Сравнительный анализ горизонтальных скважин с МГРП и горизонтальных двуствольных

Покамасовское месторождение находится на четвертой стадии разработки, что характеризуется высокой обводненностью, истощенностью запасов. Широко вовлекаются в разработку трудноизвлекаемые запасы нефти приуроченные к малопроницаемым, слабодренирумым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Для повышения эффективности добычи нефти проводятся множество мероприятий в т.ч. следующие: операции по гидроразрыву пласта (ГРП) в новых скважинах и скважинах переходящего фонда; потокоотклоняющие технологии, направленные на выравнивание профилей приёмистости и притока (ВПП); зарезки боковых стволов (ЗБС); бурение горизонтальных и многозабойных скважин; бурение горизонтальных скважин с МГРП [1, 2, 3]. На 01.01.2020 на месторождении пробурены 4 горизонтальные скважины, со средней длиной горизонтального участка – 675 м. Из них 2 ГС (№№ 1332, 1334) пробурены двуствольными. В двух ГС (№№ 63, 65) операции МГРП выполнены при вводе скважин в эксплуатацию. Вся добыча, полученная по ГС с МГРП, отнесена к дополнительной. На входные и текущие показатели эксплуатации ГС влияют геологические особенности участков бурения, условия разработки, траектория проводки и качество освоения стволов [4, 5]. Основные показатели по скважинам приведены в таблице.

Таблица

Показатели эксплуатации ГС Покамасовского месторождения

За период эксплуатации из горизонтальных скважин добыто 31 тыс.т нефти при удельном отборе на одну скважину – 8 тыс.т. Средняя продолжительность работы ГС – 15 месяцев. В первый месяц работы скважин показатели изменялись в пределах: дебит нефти – от 11 до 87 т/сут при среднем 46 т/сут, дебит жидкости – от 40 до 116 т/сут при среднем – 85 т/сут, начальная обводненность – в среднем 45%. За декабрь 2019 г дебиты нефти изменялись от 1 (скв. № 63) до 111 т/сут (скв. № 1334) при среднем – 45 т/сут, дебиты жидкости – от 6 до 134 т/сут при среднем 70 т/сут, обводненность – в среднем 35%.

Рассмотрим работу однозабойной и двухзабойной скважины № 65 и №1334. Скважина № 65 расположена в ЧНЗ, длина горизонтального участка составляет 700 м, в октябре 2017 г. скважина введена в эксплуатацию с дебитом жидкости 84 т/сут, дебитом нефти – 31 т/сут, обводнённостью – 63%. По состоянию на 01.01.2020 г., дебит жидкости составляет 25 т/сут, дебит нефти – 16 т/сут, обводнённость – 37%. Накопленная добыча нефти на 01.01.2020 составила 18 тыс.т. Двухзабойная скважина №1334 пробурена в октябре 2019 года. Расположена в ВНЗ, длина ГУ каждого из стволов – 750 м. Входные дебиты по нефти и жидкости по скважине №1334ГС составили 87 и 116 т/сут при обводненности – 25%. По состоянию на 01.01.2020 г., дебит жидкости составляет 134 т/сут, дебит нефти – 111 т/сут, обводнённость – 17% (рис.1). Накопленная добыча нефти за три месяца на 01.01.2020 составила 7 тыс.т.

Рис. 1. Динамика технологических показателей скважины №1334

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина в зоне размещения однозабойных скважин составляет 3,2 м, двухзабойных скважин – 4,9 м.

Поскольку время работы двухзабойных горизонтальных скважин не превышает трех месяцев, проведем сравнительный анализ именно за этот период. Одним из основных показателей эффективности эксплуатации скважин является дебит нефти [5, 6] (рис.2).

Рис. 2. Сравнение дебитов нефти горизонтальных скважин

Средний начальный дебит нефти однозабойных горизонтальных скважин составляет 21 т/сут. Средний начальный дебит нефти двухзабойных горизонтальных скважин практически в четыре раза выше и составляет 70 т/сут. На конец рассматриваемого периода дебит однозабойных скважин равен 17 т/сут, двухзабойных – 82 т/сут. Начальные дебиты жидкости (рис.3) однозабойных и двухзабойных горизонтальных скважин составляют соответственно 62 и 109 т/сут.

Рис. 3. Сравнение дебитов жидкости горизонтальных скважин

На конец рассматриваемого периода дебит жидкости однозабойных скважин равен 38 т/сут, дебит жидкости двухзабойных ГС в три раза выше и составляет 124 т/сут. Начальная обводненность (рис.4) однозабойных скважин составляет 67%, в течение трехмесячного периода эксплуатации отмечается плавное снижение до 55%.

Рис. 4. Сравнение обводненности горизонтальных скважин

Начальная обводненность двухзабойных скважин в два раза ниже и составляет 36%, в дальнейшем обводненность стабилизируется и остается на уровне 34%. Средняя накопленная добыча нефти двухзабойных горизонтальных скважин за рассматриваемый трехмесячный период составляет 6,1 тыс.т/скв, что в четыре раза выше аналогичного показателя для однозабойных ГС – 1,4 тыс.т/скв. На рис.5. приведено распределение накопленной добычи нефти по всем горизонтальным скважинам за весь период их работы. Наибольшие объемы накопили скважины № 65 (18 тыс.т) и № 1334 (7 тыс.т).

Рис. 5. Показатели накопленной добычи нефти по горизонтальным скважинам

Выводы

Анализ показал, что эффективность пробуренных двухзабойных горизонтальных скважин гораздо выше эффективности аналогичных однозабойных горизонтальных скважин. Но в целом, применение однозабойных горизонтальных скважин в сочетании с МсГРП так же является перспективной технологией разработки и может быть рекомендована для дальнейшей реализации. Применение ГС в соответствующих (благоприятных) условиях позволяет: обеспечить более высокие темпы нефтедобычи за счет повышения дебитов; улучшить экономическую эффективность разработки за счет уменьшения числа скважин и сокращения срока разработки.

1. ЗАО «Тюменский Институт Нефти и Газа». Авторский надзор за разработкой Покамасовского месторождения. – Тюмень, 2015 г.
2. Дополнение к технологической схеме разработки Покамасовского месторождения. – Тюмень, СИБНИИНП, 2016 г.
3. Сборник статей: Нефть и газ. № 3. Тюменский Государственный нефтегазовый университет. – Тюмень, 2013 г.
4. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие – Казань, изд-во «Фен» Академии наук РТ, 2011 г.
5. Меркулов А.А., Назин С.С., Улунцев Ю.Г., Лой К.М., и др. Комбинированное воздействие на продуктивные коллекторы месторождения «Белый Тигр» // Нефтяное хозяйство. – 2011. № 10. – С. 89-91.
6. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на
   поздней стадии разработки. – М.: Недра, 2012. - 640 с.