Телефон: 8-800-350-22-65
WhatsApp: 8-800-350-22-65
Telegram: sibac
Прием заявок круглосуточно
График работы офиса: с 9.00 до 18.00 Нск (5.00 - 14.00 Мск)

Статья опубликована в рамках: Научного журнала «Студенческий» № 4(216)

Рубрика журнала: Технические науки

Секция: Энергетика

Скачать книгу(-и): скачать журнал часть 1, скачать журнал часть 2, скачать журнал часть 3, скачать журнал часть 4, скачать журнал часть 5, скачать журнал часть 6

Библиографическое описание:
Рыль К.Э. ПОИСК ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ОБЪЕКТА ЮС2 ТЕВЛИНСКО-РУССКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // Студенческий: электрон. научн. журн. 2023. № 4(216). URL: https://sibac.info/journal/student/216/279759 (дата обращения: 29.03.2024).

ПОИСК ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ОБЪЕКТА ЮС2 ТЕВЛИНСКО-РУССКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Рыль Катарина Эдвардовна

магистрант, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский Индустриальный Университет,

РФ, г. Тюмень

SEARCH FOR OPTIMAL PARAMETERS FOR THE OPERATION OF HORIZONTAL WELLS OF THE US2 OBJECT OF THE TEVLINSKO-RUSSKINSKOYE FIELD

 

Katarina Ryl

Master's Student, Department of Development and Operation of Oil and Gas Fields, Tyumen Industrial University,

Russia, Tyumen

 

АННОТАЦИЯ

В условиях низкопроницаемых коллекторов и сложных геологических условий одним из наиболее эффективных методов разработки является использование горизонтальных скважин с МГРП. В данной работе проведен анализ работы горизонтальных скважин и определены основные параметры для оптимальной выработки запасов.

ABSTRACT

In conditions of low-permeability reservoirs and difficult geological conditions, one of the most effective methods of development is the use of horizontal wells with MGRP. In this article an analysis of the operation of horizontal wells is carried out and the main parameters for optimal production of reserves are determined.

 

Ключевые слова: горизонтальные скважины, эффективность разработки, оптимальный вариант разработки, МГРП, объем проппанта.

Keywords: horizontal wells, development efficiency, optimal development option, MGRP, proppant volume.

 

Объект ЮС2 введен в разработку в 1986 году. На его долю приходится 7,9 % начальных геологических и 5,1 % начальных извлекаемых запасов нефти промышленных категорий Тевлинско-Русскинского месторождения. В пласте ЮС2 выделены три залежи нефти.

В настоящее время разрабатываются восемь участков на залежи 1 и один на залежи 2 (залежь 3 не разрабатывается). По распределению проницаемости залежь 1 мало отличается от залежи 2 (рисунок 1). По 1, 2 залежам более 80 % нефтенасыщенных пропластков попадают в диапазон проницаемости 1–10 мД.

 

Рисунок 1. Распределение проницаемости по залежам пласта ЮС2. Тевлинско-Русскинское месторождение

 

Запасы нефти объекта ЮС2 относятся к категории трудноизвлекаемых. Сложность извлечения связана с тем, что практически весь объем запасов характеризуется низкими коллекторскими свойствами, обуславливающими значительные фильтрационные сопротивления при вытеснении пластовых флюидов. Как следствие, для объекта характерен низкий темп отбора нефти на протяжении всего периода разработки, а также высокий охват методом ГРП (около 80 %).

Зависимость отбора НИЗ от обводненности и текущие показатели свидетельствуют о том, что темпы обводнения на объекте опережают выработку запасов. Это связано как с тем, что на дату анализа большая часть объекта не вовлечена в разработку, так и с геологическим строением пласта (подстилающим водонасыщенным пластом ЮС22, составляющим единую гидродинамическую систему с пластом ЮС21, а также водонасыщенным пластом ЮС3).

В условиях сверхнизкой проницаемости и сложных геологических условий при разработке объекта ЮС2 альтернативы горизонтальным скважинам нет. Если сравнивать накопленные показатели добычи нефти горизонтальных скважин с наклонно-направленными, то преимущество первых очевидно. Анализ геолого-промысловых данных в ходе разработки позволит оценить эффективность нефтеизвлечения горизонтальных скважин путём изучения технологических показателей, а также выявить причины довольно низких отборов по некоторым скважинам.

На начало 2023 года пробурено 40 скважин, одна из них нагнетательная, еще одна переведена в консервационный фонд по причине нерентабельности спустя год работы. Анализ данных будет проводится по 38 скважинам объекта. Входные показатели по горизонтальным скважинам варьируются по дебиту нефти от 5,2 до 59,1 т/сут, по дебиту жидкости – от 37,2 до 227,2 м3/сут, по обводненности от 40,8 до 97,1 %. Большое колебание технологических показателей работы скважин связано с применением многостадийного ГРП, без которого эксплуатация скважин на объекте ЮС2 не была бы возможной, с различным объемом проппанта. Влияние объема проппанта на входные и накопленные показатели представлены на рисунке 2.

Таким образом, анализируя входные показатели, дебит жидкости и значение обводненности напрямую зависит от объема проппанта, что не скажешь о дебите нефти. Но рассматривая каждую скважину отдельно, можно сделать вывод о том, что большая эффективность с увеличенным объемом проппанта достигается только по скважинам, пробуренных в чисто нефтяных зонах.

 

Рисунок 2 Зависимость входных показателей горизонтальных скважин от объема проппанта

 

Накопленная добыча нефти по данным скважинам имеет более высокие показатели на протяжении всей разработки. Скважины, пробуренные в водонефтяной зоне, имеют высокую входную обводненность, а также увеличенные темпы роста данного показателя за время эксплуатации, в первую очередь это связано с прорывом трещин ГРП в водонасыщенные пласты ЮС22 и ЮС3. Средние показатели высоты и полудлины трещины в зависимости от объема проппанта представлены на рисунке 3.

 

Рисунок 3. Зависимость высоты и полудлины трещины ГРП от объема проппанта

 

При проведении МГРП с объемом проппанта 15-45 т, высота трещины имеет достаточно высокие значения. Соответственно, необходимо снижение величины объема проппанта для устранения риска прорыва трещин ГРП в водонасыщенные пласты по вертикали. На объекте ЮС2 выполнены 6 операций ГРП с массой проппанта менее 10 тонн при вводе скважин из бурения. Проведены они все в наклонно-направленных скважинах. Опыт проведения малообъёмных МГРП на данном объекте и объектах аналогах отсутствует.

Малообъемные обработки уже доказали свою эффективность, входной дебит нефти после малообъемных ГРП в среднем выше стандартных операций (11,8 т/сут и 9,4 т/сут). Такой эффект достигается за счёт меньшей обводнённости в среднем на 7% по всем рассматриваемым обработкам и сопоставимых дебитов жидкости. Более низкий уровень обводнённости наблюдается и в последующие периоды работы скважин. Однако, с течением времени по малообъёмным обработкам наблюдается более высокий темп снижения дебита жидкости по причине меньшей зоны дренирования, из-за создания менее протяжённых трещин.

При дальнейшем применения малообъёмных обработок, в том числе и при МГРП предлагается использовать технологию MixFrac со снижением максимальной концентрации проппанта. Гидроразрыв проводится в 3 стадии в один интервал с технологическим отстоем не более 1 часа, где на 1 и 2 стадии закачивается смесь проппантов различного типоразмера для создания плотной низкопроницаемой набивки в нижней части трещины с целью создания градиента проницаемости трещины, что способствует увеличению доли притока из кровельной части пласта. За счет применения mix-проппанта происходит перераспределение притока на кровельную часть пласта, за счет чего снижается риск обводнения после ГРП.

Данный подход позволит снизить риски прорыва вниз в водонасыщенные пропластки (вплоть до полного исключения) и увеличить распространение трещины в латеральном направлении. Подтверждением эффективности технологии служит скважина, в которой удалось достигнуть минимальной высоты трещины 22,4 м.

По скважинам объекта длина горизонтального участка ствола изменяется от 472 до 694 м. Лучшие входные показатели наблюдались у скважин с большей длиной ГС и имели меньшие показатели обводненности, в среднем 56,7 %. Также наблюдается прямая зависимость добычи нефти на 6, 12 и 24 месяц работы и значений обводненности в 1-й и 24-й месяц работы скважины от длины горизонтального участка ствола, представленная на рисунке 4.

 

Рисунок 4. Зависимость технологических показателей работы горизонтальных скважин от длины горизонтального участка ствола

 

Исходя из полученных данных можно сделать вывод об оптимальном варианте разработки объекта ЮС2 горизонтальными скважинами. Рекомендуется применение скважин с длиной горизонтального ствола более 650 м с применением МГРП с количеством проппанта более 35 т в чисто нефтяных зонах и применение малообъемных обработок с применением технологии MixFrac с объем проппанта менее 10 т на участках с подстилающими водонасыщенными горизонтами.

 

Список литературы:

  1. Дополнение к технологическому проекту разработки Тевлинско-Русскинского нефтяного месторождения ХМАО – Югры Тюменской области / Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени. – Тюмень, 2021.

Оставить комментарий

Форма обратной связи о взаимодействии с сайтом
CAPTCHA
Этот вопрос задается для того, чтобы выяснить, являетесь ли Вы человеком или представляете из себя автоматическую спам-рассылку.