РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.66СГ © М.А. Черевко, К.Е. Янин, 2015
Первые результаты применения многостадийных гидроразрывов пластов в горизонтальных скважинах Приобского месторождения
М.А. Черевко
(ООО «Газпромнефть-Хантос»), К.Е. Янин
(ООО «Проектное Бюро «ТЭРМ»)
Адрес для связи: term@term-pb.ru
The first results of the application of multi-stage hydraulic fracturing in horizontal wells of Priobskoye field
M.A. Cherevko (Gazpromneft-Khantos, RF, Khanty-Mansiysk), K.E. Yanin (Design Bureau TERM LLC, RF, Tyumen)
E-mail: term@term-pb.ru
Ключевые слова: Приобское месторождение, горизонтальная скважина (ГС), многостадийные гидроразрывы пласта (МГРП), новая технология, низкопроницаемые коллекторы, кратность роста дебита нефти.
Key words: Priobskoye field, horizontal wells, multi-stage hydraulic fracturing, a new technology low-permeability reservoirs, the multiplicity of growth of oil production.
Horizontal drilling combined with multi-stage hydraulic fracturing is increasingly used in Western Siberia. Focused primarily on the development of stranded oil, these technologies are actively implemented on the Priobskoye field. The authors present the first results of the application of horizontal wells with multi-stage fracturing indicate the high potential of these technologies and their future prospects on the Priobskoye field.
В настоящее время бурение горизонтальных скважин (ГС) в сочетании с многостадийными гидроразрывами пластов (МГРП) считается наиболее перспективным для эффективного извлечения запасов из низкопроницаемых расчлененных пластов. Эта технология все шире применяется на месторождениях Западной Сибири, в частности на Южной лицензионной территории (ЮЛТ) Приобского месторождения.
Первые ГС с МГРП были пробурены здесь в середине 2012 г. на новых, ранее не охваченных участках, и к началу 2014 г. их число превысило 20. Несмотря на непродолжительную историю эксплуатации ГС с МГРП, изучение накопленной информации позволяет сделать первые выводы о потенциале и дальнейших перспективах применения на ЮЛТ данной технологии. В статье представлены результаты обобщения данных о динамике работы пока только девяти ГС с МГРП, имеющих наиболее продолжительную (1-1,5 года) историю эксплуатации.
Подробная информация об истории разработки ЮЛТ приведена в работе [1]. Сведения о результатах применения ГРП в ГС на других месторождениях ОАО «Газром нефть» представлены в работе [2]. Обоснование эффективности внедрения рассматриваемой технологии на Северной лицензионной территории Приобского месторождения (ООО «РН-Юганскнефтегаз») выполнено в работе [3].
На ЮЛТ промышленная нефтеносность разреза приурочена к нижнемеловым отложениям пластов групп АС10 (основные пласты - АС101-3 и АС104) и АС12 (основной пласт АС123-5), объединенных в общий эксплуатационный объект АС10-12. Все нефтепродуктивные кол-
лекторы - низкопроницаемые (проницаемость менее 0,01 мкм2). Разбуривание территории осуществляется весьма активными темпами - более 1 млн.м/год. Пробурено около 3000 скважин всех категорий. Реализуется блоковая однорядная система разработки, формируемая из наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин (ННС). Расстояние между скважинами в ряду составляет 500 м, между рядами - 433 м, плотность сетки скважин изменяется от 21,6 до 14,4 га/скв (в зонах с повышенными нефтенасыщенными толщинами) за счет бурения уплотняющих добывающих скважин [1]. Во всех скважинах выполнены большеобъемные ГРП.
Для анализа эффективности бурения ГС с МГРП авторами выделены три опытных участка, расположенных в разных частях ЮЛТ и различающихся геологическим строением разреза. При этом все участки представлены чисто нефтяными зонами. В последних промышленно нефтеносными пластами являются:
- на участке 1 - один пласт АС123-5, так как пласты группы АС10 заглинизированы; здесь расположены 48 скважин, в том числе ННС - 46, ГС - 2;
- на участке 2 - пласт АС101-3 (остальные пласты за-глинизированы); пробурены 14 скважин, из них ННС -11, ГС - 3;
- на участке 3 - пласты АС101-3, АС104 и АС123-5; толщина глинистой перемычки между пластами группы АС10 достаточно велика - 17 м, между пластами АС104 и АС123-5 - 42 м; из 15 пробуренных скважин 11 ННС, 4 ГС.
Геолого-физические параметры пластов на выбранных участках приведены в табл. 1. Следует отметить, что использование ГС (даже с МГРП) позволяет разрабатывать, как правило, только один целевой (расчлененный)
Участок 1, Участок 2, Участок 3
Параметры пласт пласт Объект Пласт
АС123-5 в целом АС 1-3 АС 4 АС123-5
Толщина, м: общая 112 73 182 33 24 60
эффективная 42 34 92 15,4 12,4 13,4
нефтенасыщенная 18,4 10,4 23,1 10,2 5,7 8,5
неколлектора 23 23 68 5 7 5
нефтенасыщенного прослоя 1,3 1,7 1,6 1,8 1,6 1,6
Коэффициент песчанистости 0,48 0,39 0,28 0,70 0,59 0,63
Расчлененность 12 4 13 6 4 5
Пористость, % 17,4 16,5 18,4 18,4 18,3 18,4
Проницаемость, 10-3 мкм2 4,6 3,5 6,5 6,5 6,1 6,8
Коэффициент нефтенасыщенности 0,592 0,617 0,653 0,673 0,546 0,686
Послойная неоднородность 0,49 0,82 0,25 0,21 0,22 0,26
Таблица 2
Участок 1, Участок 2, Участок 3
Показатели пласт пласт Объект Пласт
АС,23-5 в целом АС 1-3 АС 4 АС123-5
ГРП в ННС
Масса проппанта, закачанного в ННС: общая, т 150 97 163 94 - 84
удельная, т/м 8,1 9,8 8,8 8,3 - 9,5
МГРП в ГС
Масса проппанта, закачанного в ГС: общая, т 538 360 313 313 - _
удельная, т/м 32 32 37 37 - -
средняя за одну стадию, т 108 72 57 57 - -
удельная за одну стадию, т/м 6,3 6,4 6,7 6,7 - -
Рис. 1. Зависимость массы проппанта Мпропп от нефтенасыщен-ной толщины объекта Лн:
1 - большеобъемные ГРП, выполненные в ННС; 2, 3 - многостадийные ГРП, выполненные в ГС (соответственно на одну стадию и на все стадии)
пласт, в то время как пробуренные здесь ННС работают сразу на два, а иногда и на три пласта одновременно, т.е. в определенных геологических условиях имеют преимущества.
Во всех выбранных для сравнения 68 ННС были выполнены большеобъемные ГРП. Масса проппанта, закачанного в ННС в процессе ГРП, хорошо коррелирует со вскрытыми нефтенасыщенными толщинами к^ эксплуатируемых пластов (рис. 1). На участке 1, характеризующемся повышенной к^ (18,4 м), в среднем за одну скажи-но-операцию в ННС было закачано по 150 т проппанта, или 8,2 т/м нефтенасыщенной толщины, на участках 2 и 3 с нефтенасыщенными толщинами, в 2 раза меньшими -примерно 90 т, или 9-9,5 т/м.
Длины горизонтальных участков в ГС составляют 700-800 м. Направления стволов преимущественно соответствуют азимуту линий рядов скважин. В большинстве ГС были выполнены пятистадийные, в двух скважинах - шестистадийные ГРП. МГРП проводились разными зарубежными сервисными компаниями. Как и в случае с ННС, масса проппанта, закачанного на каждой стадии МГРП, зависит от Его удельный расход за одну стадию составил около 6,5 т/м, что на 15-35 % ниже по сравнению с разовыми ГРП в ННС. Технологические показатели выполненных ГРП представлены в табл. 2, из которой видно, что наиболее массированные МГРП были проведены на опытном участке 1, где в каждую ГС было закачано более 500 т проп-панта. Полудлина трещин МГРП изменяется от 130 до 200 м, ширина - от 3 до 5 мм.
Для удобства сравнения динамики технологических показателей эксплуатации по ННС с ГРП и ГС с МГРП они были приведены к единому условному начальному моменту времени. Из рис. 2 видно, что в течение 18 мес с начала ввода скважин в эксплуатацию на рассмотренных участках показатели работы ГС с МГРП в целом существенно выше, чем по ННС с ГРП. При этом средняя обводненность как ГС, так и ННС достаточно стабильна и находится в пределах 5-15 %. Динамика снижения дебита нефти во времени (по месяцам) после ввода скважин в эксплуатацию с применением ГРП характеризуется зависимостями, приведенными в табл. 3.
Рис. 2. Сравнение динамики дебитов нефти и жидкости по ННС с ГРП и ГС с МГРП участков 1 (а), 2 (б) и 3 (в), а также кратность роста дебита нефти при реализации технологии ГС с МГРП по участкам (г)
Таблица 3
Участок Тип скважины с ГРП Вид зависимости дебита нефти от времени
1 ГС дн)(*) = 117 - 29,41-1п*,
ННС дн)(*) = 35 - 8,8-!п*
2 ГС дн)(0 = 104 - 12,23-^ + 0,521 *2
ННС д„,(0 = 42,2 - 5,047-* + 0,272
3 ГС дн)(0 = 129 - 15,45-* + 0,621 *2
ННС дн)(0 = 50,11-е-а09я
Примечание. qн¡ - дебит нефти в /-й месяц после ГРП; ^ - время после проведения ГРП, мес.
Анализ первых результатов эксплуатации ГС с МГРП, полученных за 18 мес их работы, позволил установить следующее:
- начальные дебиты нефти по ГС с МГРП в среднем оказались значительно выше, чем по ННС с ГРП: средний дебит нефти по девяти ГС с МГРП (за первый полный месяц работы) составил 90 т/сут, по нескольким десяткам близкорасположенных ННС с ГРП - 36 т/сут;
- закономерно более высокие дебиты получены в скважинах, пробуренных в зонах с большими кн; при этом удельные начальные дебиты нефти имеют общую тенденцию к снижению по мере увеличения кн (рис. 3);
- за первые полгода работы дебиты ГС с МГРП снижаются на 40-45 % по сравнению с начальным (за год -на 60 %), что коррелирует (в относительных единицах от начального дебита) с динамикой уменьшения дебита по близлежащим ННС с ГРП;
- динамика кратности роста дебитов нефти ГС и ННС после ГРП достаточно стабильна, несмотря на некоторые колебания, обусловленные переводом части пробуренных скважин под нагнетание воды.
16
14
Е 12
10
0
'О- 6
4
г
0
*
к . яр = -7,551пЛн + 26,57 -
о =Г- -I <?„ННС - ■ 1,771пЛн + 7,097-
. 0 в 1 ~ 1 ~
Ь 000(9 --;—
20
25
30
а ГС с применением большесбьеыных МГРП о ННСсприменениембольшеобъемныхГРП
Рис. 3. Зависимость удельного начального дебита нефти qн скважин с ГРП от нефтенасыщенной толщины объекта Лн
Сравнивая полученные результаты, можно отметить следующее:
1. Более заметное преимущество ГС с МГРП по сравнению с ННС с ГРП наблюдается на участке 1. Основной причиной этого является то, что все пробуренные ННС работают только на один достаточно мощный (кн = 18 м) пласт АС123-5, а выполненные
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.