Анализ эксплуатации горизонтальных скважин на Холмистом месторождении

В процессе строительства скважин и в последующей эксплуатации происходит повреждение призабойной зоны (ПЗП), ухудшение коллекторских свойств пласта. Основными причинами являются: кольматационное загрязнение коллектора фильтратами бурового раствора, изменение термобарических условий и физико-химических характеристик флюидов в результате первичного вскрытия пласта. В этой связи весьма важное значение приобретают геолого-технические мероприятия (ГТМ) позволяющие восстановить фильтрационные характеристики коллектора в ПЗП и устранить положительный скин-фактор.

В период 2006-2016 гг, на Холмистом месторождении было проведено 135 ГТМ, которые включали: ввод 21 горизонтальных новых скважин (в т. ч. в 2014 г. две двухзабойные), 1 ГРП, 2 зарезки бокового ствола и т.д. Доля дополнительной добычи нефти от всех проведенных ГТМ составляет 86,6 % от общей добычи по месторождению или 895,5 тыс.т нефти и основной прирост дополнительной добычи приходится на горизонтальные скважины [1. с. 15].

Эффективность использования горизонтальных скважин связана как с особенностями геологического строения месторождений, так и траекторией проводки стволов ГС в пределах продуктивного пласта. При проектировании и проводке стволов ГС проводится тщательный анализ геолого-промысловых данных и системы поддержания пластового давления участка, а также обязательное проведение полномасштабных гидродинамических и геофизических исследований [2. с. 10].

Горизонтальные скважины в конце имеют обсадку не цементированным перфорированным хвостовиком в горизонтальной части скважины. При этом нет необходимости вскрывать пласт, не происходит загрязнение призабойной зоны при цементировании [3, с. 19]. Внедрение технологий бурения скважин с горизонтальным заканчиванием на сложнопостроенных залежах (тонкие, низкопродуктивные пласты, массивные, газонефтяные залежи), обусловлено низкой эффективностью работы субвертикальных и пологих скважин, в практику разработки внедряется технология с горизонтальными скважинами (ГС) с длиной секции до 600-900 м. По состоянию на 01.01.2017 г. на месторождении работают 21 горизонтальная скважина с длиной горизонтального участка от 21 до 733 метров, причем 2 скважины двухзабойные. Накопленная добыча нефти из ГС за весь период разработки (с учетом проведенных на них других видов ГТМ: ФОЖ, ГРП, ОПЗ и т,д,) составила 809,2 тыс, т нефти или 78 % от общей добычи по месторождению. В таблице (таблица) приведена динамика основных технологических показателей горизонтальных скважин по годам [4. с. 34].

Таблица

Динамика основных технологических показателей ГС

Средняя накопленная добыча нефти на одну ГС – 40,0 тыс.т. На рисунке приведено распределение накопленной и суточной добычи нефти за весь период эксплуатации по горизонтальным скважинам и кустам. 

Наихудшими показателями обладают ГС куста 7, расположенного в зоне с ухудшенными коллекторскими свойствами. Выделяются 3 скважины (№№ 14, 124Г и 121Г) с высокой накопленной добычей нефти. 

Небольшие объемы добычи нефти на кусте 3 связаны с непродолжительным временем работы скважин (в среднем 539 сут.). Тем не менее продуктивность скважин куста № 3 достаточно высокая, средняя суточная добыча нефти на одну скважину за весь период эксплуатации по состоянию на 01.01.2017 г. составляет 31 т, по скважинам кустов №№ 1, 5 соответственно 33 и 32 тонн нефти.

Рис. Распределение накопленной и суточной добычи нефти по ГС

Наибольшие входные дебиты получены по ГС пробуренных на кустах №№ 1, 5 по сравнению с районом куста № 7 коллекторов, что обусловлено улучшенными ФЕС. По сравнению с входными текущие дебиты горизонтальных скважин существенно снизились, в среднем в 8 раз, в основном по причине роста обводненности, которая возросла в среднем с 44 % до 92 %.

Была проанализирована работа скважин, горизонтальный ствол которых ориентирован параллельно линии стресса и перпендикулярно линии стресса. Параллельно линиям стресса расположено 8 скважин, перпендикулярно - 12 скважин (скважина № 44 не учитывалась ввиду незначительного времени работы). Средние начальные и текущие дебиты нефти и жидкости ГС, расположенных перпендикулярно линиям стресса выше средних начальных и текущих дебитов нефти и жидкости ГС, расположенных параллельно линиям стресса. Средняя накопленная добыча нефти (46,1 тыс.т.) и жидкости (350,9 тыс.т.) ГС, расположенных перпендикулярно линиям стресса выше средней накопленной добычи нефти (36,6 тыс.т.) и жидкости (245,4 тыс.т.) ГС, расположенных параллельно линиям стресса. При этом среднее накопленное время работы (1366 сут) ГС, расположенных перпендикулярно линиям стресса, практически в полтора раза ниже среднего накопленного времени работы (1920 сут) ГС, расположенных параллельно линиям стресса [5. с. 31].

Таким образом, эффективность эксплуатации ГС, расположенных перпендикулярно линиям стресса, выше эффективности эксплуатации ГС, расположенных параллельно линиям стресса.

Анализ технологической эффективности реализованных на месторождении мероприятий показал: для обеспечения высоких значений коэффициента охвата пласта воздействием и уровней добычи нефти при минимальных депрессиях целесообразно бурение горизонтальных скважин; Эффективность эксплуатации горизонтальных скважин, расположенных перпендикулярно линиям стресса, выше эффективности эксплуатации горизонтальных скважин, расположенных параллельно линиям стресса.