АНАЛИЗ ПРИМЕНЯЕМЫХ ТЕХНОЛОГИЙ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ С ПРОВЕДЕНИЕМ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ УДМУРТИИ

Одна из важнейших задач, стоящих перед нефтяной отраслью, - максимально полное извлечение нефти из пластов. Основным способом промышленной разработки нефти в стране является ГРП. Для современного этапа развития нефтедобывающей промышленности Удмуртской Республики характерна устойчивая тенденция снижения добычи нефти, ухудшение структуры извлекаемых запасов, рост запасов трудноизвлекаемой нефти, увеличение количества низкопродуктивных пластов с осложненными геолого-физическими условиями, повышение доли низкопроницаемых коллекторов.

Рациональная разработка нефтяных месторождений включает применение различных методов воздействия на пласт и призабойную зону пласта, направленных на максимально эффективное и экономически рентабельное извлечение нефти и бесперебойную работу подземного оборудования. Призабойная зона скважины (ПЗС) подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки.

Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии.

От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин.

Нередко в процессе эксплуатации скважины проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это происходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых частиц, смолы, асфальтенов, парафина, солей и т.д. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т.д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС.

Под воздействием на призабойную зону пластов предполагается комплекс осуществляемых в скважинах работ по изменению фильтрационных характеристик вскрытых пластов или физико-химических свойств насыщающих их жидкостей в непосредственной близости от скважины.

Ежегодно на месторождении осуществляются десятки геолого-технических мероприятий (ГТМ) для регулирования разработки.

Структура добычи нефти в целом по месторождению за последние пять лет, с выделением дополнительно добытой за счет ГТМ.

За период с 2014 по 2018 г.г. на Южно-Киенгопском месторождении было проведено 77 геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Суммарная дополнительная добыча нефти от мероприятий составила 29,6 тыс. т или 6,1 % от суммарной добычи за последние пять лет, средний прирост составил 4,2 т/сут.

Среди применяемых технологий отмечены: ввод из бездействия и других категорий, переводы скважин с объекта на объект, ремонтно-изоляционные работы, обработка призабойной зоны пласта, оптимизация глубинно-насосного оборудования, перфорационные работы.

Наибольшее количество мероприятий приходится на перфорационные работы. За период 2014-2018 гг. на месторождении проведено 30 мероприятий. Дополнительная добыча нефти составила 9,1 тыс. т (31 % от общей дополнительной добычи нефти).

Максимальный прирост получен в 2015-2016 гг., во многом на это повлияло проведение перфорационных работ практически на всех объектах разработки: на верейском (девять мероприятий), на башкирском (семь мероприятий), выполненные с неплохой эффективностью, на визейском и турнейском объектах по одному мероприятию, но неэффективных.

Значительное влияние оказали также проведенные в 2015 году высокоэффективные мероприятия по ПВЛГ (верейский объект), ВБД и оптимизация ГНО (башкирский объект), ввод БГС (турнейский объект).

Максимальное количество дополнительной нефти получено за счет перфорационных работ и обработки призабойной зоны пластов (31% и 32 % всей дополнительной добычи от ГТМ).

На Южно-Киенгопском месторождении пробурены три боковых горизонтальных ствола (БГС). Суммарная дополнительная добыча составила

На месторождениях поздней стадии разработки одной из наиболее инвестиционно-привлекательных технологий, направленных на стабилизацию и дальнейший рост нефтедобычи, становится бурение второго ствола.

В значительной степени это объясняется тем, что в процессе разработки накапливается фонд аварийных, высокообводненных, малодебитных скважин, требующих существенных затрат на проведение капитального ремонта.

Бурение же новых скважин для замены вышедших из эксплуатации в целях уплотнения сетки скважин на большинстве объектов месторождений, связано с существенными капитальными вложениями и финансовым риском. В этих условиях в качестве альтернативного решения может рассматриваться бурение второго ствола.

За счет бурения БГС в добывающих скважинах Южно-Киенгопского месторождения суммарная дополнительная добыча составила 3,1 тыс. т нефти (порядка 10% всей дополнительной добычи от ГТМ), а удельная эффективность - 4,8 т/сут. Рекомендуется дальнейшее уточненное бурение горизонтальных стволов из существующих скважин в местах локализации остаточных запасов нефти.

В данной работе предлагается выполнить прогноз повышения эффективности разработки турнейского объекта Южно-Киенгопского месторождения за счет бурения боковых горизонтальных стволов с проведением гидроразрыва пласта (ГРП).

Турнейский объект введен в промышленную эксплуатацию в 1973 г.

В соответствии с проектными решениями объект разбурен в полном объеме по сетке 300х450 м в 1976 году.

По типу строения залежь характеризуется как массивно-слоистая. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 21,15 м. Коэффициент расчлененности – 9,14, песчанистости – 0,56.

Максимальный уровень добычи нефти был отмечен в 1974 году и составил 120 тыс. т, темп отбора от НИЗ составил 8,1 %.

По состоянию на 2019 г. из залежей турнейского объекта отобрано 1372,8 тыс. т нефти, 10 428 тыс. т жидкости, отбор от НИЗ – 92,2 %, текущий КИН – 0,576 (утв. КИН - 0,625), накопленная закачка – 14 160 тыс. м³.

Годовой отбор нефти в 2018 году составил 8,4 тыс. т, жидкости – 427 тыс. т. Среднегодовая обводненность за 2018 год составила 97,9 %.

На сегодняшний день на объекте под закачкой находится одна скважина (№105). Годовой уровень закачки воды в 2018 году составляет 343,2 тыс. м³, средняя приемистость скважин – 1220 м³/сут, текущая компенсация – 118,9 %, накопленная – 146,3 %. С начала разработки закачано 14 159 тыс. м³ воды. Текущее пластовое давление на уровне начального.

По состоянию на 2019 г. действующий фонд скважин по объекту состоит из трех добывающих и одной нагнетательной скважины.

В 2012 году на объект дополнительно к проекту была переведена с башкирского объекта одна добывающая скважина, в 2013 году, согласно проектных решений, на объект был пробурен БГС из скважины башкирского объекта.

В 2014 году на объект был пробурен БГС из скважины верейского объекта, в июле 2016 года в скв. 105 организована совместная закачка в пласты башкирского и турнейского объектов.

Объект находится в стадии падающей добычи нефти. Максимальный среднегодовой дебит действующих скважин по нефти турнейской залежи за весь срок эксплуатации не превысил 287,5 т/сут (скв.342R) и был достигнут в первый год эксплуатации (1973 год). Далее дебит стал резко уменьшаться и с максимального уменьшился до 5,8 т/сут к концу 2018 года.

На начало 2019 года дебиты нефти по скважинам объекта изменялись в диапазоне от 0,2 до 16,6 т/сут, по жидкости – от 28,9 до 803,8 т/сут.

Средний дебит скважин по нефти равен 5,9 т/сут, по жидкости – 298 т/сут, обводненность – 98,0 %.

Распределение фонда скважин по дебитам нефти и жидкости в зависимости от обводненности приведено.

Распределение фонда скважин турнейского объекта по дебитам нефти.

Распределение фонда скважин турнейского объекта по дебитам жидкости.

Распределение фонда скважин турнейского объекта по дебитам нефти, жидкости и обводненности.

Две скважины из трех работают с дебитами по нефти менее 1 т/сут, одна - с дебитом до 20 т/сут.

С дебитами по жидкости менее 50 т/сут работают скважины №№ 106 и 342RB1. С максимальным дебитом жидкости (более 90 т/сут) работает скважина №54А.

Турнейский объект находится на поздней стадии разработки (отбор от НИЗ 92,2 %), и все скважины относятся к высокообводненным.

Остаточные извлекаемые запасы на одну действующую скважину – 42,9 тыс. т/скв. Кратность остаточных извлекаемых запасов нефти при сложившихся условиях разработки оценивается в 20,8 лет.

Список литературы:

1. ГриценкоА.И., Зотов Г.А., Степанов Н.Г., Черных В.А. Теоретические основы применения горизонтальных скважин // Юбилейный сборник научных трудов М.: ИРЦ РАО "Газпром", 2006. –С.72-76.
2. Демяненко, Н. А. Развитие технологий ГРП на терригенных и карбонатных коллекторах // Инженерная практика. - Минск: Энерджи Пресс: Би Джи Промоушн, 2014. - № 4 (3).
3. Дополнение к Технологической схеме разработки Южно-Киенгопского нефтяного месторождения Удмуртской Республики. г.Ижевск, 2017 г.
4. Загуренко А.Г. Комплексная система планирования и проведения гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО «НК «Роснефть//Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 4. – С. 78-80.
5. Зорин А.М., Усманов Т.С. Фахретдинов И.В., Судеев И.В., Зернин А.А. Повышение эффективности работы горизонтальных скважин путем.