Опыт применения горизонтальных добывающих .-Смажии в монолитных пластах Южно-Киняминского месторождения
М.А.ЧЕРЕВКО,
заместитель генерального директора - главный геолог
ООО «Газпромнефть-Хантос»
К.Е. ЯНИН,
к.э.н., заместитель генерального директора
А.Н. ЯНИН,
генеральный директор
ООО «Проектное бюро «ТЭРМ»
term@term-pb.ru
Практика разработки многих нефтяных пластов в РФ подтверждает теоретическое положение о том, что наиболее успешные результаты применения горизонтальных скважин (ГС) достигаются в однородных монолитных пластах с невысокой вертикальной анизотропией по проницаемости.
Используя накопленный опыт, компания «Газпром нефть» приняла решение реализовать систему разработки с применением горизонтальных скважин увеличенной длины на новом Южно-Киняминском месторождении ХМАО-Югры.
EXPERIENCE OF HORIZONTAL PRODUCTION WELLS APPLICATION IN MONOLITHIC LAYERS OF THE SOUTHERN KINYAMINSKY FIELD
M. CHEREVKO, «Gazpromneft-Khantos» LLC, K. YANIN, A. YANIN, «Project Bureau TERM» LLC.
The «Gazprom Neft» company has decided to implement a development system with the use of horizontal wells increased length on the new Southern Kinyaminsky field of KHMAO-Yugra
Keywords: Southern Kinyaminsky field, JuV1 horizon, horizontal wells, oil and liquid flow rates, reservoir energy
В последнее пятилетие у нефтяных компаний России отчетливо появился тренд повышения интереса к применению горизонтальных скважин (ГС), в том числе и с проведением в них многостадийных гидроразрывов пласта. Если в 2009 г. при общей проходке по РФ -14,091 млн м на горизонтальное бурение приходилось 1,387 млн м, или 9,8%, то в 2013 г - 20,840 млн м и 4,329 млн м (20,8%). В I квартале 2014 с, по данным журнала «Бурение и нефть», доля ГС в общей проходке увеличилась до 28,7%, т.е. практически в три раза по сравнению с 2009 г. В основном нефтедобывающем районе - ХМАО-Югре, по данным ЦРН ХМАО, в 2008 г было введено 309 новых ГС, в 2009 г. - 270 ГС, а в 2013 г - 592 ГС, т.е. по региону отмечается рост ввода ГС за пятилетие ~ в 2 раза.
Из анализа рассмотрения проектных технологических документов на ЗСТО ЦКР
Роснедр по УВС (г Тюмень) в последние годы следует, что из общего количества скважин, утвержденных к бурению на перспективу, примерно каждая третья является горизонтальной, а в добывающем фонде эта доля еще выше. Согласно сообщению генерального директора ОАО «Газпром нефть» А.В. Дюкова на Петербургском экономическом форуме (2014 г.), в компании 40% буримых скважин - горизонтальные, а 10% - многоствольные.
Авторами рассмотрена «свободная» выборка из примерно 100 мало- и средне-разбуренных месторождений Западной Сибири, документация по которым согласована ЗСТО ЦКР в 2012 - 2014 гг. Для оценки масштаба выборки справочно укажем, что общий эксплуатационный фонд в сумме по этим месторождениям составляет 38 140 скважин, в т.ч. 24 955 (65%) добывающих и 13 185 (35%) нагне-
Табл.1. Характеристика геологического строения объекта
Основная Западная Восточная
Параметры / Залежь ЮВ,,а ЮВ,1 ЮВ,,а В целом
Общая (в коллекторах) 6,9 16,4 9,0 9,1
Толщина, Эффективная 5,9 13,9 7,7 7,7
м Нефтенасыщенная 5,5 5,8 4,8 5,5
Водонасыщенная 0,4 8,0 2,9 2,2
Пористость пласта, % 17,1 16,9 16,7 17,0
Нефтенасыщенность, % 53,5 58,4 47,8 53,3
Нефтенасыщенная 53 149 37 68
Проницаемость, мД Водонасыщенная 102 144 44 101
Нефтеводонасыщенная 54 146 41 72
Песчанистость в коллекторах, % 85 86 86 85
Расчлененность (нефть+вода), б/р 1,8 3,5 2,3 2,2
Толщина 1-го пропластка, Нефтенасыщенного 5,0 5,0 3,8 4,7
м Непроницаемого 0,9 0,9 1,1 0,9
Послойная неоднородность (VW), доли ед. 0,31 0,20 0,24 0,28
Зарчаприи м.кч<|-. И ри-с I ЮН,' йнш ■ М М4Г[
ЮН,"
СкаинпшаЛ* "1ВР1.
П|нс I а......и 1игкъ. П.тгг ГОВ,"
Насыщение
2798
2799
п
2800
I 1
2801
1 1
2802
п
2803
П
2804 !
2805
2 '
2806
[ |
2807 \
2808 2
2809
Иэф,=11,8 м Инн,=11,8 м
Кп,
%
мД
Кн.
%
Кпор=17% Кпр=37 мД Кн=59%
72
2783
I '
2784
2785
I
2786
I '
2787
I '
2788
и
2799
и
Насыщение
ел
Кп,
%
(Т 19
мДР
Кн,
%
1Т И
Кпор=18%
Кпр=24 мД
Кн=53%
2790 I ■
2791
I '
2792 I '
2793 I
2794
I '
2795 I 1
2796 I '
2797 I '
2798 I '
2799 I
2800 Г 2801 I
2802 I
2803 I
2804 I
2805 I
2806 I
2807 I
2808 I
2809
Насыщение
Иэф,=7,6 м Д1нн,=7,6м
мД
я
19
м «
71 15л
н
29 »
14
Кпор=17% Кпр=50 мД Кн=56%
Рис. 1. Типовые разрезы объекта ЮВ11 по скважинам
тательных; их соотношение ~ 1,9. Доля ГС в общем эксплуатационном фонде скважин ~ 20%. Фактически пробуренный фонд - 15 205 скважин (40%), в т.ч. горизонтальных - 271 (2%); фонд для бурения - 22 935 скважин, в т.ч. горизонтальных - 7499 скважин, или 33%. В среднем на одно (условное) месторождение приходится эксплуатационный фонд - 375 скважин, в т.ч. добывающих - 245, нагнетательных - 130.
Практика разработки многих нефтяных пластов в РФ подтверждает теоретическое положение о том, что наиболее успешные результаты применения ГС достигаются в однородных монолитных пластах с невысокой вертикальной анизотропией по проницаемости. В Тюменской области весьма успешные показатели внедрения ГС в аналогичных условиях достигнуты на Энтельском, Суг-мутском, Чатылькинском и ряде других месторождений. В связи с этим компания «Газпром нефть» приняла решение реализовать систему разработки с применением ГС увеличенной длины и на новом Южно-Кинямин-ском месторождении ХМАО-Югры.
Месторождение открыто в 1990 г, введено в опытно-промышленную разработку 15 января 2013 г Промышленная нефтеносность приурочена, в основном, к тер-ригенным отложениям пласта ЮВ11 верхнеюрского комплекса васюганской свиты (табл. 1). На отдельных участках в разрезе горизонта выделяют сближенные пласты ЮВ11а (нефтеносный) и ЮВ116 (преимущественно водоносный). Средняя толщина глинистой перемычки между ними - 3 м. Из десятка небольших залежей нефти в разработку сейчас вовлечены запасы трех залежей пластово-сводового типа в пласте ЮВ11 (ЮВ11а).
Эксплуатационное разбуривание месторождения осуществляется одновременно на трех (отличающихся по размерам) залежах - Основной, Западной и Восточной. Менее чем за два года в дополнение к 16 поисковым и разведочным скважинам здесь пробурено 26 эксплуатационных, в т.ч. 13 горизонтальных и 13 наклонно-направленных (ННС). Сочетание ННС и ГС при
освоении объекта наряду с опробованием технологии горизонтального бурения позволило уточнить представление о моделях геологического строения залежей. В частности, подтверждено, что пласт ЮВ116 в новых скважинах - водоносен.
Особенности геологического строения залежей следующие. Средняя глубина залегания кровли горизонта ЮВ11 - 2900 м. На Основной залежи скважины вскрыли нефтяную зону, на других - преимущественно, водонефтяную с глинистым разделом от воды ~ 1 м. В единичных случаях на Западной и Восточной залежах запасы нефти - контактные. Общая толщина пласта в границах коллекторов (без учета пласта ЮВ116) - 9,1 м, эффективная - 7,7 м, нефтенасыщен-ная - 5,5 м. Все залежи характеризуются монолитным строением: эффективная песчанистость - 85%, послойная неоднородность (по В.Д. Лысенко) невелика - 0,28. Сочетание проницаемости 40 - 150 мД и прочих параметров пласта ЮВ11 (рис. 1 и 2) делает Южно-Киняминское месторождение идеальным объектом для применения горизонтальных скважин с увеличенной длиной ствола.
Действующим проектным документом (исп. ООО «Проектное бюро «ТЭРМ», 2012г.) предусмотрено применение избирательной системы разработки объекта ЮВ11, сочетающей добывающие ГС и нагнетательные ННС (рис. 3). Преимуществами данной системы является способность поддерживать необходимое пластовое давление в залежах, обеспечивать высокие темпы добычи
Сочетание проницаемости и прочих параметров пласта делает Южно-Киняминское месторождение идеальным объектом для применения горизонтальных скважин с увеличенной длиной ствола.
2791
2792
2793
2796
2797
2798
Рис. 2. Геолого-статистические разрезы по залежам
Табл. 2. Структура действующего фонда скважин
Фонд скважин / Залежи Основная Западная Восточная Всего
Эксплуатационные - всего 14 6 5 25
Добывающие - всего 10 6 5 21
из них ГС / ННС 7/3 3/3 2/3 12/9
Нагнетательные (ННС) в ППД 4 - - 4
Поисково-разведочные (в добыче) 2 3 1 6
Итого 16 9 6 31
нефти и экономическую эффективность. Учитывая неопределенность геологического строения и маломощность пласта, почти во всех горизонтальных скважинах бурились пилотные стволы, что позволило снизить риски неэффективного горизонтального бурения.
Добыча нефти на Южно-Киняминском месторождении составила в 2013 г - 92 тыс. т, в 2014 г - 370 тыс. т Быстрое разбуривание объекта ЮВ11 с применением ГС обеспечило высокие (более 7%) темпы отбора от НИЗ нефти категории С1 уже на 2-й год разработки, в т.ч. от запасов вовлеченных залежей - 8,3%.
Применение ГС вместо ННС позволяет существенно сократить буримый фонд скважин. В случае приме-
нения на объекте ЮВ11 ННС по сетке 36 га/скв. пришлось бы пробурить 73 новых скважины, в т.ч. 45 добывающих и 28 нагнетательных. При использовании добывающих ГС буримый фонд сокращается более чем вдвое - до 29 скважин, в т.ч. 16 добывающих и 13 нагнетательных (ННС).
На Южно-Киняминском месторождении вначале более активно разбуривалась Основная залежь. С января 2013 г здесь было пробурено 8 ГС (в эксплуатации сейчас находится 7), на Западной и Восточной зале-
Если предполагаемые (полученные в проекте на Зй-модели) и фактические дебиты жидкости на □сновной залежи в целом совпадают, то обводненность (3%) оказалась существенно ниже прогнозной (3Ю0/о). Фактические дебиты нефти по ГС получились на 15 - 30% выше проектных.
* - начальный дебит скважины
Рис. 3. Схема размещения скважин на залежах объекта ЮВ11
технологии Л]
Табл. 3. Параметры по 12 горизонтальным скважинам
Залежь Номер Входной дебит (1 мес.), т/сут Нефтенасыщенная Длина ГУ м Эффективная проходка Кпрод, м3/сут* ДР (при вводе), МПа
нефти жидк. м % МПа
703ГС 112 127 5,5 613 571 93 20 7
704ГС 109 129 6,3 808 798 99 17 8
706ГС 98 125 6,5 758 653 86 15 9
Основная 712
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.