ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

IMPROVING THE EFFICIENCY OF THE LOW-PERMEABILITY COLLECTOR DEVELOPMENT SYSTEM

Glushchenko Stanislav Ivanovich

Master's student, BC LLC "LUKOIL-Engineering", Tyumen Industrial University,

Russia, Tyumen

Kozin Vladimir Valeryevich

Master's student, BC LLC "LUKOIL-Engineering", Tyumen Industrial University,

Russia, Tyumen

Kazantsev Pavel Yuryevich

Scientific supervisor, Candidate of Technical Sciences, Associate Professor, Tyumen Industrial University,

Russia, Tyumen

АННОТАЦИЯ

В работе рассмотрены основные подходы к повышению нефтеотдачи низкопроницаемого пласта ЮС₁. Проведено сравнение эффективности наклонно-направленных скважин с гидроразрывом пласта и горизонтальных скважин, оснащённых многостадийным ГРП. Особое внимание уделено влиянию длины горизонтального ствола (до 800 м), а также уплотнения сетки скважин (до 400 м) на степень охвата пласта и вовлечение в разработку ранее недренируемых участков коллектора.

ABSTRACT

The paper examines key approaches to enhancing oil recovery from the low-permeability YuS₁ reservoir. A comparative analysis is carried out between directional wells with hydraulic fracturing and horizontal wells equipped with multistage hydraulic fracturing. Particular attention is given to the impact of horizontal well length (up to 800 m) and well spacing reduction (to 400 m) on reservoir sweep efficiency and the involvement of previously undrained zones.

Ключевые слова: низкопроницаемый коллектор; горизонтальные скважины; многостадийный гидроразрыв пласта; длина горизонтального ствола; плотность сетки скважин; коэффициент извлечения нефти; трудноизвлекаемые запасы.

Keywords: low-permeability reservoir; horizontal wells; multistage hydraulic fracturing; horizontal well length; well spacing; oil recovery factor; hard-to-recover reserves.

Большинство новых объектов, вводимых в разработку в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, сегодня относится к трудноизвлекаемым запасам. Это объясняется ухудшением фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пород и более сложным геологическим строением залежей.

Характерный пример таких объектов пласт ЮС₁ верхнеюрских отложений, распространённый на ряде месторождений. Абсолютная проницаемость пласта очень низкая: по данным лабораторных исследований керна и гидродинамических испытаний скважин она обычно составляет от 0,5×10⁻³ до 5,0×10⁻³ мкм².

Пласт сильно неоднороден и по площади, и по разрезу. Неоднородность связана с изменчивостью условий осадконакопления — от прибрежно-морских до континентальных. Из-за этого гидродинамическая связь между отдельными песчаными линзами и пропластками, разделёнными глинистыми прослоями, остаётся слабой [1].

В таких условиях традиционные системы разработки с редкой сеткой наклонно-направленных скважин работают плохо. Начальные дебиты оказываются низкими и быстро снижаются, а часть запасов в изолированных участках коллектора в разработку фактически не вовлекается [2].

На раннем этапе освоения пласта ЮС₁ и схожих объектов нефть добывали в основном наклонно-направленными скважинами, а для увеличения притока проводили стандартный гидроразрыв пласта (ГРП). Промысловые данные по ряду месторождений Западной Сибири показывают, что при проницаемости коллекторов менее 5×10⁻³ мкм² эффект от такого подхода ограничен. Средние начальные дебиты нефти по таким скважинам редко превышают 10–12 т/сут, а суммарная добыча за весь срок эксплуатации остаётся невысокой. Во многом это связано с быстрым падением пластового давления в небольшой зоне дренирования, которую формирует трещина ГРП.

Иная картина наблюдается при переходе к горизонтальным скважинам с многостадийным гидроразрывом (МГРП). Здесь увеличивается площадь контакта скважины с пластом и формируется развитая система искусственных трещин, что заметно повышает продуктивность. На объектах-аналогах стартовые дебиты нефти горизонтальных скважин с МГРП на пласте ЮС₁ достигают 80–100 т/сут, а после выхода на стабильный режим составляют порядка 40–50 т/сут [3].

Переход от наклонно-направленных скважин к горизонтальным с МГРП повышает текущую добычу и одновременно вовлекает в разработку запасы слабодренируемых и изолированных участков пласта.

Само по себе горизонтальное бурение высокой эффективности не гарантирует. Без оптимизации длины ствола, параметров заканчивания и схемы размещения скважин выйти на проектные показатели трудно. Эти технологии развивались постепенно. На раннем этапе длина горизонтального участка составляла около 400–500 м. Прирост дебита по сравнению с наклонно-направленными скважинами это уже давало, но зона дренирования оставалась ограниченной, а темпы падения добычи доходили до 30–40 % в год из-за быстрого истощения прилегающей области.

Увеличение длины горизонтального ствола до 700–800 м заметно улучшило показатели разработки. Более протяжённый ствол контактирует с большей частью пласта, давление в межскважинном пространстве распределяется равномернее, а темпы падения добычи снижаются [4].

Дальнейшее наращивание длины до 1000–1200 м тоже выглядит перспективным, однако эффект здесь уже не растёт пропорционально. С увеличением протяжённости ствола сказываются гидравлические потери на трение, и дополнительный прирост постепенно снижается.

Помимо геометрии заканчивания, на эффективность разработки влияет плотность сетки скважин — расстояние между добывающими и нагнетательными рядами. На ранних этапах разработки пласта ЮС₁ его принимали порядка 500 м. При такой разреженной сетке, особенно с учётом низкой пьезопроводности и высокой неоднородности пород, формировались обширные застойные зоны с низким градиентом давления, которые в фильтрационные процессы практически не вовлекались.

Это снижало коэффициент извлечения нефти, который оставался заметно ниже проектных значений. При оптимизации межрядное расстояние сократили до 400 м. Уплотнение сетки перераспределило потоки и подняло давление в ранее слабо дренируемых участках. В результате при системе поддержания пластового давления вырос охват пласта, а при работе на растворённом газе истощение стало более равномерным; сократились «мёртвые зоны», а добыча на поздней стадии разработки стала устойчивее.

По данным гидродинамического моделирования, при недостаточной плотности сетки в тупиковых зонах и изолированных линзах может оставаться от 20 до 40 % запасов [5]. Дальнейшее уменьшение расстояния между рядами до 300 м и менее требует осторожности: охват при этом растёт, но повышается риск интерференции скважин и преждевременного обводнения при прорыве воды по естественным или созданным трещинам. Такие решения нужно принимать, опираясь на детальную геологическую модель.

По мере развития технологий система разработки низкопроницаемых коллекторов пласта ЮС₁ заметно изменилась. Сменился тип заканчивания скважин: вместо наклонно-направленных скважин с одиночным ГРП основным решением стали горизонтальные стволы с многостадийным гидроразрывом. Длина горизонтального участка выросла с первоначальных 400–500 м до 700–800 м, а в перспективе — до 1000–1200 м. Плотнее стала и сетка скважин: межрядное расстояние сократилось с 500 до 400 м.

На основе проведённого анализа промысловых данных и обобщения опыта разработки юрских отложений можно выделить ряд практических направлений, позволяющих повысить эффективность дальнейшей разработки. Одно из них связано с увеличением длины горизонтальных стволов до 1000 м и более. При этом особое значение приобретает точность проводки скважины в пределах продуктивного интервала, а также применение технологий, позволяющих выравнивать профиль притока и компенсировать потери давления на трение в стволе.

Другое направление касается оптимизации плотности сетки скважин. На участках с высокой концентрацией подвижных запасов и при низком риске развития трещинной проводимости целесообразно уменьшение расстояния между рядами до 300–400 м. Однако такие решения должны сопровождаться постоянным контролем пластового давления и обводнённости продукции.

Список литературы:

1. Кривова Н.Р., Решетникова Д.С., Федорова К.В., Колесник С.В. Повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов месторождений Западной Сибири системой горизонтальных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2015. – № 5. – С. 53–57. – Текст: непосредственный.
2. Афанасьев В.А., Краснов В.А. Особенности геологического строения и разработки низкопроницаемых коллекторов юрских отложений Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 5. – С. 45–51. – Текст: непосредственный.
3. Шупик Н.В., Индрупский И.М. Повышение эффективности выработки запасов в низкопроницаемых пластах на основе вертикально-латерального заводнения // Экспозиция Нефть Газ. – 2016. – № 5 (51). – С. 39–42. – Текст: непосредственный.
4. Романчев М.А., Черных Д.Г., Кириллов А.И. и др. Предварительные результаты комплексного решения задач разработки юрских отложений месторождения с трудноизвлекаемыми запасами нефти // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 2–5. – Текст: непосредственный.
5. Индрупский И.М., Шупик Н.В., Закиров С.Н. Повышение эффективности поддержания пластового давления на основе опережающего заводнения // Технологии нефти и газа. – 2013. – № 3. – С. 49–55. – Текст: непосредственный.
6. Салимов О.В., Зиятдинов Р.З. Анализ эффективности применения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта на месторождениях ООО «Газпромнефть-Хантос» // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2022. – Т. 7, № 2. – С. 112–120. – Текст: непосредственный.