибири. 2019. Т. 15, № 3. С. 31.
  • Чертенков М.В, Веремко Н.А. Опыт применения горизонтальных скважин с многозонным ГРП для разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти в ОАО "ЛУКОЙЛ" // доклад на VIII Международном Технологическом Симпозиуме. Москва, 2013.
  • Чубаков Е.С., Коровин К.В. Применение термогазового воздействия на баженовской свите // Академический журнал Западной Сибири. 2019. T. 15, № 1. С. 15-16.
  • Sevastianov A.A., Korovin K.V., Zotova O.P., Zubarev D.I. Production prospects of hard-to-recover oil reserves on the territory of Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug - Yugra // Нефть и газ: опыт и инновации. 2017. Т. 1, № 1. С. 15-21.
Еще
Статья научная