Применение горизонтальных скважин с МГРП на примере Приобского месторождения

Доля месторождений, которые тяжело разрабатывать увеличивается с каждым днем, и на сегодня многие компании работают над технологиями, позволяющими вести разработку с наименьшими затратами. В данной статье рассматривается такой метод, когда мы используем горизонтальные скважины с многостадийным гидроразрывом пласта на примере Приобского месторождения. Если сравнивать с наклонно-направленными скважинами, горизонтальные скважины имеют ряд преимуществ, таких как, большие значения коэффициента извлечения нефти и темпа выработки.

В данное время бурение горизонтальных скважин в совокупности с многостадийным ГРП является одним из самых эффективных способов для добычи нефти из пластов, имеющих сложные геолого-геофизические характеристики. Такой метод в совокупности дает возможность в одной пробуренной горизонтальной скважине провести определенное количество полноценных этапов ГРП, вследствие которой возникает приток флюида, обеспечивается наиболее широкий масштаб охвата всех дальних ранее не дренируемых зон. Таким образом данная технология дает возможность вводить в разработку запасы, которые ранее даже не рассматривались, также увеличиваются такие показатели как темп выработки и КИН. Впервые эта технология была внедрена на зарубежных месторождениях, но сегодня часто применяется и отечественными компаниями, такими как Газпромнефть, Роснефть на различных уголках России, в данной статье рассматривается Приобское месторождение.

Согласно утвержденному плану разработки участка, было пробурено 4 горизонтальных скважин под ГРП. Длина горизонтальной части ствола составляла 800-1000 м, и на них было проведено 6-7 этапов МГРП с прокачкой пропанта. Скважины №1Г и №2Г были освоены в 2012 году, а скважины №3Г и №4Г в 2015. На 01.01.2016 г. все 4 скважины, которые были пробурены на пласт АС11 c различной протяженностью, изображены на рисунке 1. Показатели добычи нефти возникшие вследствие интенсификации от ГС с МГРП составила 204,8 тыс.т, а накопленных отборов жидкости 227 тыс.т. [1. с.28]

Наиболее высокие темпы отборов нефти показали скважины 2 и 3, это связано в первую увеличением зоны дренирования и нефтенасыщенных толщин. Самые низкие темпы падения у скв. 1Г, уменьшение дебита возникло из-за аварийного состояния данной скважины. Так же наблюдалось стабилизация темпов отборов, которая составляла в среднем 0,58.

Так же на данном анализируемом участке в период с 2008-2010 были введены в разработку скважины №5, №6, №7, №8 наклонно-направленного типа. В результате мониторинга показателей данных скважин, было очевидно, что скважины наклонно-направленного типа значительно уступают горизонтальным скважинам с ГРП, в плане характеристик добычи, темпа выработки и других серьезных показателей. В таблице приведена сравнительная характеристика скважин рассматриваемого типа на данном участке.

Рис. 1. Сравнение темпов падения жидкости на скважинах

Рис. 2. Темпы падения отборов жидкости горизонтальных скважин с МГРП

Таблица

Сравнительная характеристика скважин

Как видно из рисунка 2, текущий дебит ГС превышает в 2,5-3,0 раза дебиты вертикальных скважин опытного участка.

Средний накопленный отбор, приходящийся на одну наклонно-направленную скважину составляет 10,7 тыс. т, при средней накопленной добыче по горизонтальным скважинам 50,6 тыс. т (от 22,7 до 89,2 тыс. т). Дополнительная добыча нефти за период 2011-2012 гг. составила 202,7 тыс. т.

Большие затраты на строительство горизонтальных скважин с многостадийным ГРП обязывает подходить к процессу проектирования тщательно и с учетом всех рисков. Проводились различные расчеты вариантов и видов разработки исходного разбуриваемого участка от таких параметров как: расположение и дислокация скважин, и ориентация трещин в них. Все данные расчеты сравнивали с базовым традиционным вариантом, под традиционным подразумевается девятиточечная система разработки, которая имеет плотность сетки 25 и 16 га/скв. Немаловажным фактором является и ориентация трещин, выбор стоял между поперечной и продольной ориентацией. И даже учитывая, что для низкопроницаемых коллекторов, поперечная ориентация более предпочтительна, так как позволяет вводить в разработку высокорасчлененные пласты, покрывает больший объём коллектора, что в итоге сказывается в большей продуктивности данных скважин, в положительную сторону. Однако по итогам выбора вариантов предпочтение было отдано продольному расположению трещин, так как в данной системе меньше рисков и сложностей с организацией системы заводнения скважин с поперечной ориентацией трещин ГРП [2, с.48].

Заключение

На этапе дальнейших разработок Приобского месторождения МГРП будет основной технологией для извлечения тяжелоизвлекаемых запасов. Так как эффективность данных скважин выше, чем у наклонно-направленных скважин. Учитывая все более тяжелые условия бурения новых скважин в краевых зонах ( низкая проницаемость и малая толщина пластов) требуется применять новые технологии, такие как МГРП в многозабойных скважинах и в каждом стволе, применение более современных агентов вытеснения, использование естественных режимов разработки для обособленных участков.