Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Оптимизация системы горизонтальных скважин и трещин при разработке ультранизкопроницаемых коллекторов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Оптимизация системы горизонтальных скважин и трещин при разработке ультранизкопроницаемых коллекторов"

На правах рукописи Т1- —О

ЧЕРЕВКО МИХАИЛ АЛЕКСАНДРОВИЧ

ОПТИМИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН И ТРЕЩИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ УЛЬТРАНИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ

КОЛЛЕКТОРОВ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

3 о СЕ!! 2015

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень-2015

005562801

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Грачёв Сергей Иванович Официальные оппоненты - Кашников Юрий Александрович, доктор технических наук, профессор, Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет» (ПНИПУ), заведующий кафедрой «Маркшейдерское дело, геодезия и геоинформационные технологии»;

— Морозов Василий Юрьевич, кандидат технических наук, Федеральное государственное унитарное предприятие «Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики» (ФГУП «ЗапСибНИИГГ»), генеральный директор.

Ведущая организация — Акционерное общество «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (АО «СибНИИНП»)

Защита состоится 22 октября 2015 года в 14.00 часов на заседании диссертационного совета Д.212.273.01 на базе ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-издательском комплексе и на сайте ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72а, каб. 32; www.tsogu.ru.

Автореферат разослан 22 сентября 2015 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета, кандидат технических наук, доцент

^ Аксенова Наталья Александровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Известно, что в ХМАО количество начальных извлекаемых запасов нефти, содержащихся в пластах с проницаемостью менее 10 мД, составляет около трех миллиардов тонн. С целью повышения эффективности их выработки в 20102011 гг. в горизонтальных скважинах (ГС), пробуренных на низкопористые слабопроницаемые коллектора, начали проводить множественные гидроразрывы. Однако, только создания разветвлённой системы стволов и трещин, охватывающих весь продуктивный горизонт, недостаточно. Необходимо обеспечить связность ранее разобщенных коллекторов и эффективную фильтрацию нефти по техногенным дренам. В процессе формирования подобной системы разработки залежи её модель должна адаптироваться на основе синтеза результатов комплексных исследований, а также геолого-промыслового моделирования с учётом литолого-фациапьного анализа коллекторов. В сложных геологических условиях необходим комплексный подход, обеспечивающий эффективное применение горизонтальных добывающих (с многостадийными гидроразрывами пласта), вертикальных (с большеобъемными гидроразрывами) и горизонтальных нагнетательных скважин. Поэтому совершенствование технологии разработки ультранизкопроницаемых коллекторов (УНГЖ) с целью наилучшей выработки их запасов является актуальной проблемой.

Степень разработанности темы исследования

Ранее выполненные Полубариновой-Кочиной П.Я., Меркуловым В.П., Борисовым Ю.П., Табаковым В.П., Пилатовским В.П., Саттаровым М.М., Григоряном А.И., Лысенко В.Д., Григулецким В.Т., Хасановым М.М., Грачёвым С.И., Сохошко С.К., Телковым А.П. исследования и обобщения в области применения горизонтальных скважин (в т.ч. с множественными гидроразрывами пласта) касались, в основном, среднепроницаемых (30-50 мД) коллекторов. Проблема повышения эффективности разработки ультранизкопроницаемых (менее 10 мД) продуктивных пластов в научно-

технической печати освещена в меньшей степени и в виде целенаправленного научного исследования представляется впервые.

Цель работы - обеспечение увеличения добычи нефти и коэффициента нефтеизвлечения за счёт научного обоснования создания связности ранее разобщенных коллекторов и эффективной фильтрации нефти по техногенной системе горизонтальных стволов и трещин многостадийного разрыва ультранизкопроницаемых коллекторов на основе эффективного применения лабораторных данных о фильтрационных характеристиках пластов и повышения достоверности гидродинамической модели исследуемого объекта.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является ультранизкопроницаемый продуктивный пласт, содержащий нефть, разработка которого ведётся с заводнением; предметом - влияние системы горизонтальных скважин и техногенных трещин на процесс выработки запасов.

Основные задачи исследования

1. Выявить и оценить факторы, влияющие на эффективность технологии множественных гидроразрывов пласта в горизонтальных скважинах. Выполнить анализ первых результатов внедрения указанной технологии на низкопроницаемых пластах Приобского месторождения и сопоставить их с результатами массированных гидроразрывов в наклонно-направленных скважинах (ННС).

2. Провести анализ геолого-физических особенностей исследуемого объекта, оценить остаточную нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения нефти водой в УНПК нефтяных месторождений Западной Сибири для создания достоверных трёхмерных фильтрационных моделей.

3. Обосновать условия эффективного применения технологии многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в горизонтальных скважинах с учётом ряда геологических и технологических факторов.

4. Оптимизировать основные параметры технологии многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах на базе многовариантного

трёхмерного геолого-гидродинамического моделирования процесса разработки ультранизкопроницаемых коллекторов, аналогичных объекту АС|2 Приобского месторождения.

5. Оценить эффективность формирования в низкопроницаемых коллекторах нефтяных месторождений ООО «Газпромнефть-Хантос» разветвлённой сети трещин, охватывающих весь продуктивный пласт. Разработать и внедрить программу мероприятий по повышению нефтеотдачи исследуемого объекта путём трансформации системы разработки.

Научная новизна выполненной работы

1. Научно обоснованы аналитические зависимости остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения нефти водой от начальной нефтенасыщенности для ультранизкопроницаемых коллекторов нефтяных месторождений Западной Сибири.

2. Установлены эмпирические зависимости начального дебита жидкости горизонтальных скважин с многостадийными гидроразрывами и наклонно-направленных скважин с большеобъемными гидроразрывами низкопроницаемых пластов от комплекса геолого-технологических параметров.

3. На основе аналитических расчётов и результатов трёхмерного моделирования обосновано направление активизации выработки запасов ультранизкопроницаемых объектов (типа АСцыг Приобского месторождения) горизонтальными скважинами с многостадийными гидроразрывами. Определено оптимальное сочетание длины горизонтальной части ствола в пласте и его азимутального расположения с количеством стадий гидроразрыва и параметрами создаваемых трещин.

Теоретическая и практическая значимость работы

1. Усовершенствован подход к созданию достоверных петрофациальных моделей сложнопостроенных пластов путём выделения палеогидродинамических уровней седиментации, а также уточнения пространственной локализации разнофациальных зон.

2. Выполнен подбор объектов, содержащих запасы нефти в

ультранизкопроницаемых пластах, пригодных для проектирования применения горизонтальных скважин с множественными гидроразрывами пласта. Создана программа развития системы разработки объекта АСю-12 Приобского месторождения, которая утверждена ЦКР Роснедр по У ВС в 2013 году.

3. Адаптация исследуемой технологии путём оптимизации азимутального направления и протяжённости горизонтального участка ствола скважин, буримых на низкопроницаемые коллектора, а также количества этапов многостадийного гидроразрыва пласта к геолого-физическим условиям объектов со значительным этажом нефтеносности и высокой расчленённостью позволит повысить технико-экономическую эффективность разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений Западной Сибири.

Методология и методы исследования

Поставленные в работе задачи решались с помощью следующих методов:

- трёхмерное численное моделирование в программном комплексе ¡ЮХАЯ с целью выбора оптимальных условий и параметров, обеспечивающих наилучшие результаты разработки низкопроницаемых коллекторов;

- обработка и интерпретация фактических результатов потоковых лабораторных исследований образцов керна, отобранного из большого количества залежей нефти Западной Сибири, приуроченных к ультранизкопроницаемым продуктивным пластам;

- комплексный геолого-промысловый и инженерный анализ результатов эксплуатации ГС на нефтяных объектах ООО «Газпромнефть-Хантос», а также проведения гидроразрывов пластов на Приобском месторождении;

- технико-экономические расчеты по оценке эффективности вариантов разработки слабопроницаемого пласта с применением горизонтальных скважин и множественными гидроразрывами пласта.

Положения, выносимые на защиту

1. Обобщённые зависимости для определения остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения нефти водой для коллекторов нефтяных месторождений Западной Сибири с ультранизкой (менее 10 мД)

проницаемостью.

2. Эмпирические формулы для расчёта начальных дебитов горизонтальных скважин с многостадийными гидроразрывами в зависимости от комплекса геолого-технологических параметров.

3. Преимущество системной оптимизации азимутального положения ствола, длины горизонтального участка скважины и количества стадий массированного гидроразрыва ультранизкопроницаемого продуктивного пласта (на примере объекта АС12 Приобского месторождения).

Степень достоверности и апробация результатов

Полученные научные результаты обоснованы теоретическими исследованиями, проведением математического моделирования, подтверждены накопленным промысловым опытом разработки нефтяных месторождений, совпадением прогнозных данных и результатов промышленного внедрения исследуемой технологии в условиях УНПК.

Основные теоретические положения выполненной работы и полученные практические результаты проведённых исследований представлялись на научно-технических и геологических совещаниях в компании «Газпром нефть», ООО «Газпромнефть-НТЦ», предприятии ООО «Газпромнефть-Хантос» -в 2013-2015гг., заседаниях Центральной нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС (г.Москва) - в 2013-2014гг., заседаниях кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Тюменского государственного нефтегазового университета— в 2014-2015гг.

Соответствие работы паспорту научной специальности

Диссертационная работа по набору рассмотренных вопросов и их научно-технической направленности полностью соответствует Паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а конкретно — пункту 5: «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью

эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов».

Публикации

Результаты выполненных исследований изложены в восьми печатных работах, опубликованных в изданиях, рекомендованных ВАК РФ, а также одной монографии.

Структура и объем диссертационной работы

Содержание проведённого исследования изложено на 143 страницах машинописного текста, включая 80 рисунков и 34 таблицы. Работа состоит из введения, четырёх разделов и заключения. Список литературы включает 145 источников.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, отражены научная новизна и практическая значимость диссертационной работы.

В первом разделе представлены результаты анализа опубликованных исследований, посвящённых применению ГС с многостадийными гидроразрывами пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов сложнопостроенных месторождений Западной Сибири.

Выявлены актуальные задачи, решение которых позволит повысить эффективность разработки нефтяных месторождений:

- уточнение рациональных параметров и геометрии сеток разбуривания объектов, протяжённости горизонтальных участков, в зависимости от конкретных фильтрационно-емкостных свойств пластов и плотности запасов нефти;

- получение аналитических зависимостей, позволяющих прогнозировать дебиты ГС с МГРП в различных геолого-физических условиях;

- установление степени влияния применяемых ГС с МГРП на интегральные характеристики вытеснения нефти водой и конечную

нефтеотдачу УН ПК;

- определение оптимального времени начала закачки воды в пласт и рациональной текущей компенсации отборов жидкости закачкой воды на залежах в первые годы эксплуатации ГС с МГРП;

Во втором разделе представлены результаты исследования геолого-физических условий и особенностей разработки низкопроницаемых коллекторов с применением литолого-фациального анализа и проведением трёхмерного математического моделирования процесса нефтеизвлечения.

При проектировании разработки важно определить основные параметры процесса вытеснения: остаточную нефтенасыщенность Кон, начальную нефтенасыщенность Кнн, проницаемость Кпр и др. Известно, что имеющиеся результаты лабораторных экспериментов по установлению зависимостей Кон (и, как следствие - Квыт от Кнн и Кпр), нередко бывают противоречивыми. В условиях высокой неопределённости данных достоверное значение коэффициента вытеснения Квыт можно получить, используя усреднённые (обобщённые) зависимости, полученные по представительной группе объектов.

В работе на основе информации о величинах К<,н и Квьп. по тридцати объектам с Кпр < ЮмД получены обобщённые линейные зависимости (рисунки 1, 2).

Кон, доли ед.

К„„-0,3558-К„„ + 0,1055 / 11г = 0,60461

К,,,,, доли ед.

К,ыт=0,4767-К11„ + 0,1802

/ Я2 = 0,6061 /

К.....доли ед.

Рисунок 1 - Зависимости коэффициентов остаточной нефтенасыщенности (Кон) и вытеснения (Квыт) нефти водой от коэффициента начальной нефтенасыщенности (К„„) для ОНПК (Кпр < 10 мД) месторождений Западной Сибири По установленным зависимостям рассчитаны величины параметров КВЬ|Т и

Кон (таблица 1) для интервала значений К1Ш — от 0.375 до 0.65. Выявлено, что в

зоне низкой нефтенасыщенности Квьгг приближается к величине К„„, а по мере

роста величины К„„, разница между К8ЬГГ и Кн„ - существенно увеличивается.

Рисунок 2 - Зависимость комплексного параметра птК0„ от т-Кнн для ОНПК (Кпр < 10 мД) месторождений Западной Сибири

Таблица 1 - Результаты оценки Квьп- и К0„ по обобщённым зависимостям от величины Кнн

Параметры Начальная нефтенасыщенность Кнн, доли ед.

0,375 0,40 0,45 0,50 0,55 0,60 0,65

Квыт, доли ед. 0,366 0,377 0,399 0,420 0,442 0,463 0,485

Кон, доли ед. 0,238 0,249 0,270 0,290 0,307 0,322 0,335

Правоприменимость предложенных зависимостей доказывается высокой корреляцией рассчитанных по ним значений Кон и Квыт с результатами, полученными на основе лабораторных исследований керна по определению остаточной нефтенасыщенности, а также результатами сравнения с значениями, полученными по другим методикам (таблица 2).

Эффективность разработки нефтяного месторождения зависит от точности прогноза параметров геологического строения залежей в зонах, не охваченных бурением. Для этого необходимо установить связи между петрофизическими характеристиками коллекторов и фациальными условиями их осадконакопления. Для решения этой задачи в работе предложено использовать сочетание различных палеогидродинамических уровней (ПГДУ) осадконакопления, т.е. учитывать последовательность и динамику смены различных режимов седиментации.

В процессе исследования в пластах АСю-12 выделено пять

папеогидродинамических уровней (таблица 3). Анализ параметров по исследуемой выборке образцов керна, имеющей гранулометрические определения - с одновременной оценкой их ФЕС, позволил установить основные петрофизические зависимости (рисунок 3).

Таблица 2 — Сравнение Кон и Квыт, рассчитанных по различным методикам

№ п/п Методы расчёта Пласты группы Параметры Начальная нефтенасышенность (Кн1|). доли ед.

0,35 0.4 0,45 0,5 0,55 0,6 0,65 0.7 0.75

В.П.Сонич и др. Ко. 0,2156 0.2312 0,2468 0,2624 0,278 0.2936 0,3092 0.3248 0.3404

Ули„ = 1 м/сут К„„ 0.384 0,422 0,4516 0,4752 0,4945 0,5107 0,5243 0,536 0,5461

В.П.Сонич и др. "Б" к„„ 0,245 0,2599 0,2748 0,2898 0,3048 0,3197 0.3347 0,3496 0,3646

Улин = 1 м/сут к,„ 0,3001 0,3503 0,3892 0.4204 0.4459 0.4672 0.4852 0,5006 0,5139

В.П.Сонич и др. "Ю" Ко,, 0,2022 0.2144 0,2266 0,2388 0,251 0,2632 0,2754 0.2876 0,2995

Улин = 1 м/сут к,„ 0,4233 0.464 0,4964 0.5224 0.5436 0.5613 0,5763 0,5891 0,6003

В.П.Сонич и др. ули„ = 0,2-0,5 м/сут Ачим. Кон 0,2063 0,225 0,2438 0.2625 0,2813 0,300 0,3188 0.3375 0,3563

толща К»„ 0,4107 0,4375 0,4583 0.475 0,4886 0,500 0,5096 0,5179 0,525

5 Усредненная зависимость Все группы пластов Ко,, 0,2635 0.2739 0,2806 0.2846 0,2866 0,288 0,2894 0,2924 0,2974

К,ыт 0,2471 0,3152 0,3765 0,4309 0,4788 0,52 0,5547 0.5824 0,6035

Сибниинп "П" Ко» 0,2897 0,2946 0,2994 0.3042 0,3091 0,3139 0,3188 0,3236 0,3284

Шаима К„„т 0,1722 0.2635 0,3347 0,3916 0.438 0.4768 0.5095 0,5377 0.5621

Предложенный ОНПК Кор = 3,5 мД Ко„ 0.2300 0,2478 0,2656 0,2834 0,3012 0.3190 0.3368 0,3546 0,3724

К»„ 0,3470 0,3709 0,3947 0,4186 0.4424 0.4662 0,4901 0,5139 0,5377

Таблица 3 — Палеогидродинамические характеристики пород Приобского месторождения (по В.С.Муромцеву)

Палеогидродинамические уровни Параметры

Медианный размер зерен (Mdcp), мм Калевр.? /о Кгл.5 % К-песч , %

Очень высокий более 0,15 0-20 0-5 более 60

Высокий 0, J-0,15 15-35 5-10 40-65

Средний 0,04-0,1 35-75 5-25 менее 45

Низкий 0,02-0,04 40-70 20-40 менее 20

Очень низкий 0,02 25-60 более 35 менее 10

2 14 16 18 20 К„, % Ю 12 14 16 18

I Ки«.»~а<17Д »<20 « <22,5 <85 • <27.5 С<30 «<32.5 в<35|

20 К„ %

Рисунок 3 - Петрофизические зависимости для пород Приобского месторождения: а) К„р =/(К,„ К„ск), б) Кво =/(К„, Кпск) Принятые на рисунке 3 обозначения: К„ск - скелетная пористость породы

(песчаные плюс алевритовые частицы) без учета глинистого цемента;

К„р - коэффициент проницаемости; К„ - коэффициент пористости;

Кеа- коэффициент остаточной водонасыщенности.

На основе выявленных зависимостей определены: величины ФЕС,

основные структурные характеристики и динамика условий осадконакопления

пласта АС12 Приобского месторождения (рисунок 4).

Рисунок 4 - Пример поточечного определения ФЕС и структурных параметров с оценкой смены условий осадконакопления пласта АС12

Для локализации границ залегания продуктивных образований, совместно с петрофациальной моделью, изучены факторы, контролирующие осадконакопление и морфологию песчаных тел, в т.ч. палеорельеф и морфология разреза. Для Приобского месторождения ключевыми выделенными зонами осадконакопления являются: мелководный (аккумулятивный); зона склона (транзита материала) и глубоководный шельф (фановая зона выноса материала). В результате исследований геологическое строение объекта АСю-12 Приобского месторождения дифференцировано на подчинённые зоны и фации, с выделением границ их распространения.

Таким образом, установление комплексной связи конкретного типа осадков с их геометрией, морфологией и трендами изменения фильтрационно-емкостных свойств позволило консолидировать разнородную и разномасштабную геолого-геофизическую информацию, выявить основные риски проектирования размещения нового фонда скважин (в т.ч. с многостадийными гидроразрывами) и оценить потенциал их продуктивности.

Полученные результаты позволили выполнить более достоверное трёхмерное моделирование разработки УНПК с большой расчленённостью и малой связностью песчаных тел с проведением в горизонтальных скважинах МГРП (на примере пласта ACi2 Приобского месторождения). В работе реализован комплексный подход, использующий возможности технологии (BRANCH + опции SRVW) симулятора TEMPEST MORE.

На первом этапе моделирования (таблица 4) рассмотрено 10 основных вариантов с различным типом конструкций добывающих и нагнетательных скважин (рисунок 5): только ННС - с ГРП (вариант 1), сочетание ГС с различной длиной горизонтального участка ствола (без ГРП) и ННС - с ГРП (варианты 2-4), только ГС - без ГРП (варианты 5-10).

Установлено, что кратное увеличение протяжённости горизонтального участка не обеспечивает пропорционального прироста дебита жидкости. Изменение длины ствола с 500 - до 750 м, с 750 - до 1000 м и с 1000 - до 1500 метров приводит к затухающему увеличению дебита жидкости - на 30, 20 и 9%.

Таблица 4 - Характеристика основных вариантов разработки участка

Основные варианты

наименование 1 2 3 4 5 6 7 8 10

добывающие ННС ГС ГС (332°) ГС (62°) ГС (332°) ГС (62°) ГС

Конструкция АЬ„

скважин 500м 1000 м 1500м 500м 750м 1000м 1500м

нагнетательные ННС ННС ДЬге = 500 м

в добывающих 1 нет нет нет нет нет нет нет нет нет

ГРП в нагнетательных 1 1 1 1 нет нет нет нет нет нет

Полудлина трещин ГРП, м 50 -

Фонд скважин - всего 67 47 45 41 31 31 29 29 24 24

в т.ч. добывающих 34 14 12 8 14 14 12 12 8 8

нагнетательных 33 33 33 33 17 17 17 17 16 16

Рисунок 5 - Варианты размещения скважин на участке моделирования

При шахматном расположении скважин (варианты 5 и 6) обводнение участка происходит на пять-шесть лет позднее, чем при лобовом их размещении. Расположение ГС (без ГРП) вдоль или поперек линии регионального стресса (варианты 5-8) практически не влияет на показатели разработки участка. Выявлено, что без проведения в ГС МГРП достичь утверждённого коэффициента извлечения нефти не удаётся.

На втором этапе на базе вариантов 5-9 исследована эффективность изменения количества стадий гидроразрывов пласта в ГС. Трещины ГРП

моделировались в пределах ГУ - на равном расстоянии друг от друга, в зависимости от числа стадий.

На этом этапе исследования получены следующие результаты.:

- для систем с размещением ГС параллельно линии регионального стресса увеличение количества трещин многостадийного гидроразрыва - с 2 до 12 приводит к более, чем двукратному росту дебита жидкости (рисунок 6 «а»), В то же время влияние на дебит скважины размера полудлины трещин при уменьшении расстояния между ними - снижается;

- при развороте системы перпендикулярно линии стресса эффект от увеличения полудлины трещин сохраняется даже при более заметном сокращении расстояния между трещинами (рисунок 6 «б»).

т/сут 120 100 80 60 40 20 О

Дебит жидкости

а)

1

- 1/2 трещины —о— 1/2 трещины -1-1- = 50 м = 100 м -1

6 8 10 Количество ГРП

т/сут 120 100 80 60 40 20 0

Дебит жидкости

б)

1— 1/2 трещины = 50 м 1— 1/2 трещины = 100 м

4 6 8 10 Количество ГРП

Рисунок 6 - Зависимость начального дебита жидкости

горизонтальных скважин (с ДЬгу — 750м) от количества стадий ГРП: а) скважины и трещины ГРП - параллельны линии стресса; б) скважины - перпендикулярны, а трещины ГРП — параллельны линии стресса Таким образом, при распространении трещин гидроразрыва параллельно

горизонтальному стволу эффект от увеличения количества его стадий

снижается, а при перпендикулярном их расположении относительно ГС -

сохраняется. Это справедливо как для шахматного, так и для лобового

размещения скважин.

В работе установлено, что для ультранизкопроницаемых расчленённых пластов приоритетной является система разработки, состоящая из горизонтальных добывающих скважин с длиной ГУ - 750 м с применением в них шести-восьмистадийных гидроразрывов при полудлине трещин - не менее 100 м, в сочетании с горизонтальными нагнетательными скважинами.

В третьем разделе представлено исследование результатов применения ГС с МГРП в низкопроницаемых и ультранизкопроницаемых коллекторах с целью установления зависимости начальных дебитов скважин от ряда основных геолого-технологических факторов.

Выполненные исследования показали, что применение технологий разработки с бурением по плотной сетке только наклонно-направленных скважин (в т.ч. и с гидроразрывом пласта) - в ряде случаев недостаточно эффективно. Это справедливо, в первую очередь, для многослойных сильнорасчлённых объектов, представленных УНПК. Эксплуатация УНПК горизонтальными скважинами в сочетании с МГРП (при сопоставимых с ННС величинах нефтеотдачи) позволяет улучшить инвестиционную привлекательность проекта за счёт сокращения фонда скважин.

В работе проведён анализ фактических данных о применении горизонтальных скважин с болынеобъемными МГРП на объекте АСю-12 Приобского месторождения. Длина горизонтальных участков скважин составляет 750 м. в них выполнены пяти-шестистадийные большеобъемные гидроразрывы пласта. В среднем в каждую скважину закачано по 375 т проппанта, что в 3-3,5 раза больше, чем в окружающие ННС с ГРП.

Средний входной (за первый полный месяц работы) дебит нефти по ГС с МГРП составил 78т/сут. в т.ч. по пласту АСю'"3 - 88 т/сут. по пласту ACi2J"5 -67 т/сут. Выявлено, что в пределах 1-1,5 лет с начала ввода горизонтальных скважин в эксплуатацию их дебиты в 2-2,5 раза превосходят показатели по соседним наклонно-направленным скважинам (с ГРП) при сопоставимых величинах обводнённости продукции (рисунок 7).

Установлено, что за первые шесть месяцев работы фактические дебиты ГС снизились на 40-45 % от начального дебита (за 12 месяцев - на 60%), что коррелирует с динамикой падения дебитов по близрасположенным ННС. По горизонтальным скважинам с многостадийными гидроразрывами пласта (с историей более 12 месяцев) средняя удельная накопленная добыча нефти за первый год эксплуатации составила 16 тыс.т, против 7 тыс.т - по соседним ННС с гидроразрывом пласта.

В среднем по участкам с ГС

—О—Дебит нефти по 17 ГС с МсГРП - О- - Дебит нефти по ближайшим 70 ННС с ГРП —— Дебит жидкости по 17 ГС с МсГРП

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 II 12 13 14

Месяцы

Я, т/сут

90

Рисунок 7 - Сравнение дебитов горизонтальных и наклонно-направленных скважин на Приобском месторождении В работе получено, что начальные удельные дебиты нефти по скважинам в

расчёте на один метр нефтенасыщенной толщины пласта, или на единицу

площади вертикального сечения нефтенасыщенной части разреза (вдоль

горизонтального участка скважины), имеют общий нисходящий тренд - по

мере увеличения эффективной толщины пласта (рисунок 8).

Удельный дебит

/ 1 \/ 2 Объект АС,,,,,

ЖИДКОСТИ, (т/сут)/тыс.м- -

0 -1-1-1-,-,-.-,-■-,-,-,

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 ЬН*Ь[>, тыс. м~

Рисунок 8 - Зависимость начального удельного дебита горизонтальных скважин с многостадийными гидроразрывами от нефтенасыщенной толщины пласта и длины пробуренного горизонтального участка По результатам обработки данных по 30 горизонтальным скважинам (с

многостадийным гидроразрывом), пробуренным на пласты АСш'"3 и АС^3"5

Приобского месторождения, в работе получены устойчивые эмпирические

зависимости начального дебита жидкости - от ключевых геолого-

технологических факторов (рисунок 9).

Удельный дебит

16 14

• Ближайшие ННС с учетом ГРП

Дебит

жидкости, т/суг 160

о о

Пляст АС„"

20

140 120 100

80

60 40

20 0

0

О 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 Ьн*Цу*а*Р, тыс.м2

2

6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 Ь„,Ь0.«а,|?. тыс.м2

Рисунок 9 - Зависимости начальных дебитов жидкости горизонтальных скважин с многостадийными гидроразрывами от совокупности геолого-технологических параметров объекта При построении зависимостей в качестве мультипликативного аргумента

(*) выступает комплексный параметр учитывающий вскрытую по вертикали

нефтенасыщенную толщину (Ь„„) пласта в зоне проводки ствола ГС, длину

горизонтального участка (Ь^), а также коэффициенты а и Р:

где: О - произведение Ь„„ х Ъ,у х а х Р;

а - безразмерный параметр (Мпр0п./Мпр0п(;р), где Мпроп. - суммарная масса проппанта. закачанного в конкретную ГС в сумме по всем стадиям ГРП. Мпр0Пср - средняя масса проппанта по всем ГС этого пласта;

р - безразмерный параметр, равный ^Кпр./Кпрср, где К„р, - проницаемость в зоне проводки конкретной горизонтальной скважины, мД; КпРср - средняя проницаемость во всех ГС с МГРП на этом пласте. мД.

Потенциальные дебиты по жидкости горизонтальных скважин, запланированных к бурению, определяются по формулам (2) и (3): а) для низкопроницаемых коллекторов (типа пласта АСю'"3)

Полученные эмпирические зависимости могут быть использованы при

Чж= Г (О),

(1)

(2)

б) для ультранизкопроницаемых коллекторов (типа пласта АСг23"5)

(3)

прогнозировании технологических показателей разработки месторождений с низкими фильтрационными характеристиками, а также при оценке эффективности программ геолого-технических мероприятий.

В четвертом разделе представлены результаты изучения начальных и накопленных технологических показателей эксплуатации ГС с МГРП, обеспечивающих рациональную и эффективную разработку сложнопостроенных низкопроницаемых коллекторов.

Технико-экономическими расчетами подтверждено, что в условиях низкопроницаемых коллекторов Приобского месторождения наилучшие показатели (при приемлемом КИН) обеспечивают системы горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с многостадийными гидроразрывами пласта при длине горизонтальных участков (ДЬгу) в добывающих скважинах -750 м и количестве стадий гидроразрыва - шесть-восемь (рисунок 10).

Рисунок 10 - Зависимость экономической эффективности от длины горизонтального участка скважин (ДЬ^) и количества стадий гидроразрыва пласта Показано, что если в силу различных геолого-технологических причин

необходимо бурение горизонтальных скважин с ДЬ^ = 500 м, то количество

стадий гидроразрыва в них целесообразно уменьшить - до четырёх-пяти.

Получено, что для окупаемости затрат на проведение одной (очередной)

стадии гидроразрыва пласта необходимо добыть дополнительно около 2 тыс.т

нефти. Превышение указанных выше ориентиров по количеству стадий

гидроразрывов пласта (для различных ДЬ^), с высокой долей вероятности, не

улучшит экономику, так как с каждой последующей стадией дополнительный

удельный прирост добычи сокращается (рисунок 11).

-Удельная добыча нефти на 1 добывающую ГС. тыс.т/доб.ГС - Прирост добычи нефти та счет доп. стадии ГРП. тыс.т/стадию

доуди^.

с.т/ста дню ГРП

ОД^-ЛС?,/^,

ГпЕЕЕ^

16 14 12 10 8 6 4

0Д|2

5 6 7 8 9 10 И 12 13 Количество стадий МсГРП. шт.

Рисунок 11 - Зависимость удельной добычи нефти и прироста добычи от количества стадий МГРП (для ГС с АЬгу = 750м)

Расчётами установлено, что для рентабельной добычи нефти на участке

моделирования с горизонтальными добывающими (с ДЬр, = 750м и шестистадийным гидроразрывом) и нагнетательными (с ДЬгу = 500м и пятистадийным гидроразрывом) скважинами (при их соотношении, близком к 2/3) начальный дебит нефти должен составлять не менее 70т/сут, а удельная добыча нефти - не ниже 164 тыс.т на скважину добывающего фонда.

При увеличении количества стадий гидроразрыва (например - до 10) предельно-рентабельный начальный дебит составляет 80 т/сут, а удельная добыча нефти - не менее в 173 тыс.т на одну горизонтальную скважину добывающего фонда. При этих показателях дисконтированный (по ставке 15%) индекс доходности инвестиций окажется близким к единице.

Таким образом, в результате проведённого многовариантного технико-экономического исследования установлены минимально-приемлемые рентабельные начальные дебиты горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта, а также рентабельные удельные отборы нефти на одну скважину.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Технологии и технические средства строительства скважин сложного профиля с проведением в них многостадийного гидравлического разрыва позволяют сформировать разветвлённую систему техногенных каналов и

трещин, охватывающую весь объём продуктивного пласта. В то же время системная оптимизация указанной технологии разработки ультранизкопроницаемых коллекторов с применением горизонтальных скважин пока отсутствует.

2. На основе интерпретации результатов экспериментальных исследований процесса вытеснения нефти водой на керне по тридцати геологическим объектам ряда нефтяных месторождений Западной Сибири впервые получены обобщённые зависимости, позволяющие оценивать коэффициенты остаточной нефтенасыщенности и вытеснения для ультранизкопроницаемых коллекторов.

3. Выполнено уточнение петрофациальных критериев выделения различных типов низкопроницаемых коллекторов, а также границ их распространения в продуктивных пластах Приобского месторождения. Установлена комплексная связь конкретного типа осадков с их геометрией, морфологией и трендами изменения фильтрационно-емкостных свойств. Это позволило выявить основные риски при размещении нового фонда горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом и уточнить потенциал их продуктивности. С использованием скорректированной геологической модели Приобского месторождения проведена дифференциация планируемых объёмов эксплуатационного бурения по зонам объекта АСю-12, что позволило повысить эффективность освоения периферийных неразбуренных участков.

4. В процессе выполнения масштабного многовариантного трёхмерного фильтрационного моделирования разработки участка горизонта АС12 Приобского месторождения получены следующие результаты:

- эффективность разработки УНПК наклонно-направленными скважинами, стимулированными гидроразрывом пласта (с входным дебитом жидкости - 20 т/сут), равнозначна эксплуатации горизонтальных стволов длиной 500 м без гидроразрыва;

- в рассматриваемых сложных геологических условиях залегания пластов кратное увеличение протяжённости горизонтального участка скважины не

приводит к столь же пропорциональному увеличению дебита жидкости;

- направление расположения горизонтального участка скважин (без проведения многостадийного гидроразрыва пласта) - вдоль или поперек линии регионального стресса, практически не влияет на показатели разработки;

- при распространении трещин гидроразрыва пласта вдоль ствола горизонтальной скважины эффект от увеличения количества стадий гидроразрыва - снижается, а при перпендикулярном их расположении относительно ствола горизонтальной скважины - сохраняется.

5. На основе трёхмерного математического моделирования процесса эксплуатации горизонтальных скважин с проведением многостадийного гидроразрыва в условиях УНПК исследованы и научно обоснованы:

- оптимальная (750 м) длина горизонтального участка ствола добывающей скважины;

- оптимальное (при длине горизонтального участка - 750 м) количество (шесть-восемь) стадий многозонного гидроразрыва пласта;

- приоритетное азимутальное направление (332°) проложения горизонтальной части ствола скважины - параллельно линии распространения максимального стресса напряжения в пласте.

6. Выявлено, что проведение в горизонтальных скважинах многостадийного гидроразрыва низкопроницаемых коллекторов, приуроченных к водонефтяным зонам - неэффективно, из-за высоких рисков преждевременного их обводнения. Наиболее подходящими для применения исследуемой технологии разработки являются однопластовые месторождения (или участки) литологического типа, либо пластовые сводовые залежи - с надёжным глинистым разделом между нефте- и водонасыщенными частями разреза. В условиях повышенной (более 300 мД-м) природной проводимости продуктивных пластов применение технологии ГС с МГРП - нецелесообразно.

7. Впервые получены: эмпирическая зависимость начального дебита жидкости горизонтальной скважины с многостадийным гидроразрывом особо низкопроницаемого пласта - от нефтенасыщенной толщины пласта, проницаемости, протяжённости горизонтального участка и относительной

массы проппанта; а также зависимость удельного дебита жидкости - от площади эффективного сечения геологического разреза пласта вдоль горизонтальной части ствола пробуренной скважины.

8. С учётом накопленного опыта рекомендуется проведение специальных опытно-промышленных работ по целенаправленному формированию техногенной сети горизонтальных стволов и трещин гидроразрыва - на объектах баженовского и абалакского комплексов, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти на Приобском, Пальяновском (северовосточный участок) и Западно-Салымском месторождениях.

9. В качестве направлений для проведения дальнейших исследований в рассматриваемой области указаны следующие:

- уточнение величин остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения в области пограничных значений (30-35%) начальной нефтенасыщенности залежей и ультранизкой (0,1-1 мД) проницаемости пластов;

- уточнение указанных параметров для ультранизкопроницаемых коллекторов на природных (неизменённых) образцах неэкстрагированного керна, согласно концепции профессора С.Н.Закирова об «эффективном поровом пространстве коллекторов»;

- синхронизация величин коэффициентов вытеснения, полученных на керне и принимаемых в трёхмерных фильтрационных моделях - на один и тот же фиксированный объём прокачки жидкости через поровый объём - в керне и в залежи нефти;

- анализ влияния работы нагнетательных горизонтальных скважин на темпы обводнения добывающих горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта и обоснование оптимальных режимов их эксплуатации в начальный период формирования системы ППД.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

В изданиях, рекомендованных ВАК РФ

1. Черевко М.А. Петрофациальное моделирование Приобского месторождения, как основа детализации геологической модели и оптимизации мониторинга разработки / М.А. Черевко, В.В. Каранов, Е.О. Беляков,

A.C. Бочков, A.H. Ситников //Нефтяное хозяйство.-2012.-№ 12.-С. 18-22.

2. Черевко М.А. Опыт применения горизонтальных добывающих скважин в монолитных пластах Южно-Киняминского месторождения / М.А. Черевко, К.Е. Янин, А.Н. Янин // Бурение и нефть. - 2014. - № 2. - С. 52-56.

3. Черевко М.А. Оценка коэффициентов вытеснения нефти водой для особо низкопроницаемых пластов месторождений Западной Сибири / М.А. Черевко, А.Н. Янин, K.M. Паровинчак // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2014. - № 4. - С. 60-65.

4. Черевко М.А. Оценка перспектив избирательного уплотнения сетки скважин на Южной лицензионной территории Приобского месторождения / М.А. Черевко, А.Н. Янин, К.Е. Янин // Бурение и нефть. - 2014. - № 6. С. 24-29.

5. Черевко М.А. Ретроспективный анализ системного применения гидроразрыва пластов на Приобском месторождении / М.А. Черевко, К.Е. Янин,

A.Н. Янин // Территория Нефтегаз. - 2014. - № 9. - С. 60-65.

6. Черевко М.А. Породы-коллекторы в разрезе баженовского горизонта Пальяновской площади Западной Сибири / М.А. Черевко, К.В. Стрижнёв,

B.В. Жуков, Ф.Р. Грабовская, И.А. Карпов и др. (всего 6 человек) // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 12. - С.45-47.

7. Черевко М.А. Первые результаты применения многостадийных гидроразрывов в горизонтальных скважинах Приобского месторождения / М.А. Черевко, К.Е. Янин // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 2. - С. 74-77.

8. Черевко М.А. Эффективность уплотнения сетки скважин по ультранизкопроницаемым пластам Приобского месторождения / М.А. Черевко, А.Н. Янин, P.A. Закирова, С.И.Грачёв // Бурение и нефть. - 2015. - № 6. -

C. 23-28.

В других изданиях

9. Черевко М.А. Разработка нефтяных месторождений Западной Сибири горизонтальными скважинами с многостадийными гидроразрывами пласта (монография). М.А. Черевко, А.Н. Янин, К.Е. Янин - Тюмень-Курган: Издательство "Зауралье", 2015.-268 с.

Соискатель , u . ^ М.А. Черевко

Издательство «Вектор Бук» Подписано в печать 21.08.2015 Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печап. Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 385 Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». 625004, Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-9003.