Сравнительный анализ горизонтальных скважин с МГРП и горизонтальных двуствольных

В статье рассмотрен сравнительный анализ работы горизонтальных двуствольных скважин и горизонтальных с проведением многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) на примере Покамасовского месторождения пласта ЮВ1. Проведена оценка входных параметров работы скважин, изменение параметров работы за три месяца и результаты по накопленной добыче нефти. 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 МГРП так же является перспективной технологией разработки и может быть рекомендована для дальнейшей реализации.

Аннотация статьи
гидроразрыв пласта
эффективность
объекты
прирост добычи нефти
горизонтальные скважины
успешность
месторождение
продуктивность
разработка
Ключевые слова

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.

Текст статьи
  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.
Список литературы
Ведется прием статей
Прием материалов
c 02 июля по 08 июля
Осталось 3 дня до окончания
Публикация электронной версии статьи происходит сразу после оплаты
Справка о публикации
сразу после оплаты
Размещение электронной версии журнала
12 июля
Загрузка в eLibrary
12 июля
Рассылка печатных экземпляров
22 июля