РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ
УДК 622.276.5 (1-198) © Д.Г. Яраханова, 2015
О целесообразности применения горизонтальных технологий нефтеизвлечения с учетом геолого-технологических условий
Д.Г. Яраханова, к.т.н. (Казанский (Приволжский) федеральный университет)
Адрес для связи: dilyara.yar@mail.ru
Ключевые слова: горизонтальные технологии, зарезка боковых горизонтальных стволов, гидродинамические исследования в горизонтальной части ствола, поверхность притока, комплексная технология разработки.
Несмотря на то, что большинство крупнейших месторождений нашей страны, длительное время обеспечивающих требуемые объемы добычи нефти, вступило в завершающую стадию разработки, потенциал увеличения добычи еще имеется, так как Россия является одним из лидеров в области разведанных запасов углеводородного сырья.
Вырабатываемые в настоящее время остаточные труд-ноизвлекаемые запасы приурочены к пластам, характеризующимся сложным геологическим строением, низкой и ультранизкой проницаемостью, наличием разломов, активных подошвенных вод и газовых шапок, содержащим нефть высокой вязкости. Эффективная разработка таких объектов невозможна с применением традиционных технологий. Для этого требуются новые методы, обеспечивающие повышенную производительность скважин, интенсивные темпы отбора и высокую конечную нефтеотдачу при приемлемой рентабельности производства.
Горизонтальные технологии - один из методов
увеличения добычи нефти
При применении традиционных технологий около 75 % остаточных запасов разрабатываемых месторождений и 80 % еще не введенных в эксплуатацию залежей нефти не могут рентабельно вырабатываться [1]. В результате большинство нефтяных и газовых месторождений в мире осваивается путем бурения горизонтальных скважин (ГС). Мировой опыт свидетельствует о том, что эта технология является наиболее эффективной в освоении остаточных труд-ноизвлекаемых запасов.
Использование ГС [2] за счет уменьшения их общего числа по сравнению с числом вертикальных скважин в 1,5-2 раза снижает капитальные вложения в бурение при относительном росте (до 70 %) стоимости каждой ГС по
68 06'2015 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
The feasibility of application of horizontal oil recovery technologies taking into account the geological and technological conditions
D.G. Yarakhanova (Kazan (Volga Region) Federal University, RF, Kazan)
E-mail: dilyara.yar@mail.ru
Key words: horizontal technologies, boring of lateral horizontal trunks, hydro-dynamic research in the horizontal part of the trunk, the surface inflow, complex technology development.
Currently residual hard-to-recover reserves are confined to the deposits which are characterized by complex geological structure, low and ultralow permeability, high viscosity oil, the presence of faults, active plantar waters and gas caps. Efficient development of such requires new methods of oil production to ensure increased wells productivity, intensive rates of selection and high ultimate oil recovery at an acceptable profitability The expediency horizontal technology application in accordance with geological and technological conditions is given. The author discusses obstacles to widespread implementation of horizontal technologies in Tatarstan. The possibility of hydrodynamic research directly in the horizontal part of the hole is shown.
сравнению с вертикальной за счет усложнения конструкций. Из мирового опыта известно, что стоимость 1 м проходки при массовом бурении ГС может быть доведена до стоимости проходки вертикальной скважины. Разработка месторождений с применением ГС позволяет значительно улучшить текущие технологические показатели разработки низкопроницаемых коллекторов. Темпы отбора нефти для систем с ГС по сравнению с системами вертикальных и наклонно направленных скважин повышаются в 3-5 раз, увеличиваются дебиты нефти и сокращаются сроки разработки. Соотношение дебитов указанных скважин возрастает во времени до 4 раз и поддерживается на протяжении 10-12 лет [3].
Разветвленно-горизонтальные скважины (РГС) на Западе вступали в эксплуатацию с текущими дебитами, в 10 и 20 раз превышающими дебиты соседних вертикальных скважин. Кроме того, в 2 раза увеличился конечный коэффициент извлечения нефти (КИН). Дополнительный эффект от применения этой технологии - экономия времени и средств на поиск, разведку и обустройство новых площадей [4].
В таблице приведены результаты вскрытия нефтяных пластов ГС, пробуренными различными фирмами [1]. Из нее видно, что во всех случаях дебит ГС намного больше дебита вертикальных скважин. Высокая эффективность горизонтальной технологии обусловливается кратным увеличением поверхности фильтрации, большим охватом дренированием продуктивного пласта.
Стволы ГС, проходя по продуктивному пласту на 100 м, а в отдельных случаях на несколько сотен метров, могут вскрывать в неоднородном пласте участки трещиноватых зон повышенной проницаемости, что позволит получать дебиты в несколько раз большие, чем дебиты вертикальных или наклонно направленных скважин. При этом следует
Местонахождение (страна) Компания Длина горизонтальной части ствола, м Примечание
76 Дебит нефти ранее непродуктивной скважины составил 97,5 м3/сут, газа -17,2 тыс. м3/сут
Юта (США) «Скилайн-Ойл» 67 и 145 (два горизонтальных ствола) Из непродуктивной ранее скважины за 2 года получено 13,5 тыс . т нефти
(Дания) МАЭРСК 460-760 Начальные дебиты в 2-4 раза выше, чем вертикальных скважин
Британский сектор Северного моря «Бритиш Петролеум» 565 При испытании дебит нефти составил 955 м3/сут (намного больше дебита вертикальных скважин)
Уиллистонский бассейн (США) «Меридиан» 610-1000 Дебит нефти составил 41-44 м3/сут, газа -9,5 тыс. м3/сут (вертикальных скважин -соответственно 9,5 и 1000 м3/сут)
Прадхо-Бей, Аляска (США) «Стандарт -Аляско -Продакшн» 300-490 Начальная продуктивность в 3,5 раза выше, чем вертикальных скважин
Явайское море (Индонезия) «Арко» 300-760 (пласт небольшой толщины) Коэффициент продуктивности горизонтальных скважин в среднем в 5,4 раза выше, чем вертикальных
иметь в виду, что проведение одиночного горизонтального ствола представляет собой реализацию лишь небольшой части горизонтальной технологии нефтеизвлечения. Последующим этапом развития нефтедобывающей отрасли России, как отмечал в своих работах А.М. Григорян, должно стать бурение РГС.
В настоящее время в Республике Татарстан все наиболее крупные месторождения вступили в позднюю стадию разработки, характеризующуюся снижением добычи нефти, ростом обводненности продукции, доли остаточных трудноизвлекаемых запасов и фонда неработающих скважин. В результате опережающей выработки более выдержанных по площади пластов увеличивается доля запасов прерывистых и неоднородных пластов. В связи с этим остро встает проблема вовлечения в активную разработку запасов небольших линз и тупиковых зон, представленных преимущественно пластами с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Для их разработки необходимо дополнительное бурение, что в условиях незначительности запасов отдельных линз часто нерентабельно. В таких случаях экономически более оправданной может стать зарезка вторых стволов в существующих скважинах, позволяющая решить первоочередные задачи ОАО «Татнефть»: восстановление фонда скважин; повышение их рентабельности; достижение высокого конечного КИН за счет увеличения охвата пластов воздействием. Так как зарезка боковых горизонтальных стволов (БГС) является достаточно сложным и дорогостоящим видом работ, при выборе скважин-кандидатов для зарезки боковых стволов (БС) и БГС, участков для бурения ГС, их размещения необходимо учитывать технические и технологические факторы, которые могут существенно повлиять на успешность и эффективность работ [5]. В качестве примера на рисунке приведено сопоставление дебитов одноствольной и многоствольной (МГС) ГС с одинаковой суммарной длиной ствола для модели бесконечного пласта. Предполагалось, что стволы МГС разбуривались последовательно.
В результате отмечаются следующие закономерности. Наличие соседней ГС снизило темпы увеличения дебита как одноствольной, так и многоствольной ГС. При этом изменился характер самих кривых. Бурение последовательно первого и второго стволов МГС привело к большему росту
Зависимость дебита от длины стволов (4):
1, 2- соответственно ГС и МГС в бесконечном пласте; 3, 4 - МГС и ГС с учетом влияния соседней ГС
их дебита по сравнению с ГС. Это обусловлено различным расположением стволов ГС и МГС по отношению к соседней горизонтальной скважине. Бурение третьего ствола МГС привело к снижению дебита. Для модели бесконечного пласта бурение второго ствола МГС под углом 120° практически не снизило темп роста дебита. Это еще раз подтверждает предположение о том, что искривление ствола ГС незначительно снижает дебит [4].
Большое разнообразие геолого-технических параметров, различные состояние разработки месторождений, условия и способы эксплуатации скважин требуют применения различных видов профиля, числа и протяженности стволов РГС [2]. В частности, при выборе скважин-кандидатов для зарезки боковых горизонтальных стволов необходимо учитывать геологические и технологические критерии. Геологические критерии: минимальная эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4 м; наличие непроницаемого экрана (уплотненной пачки пород) между нефтенасыщенными и водо-насыщенными или газонасыщенными коллекторами; возможность бурения горизонтального ствола в верхней части нефтенасыщенного пласта на максимальном удалении от водонефтяного контакта, особенно при наличии развитой трещиноватости пород; проводка горизонтального ствола по горизонтальной либо по нисходящей линии и недопущение седловидных перегибов его в вертикальной плоскости для предотвращения вероятности
образования гидрозатвора; эффективная (приходящаяся на нефтенасыщенные интервалы) длина бокового ствола составляет 8-200 м в зависимости от реализованной сетки скважин.
Технологические критерии определяются расположением невыработанных и слабо дренируемых зон пласта по площади и разрезу с учетом ре
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.