Эффективность удлинения горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах на примере месторождений ОАО «Удмуртнефть»

Efficiency of horizontal wells elongation in carbonate reservoirs on the example of deposits «Udmurtneft» OJSC

A. TOPAL,
«Udmurtneft» OJSC,
T. USMANOV,
A. ZORIN,
O. MENNEGALEEV,
M. SINITSYN,
«Izhevsk Petroleum Research Center» CJSC

В работе рассмотрены методы вовлечения в разработку слабовыработанных трудноизвлекаемых запасов, сосредоточенных преимущественно в верейских отложениях месторождений Удмуртской Республики, находящихся на поздних стадиях выработки. Показана низкая эффективность наклонно-направленных скважин при извлечении нефти из верейских отложений. Приведены фактические и теоретические (расчетные) данные о влиянии длины горизонтального участка ствола скважины, пробуренной на верейский объект, на величину запускных дебитов нефти. Показаны целесообразность и эффективность удлинения горизонтального участка, на основании результатов численного моделирования выявлена его оптимальная длина. Предложена оптимизация системы разработки, учитывающая оптимальную длину горизонтального участка. В рамках численного моделирования скорректированной системы разработки одного из крупных нефтяных месторождений Удмуртской Республики, находящегося на поздней стадии выработки, показана эффективность предлагаемой схемы и решений.

The methods of involvement in the development of weakly developed hard-to-recover reserves concentrated mainly in the verey deposits of the deposits of the Udmurt Republic located at the late stages of development are considered. The low efficiency of directional wells is shown when extracting oil from the verey sediments. Actual and theoretical (calculated) data on the effect of the length of the horizontal section of the borehole drilled on the vereisky object on the value of the startup oil rates are presented. The expediency and efficiency of elongation of a horizontal section is shown, based on the results of numerical simulation, its optimal length is revealed. Optimization of the development system, taking into account the optimal length of the horizontal section, is proposed. In the numerical simulation of the corrected development system for one of the large oil fields in the Udmurt Republic, which is at a late stage of development, the effectiveness of the proposed scheme and solutions is shown.

Большинство разрабатываемых ОАО «Удмуртнефть» нефтяных месторождений находятся на поздних стадиях разработки. Помимо планового падения дебитов данные месторождения характеризуются высокой степенью освоения (разбуренности).
Необходимо отметить, что нефтеносность месторождений Удмуртии приурочена к следующим объектам (пластам):
Среднего карбона
– Московский ярус (пласты мячковского, подольского, каширского, верейского горизонтов);
– Башкирский ярус (пласты башкирского яруса).
Нижнего карбона
– Визейский ярус (пласты алексинского, тульского, бобриковского, радаевского горизонтов);
– Турнейский ярус (пласты кизеловского, черепетского, малевско-упинского горизонтов).
Верхнего девона
– Фаменский ярус (пласты заволжского надгоризонта);
– Франский ярус (пласты тиманского, пашийского горизонтов).
Средняя выработка запасов по месторождениям ОАО «Удмуртнефть» составляет 61 % и большинство месторождений имеют залежи нефти в верейских отложениях. Разработка верейских отложений, как правило, осложнена наличием газовой шапки — с одной стороны и строением горных пород (карбонатные коллекторы) — с другой. На рис.1 приведены статистические данные по отбору запасов углеводородов по объектам разработки.
Из диаграммы на рис.1 видно, что наблюдается недостаточная выработанность запасов из верейских объектов месторождений ОАО «Удмуртнефть», что свидетельствует о высокой актуальности решения задачи вовлечения данных объектов в разработку.
Разработка данных объектов наклонно-направленными скважинами экономически нецелесообразна в связи с низкими запускными дебитами [1 — 7]. Поэтому для вовлечения в разработку слабо выработанных запасов верейской оторочки и повышения эффективности разработки требуется оптимизация существующей утвержденной системы разработки [8 — 12]. Данная работа посвящена вопросам применения горизонтальных скважин с оптимизированной длиной горизонтального участка.

Опыт бурения горизонтальных скважин (ГС)
С целью выявления зависимости запускного дебита скважины по нефти от длины горизонтального ствола проведен анализ результатов бурения горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах месторождений ОАО «Удмуртнефть» (рис. 2) за 2010 – 2016 гг.

Анализ влияния длины горизонтального участка ствола скважины на величину запускных дебитов позволил выявить линейную зависимость роста запускных дебитов с увеличением длины горизонтального участка.

Отметим, что ряд точек на графике явным образом выпадает из общего тренда ввиду значительных отклонений значений запускных дебитов. При детальном рассмотрении выявлено, что данные отклонения обусловлены бурением скважин на новом месторождении (отклонения в большую сторону по запускному дебиту нефти) либо авариями при бурении, кольматацией призабойной зоны пласта в процессе освоения (отклонения в меньшую сторону по запускному дебиту нефти). Все выявленные выбросы значений запускных дебитов обусловлены нештатными режимами эксплуатации и, следовательно, данные диапазоны нецелесообразно рассматривать.
Анализ влияния длины горизонтального участка ствола скважины на величину запускных дебитов, за исключением вышерассмотренных выбросов, позволил выявить линейную зависимость роста запускных дебитов с увеличением длины горизонтального участка (ГУ) в виде: y = 0,0378 × x + 12,335, что полностью соответствует известным теоретическим данным [3, 13 — 15].
Необходимо отметить, что программа бурения 2010 – 2016 гг. предусматривала строительство скважин с длиной ГУ в диапазоне от 100 м до 200 м, что существенно сужает область исходных данных для анализа.
Таким образом, получена линейная зависимость величины начального запускного дебита скважин от длины горизонтального участка. Однако ввиду вышеотмеченной узости используемого диапазона фактических длин ГУ, пробуренных в анализируемый период, оптимизация длины горизонтального участка ствола по величине запускных дебитов требует дополнительных данных о влиянии ГУ на величину запускного дебита скважин.
Авторами была проведена серия вычислительных экспериментов на модели сетки скважин, соответствующей реальному объекту.
Численное моделирование проводилось средствами программного продукта Tempest в рамках стандартной однослойной гидродинамической модели, учитывающей характеристики рассматриваемого Чутырско-Киенгопского месторождения (табл.).
В результате расчетов получены значения запускных дебитов нефти для всех рассматриваемых длин ГУ. Анализ результатов позволил выявить зависимость влияния длины ГУ на величину запускных дебитов (рис. 3).
Сопоставление прогнозных данных, рассчитанных для периодов 7 дней и 1 месяц, доказывает как корректность используемых численных схем, алгоритмов и начальных данных, так и устойчивость полученного

эффекта увеличения дебита с увеличением длины ГУ в долгосрочном периоде.
В результате анализа расчетных данных был построен график зависимости прироста удельного чистого дисконтированного дохода на гектар для площадной экономической оценки (NPV/га) от длины ГУ скважин (рис. 4) с шагом изменения длины 50 м.
Из графиков на рис. 4 видно, что оптимальная расчетная длина горизонтального участка скважины для заданных условий лежит в диапазоне от 300 до 600 м.
Для выявления оптимального профиля горизонтальной скважины было проведено численное моделирование в рамках подробной адаптированной геолого-гидродинамической модели.
Необходимо отметить, что адаптация используемой геолого-гидродинамической модели предполагает как уточнение данных об используемой схеме разработки месторождения, о проницаемости и мощности, так и учет взаимовлияния соседних скважин.


Адаптация используемой геолого-гидродинамической модели предполагает как уточнение данных об используемой схеме разработки месторождения, о проницаемости и мощности, так и учет взаимовлияния соседних скважин.

Для каждой из предлагаемых к бурению скважин были рассчитаны параметры запускных дебитов для 9 различных длин ГУ (от 100 м до 500 м с шагом 50 м). Для всех рассмотренных вариантов величина забойного давления (Pзаб) определялась из условия равенства забойному давлению в окружающих скважинах.
На основании анализа результатов численного моделирования в рамках уточненной модели были построены зависимости стартового дебита нефти (Qн) от длины ГУ (Lгор). Как видно из рис. 5, характер полученных зависимостей близок к линейному. Таким образом, в условиях отсутствия геологических ограничений (замещение пластов, структурные осложнения) и отсутствия влияния окружающих скважин для условий месторождений ОАО «Удмуртнефть» сохраняется линейный характер зависимости между Qн и Lгор.
Исходя из анализа результатов численного моделирования, следует вывод, что оптимальную длину для каждой скважины необходимо рассчитывать на основе конкретных геологических условий, наличия окружающих скважин и экономической эффективности.

Результаты бурения
С учетом выявленного рационального диапазона длины ГУ был предложен профиль скважины с удлиненным до 400м ГУ. Апробация данной ГС была проведена на Кайсегуртском участке Киенгопской площади Чутырско-Киенгопского месторождения. Была пробурена горизонтальная скважина на башкирский объект разработки с эффективной длиной горизонтальной части 400 м «чашеобразной» формы. Получен результат: увеличение на 230% величины фактического начального запускного дебита Qн (рис.6) относительно начального варианта заканчивания скважины с наклонно-направленным стволом (ННС).

Реализованные удлинения ГС позволили увеличить запускной дебит до 2-х раз.

Также были пробурены 2 скважины с увеличенной длиной ГУ на Есенейском месторождении ОАО «Удмуртнефть» (рис. 7). Необходимо отметить, что разработка данного месторождения сопряжена с высокими рисками неподтверждения структуры целевого пласта B-II и малой толщиной пласта в неразбуренной зоне. Поэтому было принято решение на бурение ГС с длиной эффективного горизонтального участка равной 350 м.
По результатам бурения этих двух скважин была подтверждена линейная зависимость запускного дебита нефти от длины ГУ в условиях отсутствия влияния окружающих скважин. Прирост фактического запускного дебита Qн относительно начальных расчетных значений составил 160 %.

Выводы
– В условиях отсутствия геологических ограничений

и влияния окружающих скважин для условий месторождений ОАО «Удмуртнефть» сохраняется линейный характер зависимости между Qн и Lгор;
– На месторождениях ОАО «Удмуртнефть», исходя из геологических условий разработки, рациональный диапазон длины ГС составляет 300 – 600 м;

– Реализованные удлинения ГС позволили увеличить запускной дебит до 2-х раз;
– При планировании бурения ГС будет учтен положительный опыт удлинения ГС.

Литература

1. Сомов Б.Е. Коэффициент извлечения нефти горизонтальными скважинами из нефтяных оторочек в наклонных неоднородных пластах // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1997. № 12.
2. Байрак Н.К., Орлов B.C., Рыженков И.И., Синявская Н.Д. Влияние методик расчета на технико-экономические показатели при проектировании разработки нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство. 1973. № 10.
3. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. Москва, 2001.
4. Филиппов В.П., Боксерман А.А., Теслюк Е.В. Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов в России (состояние и перспективы). Сборник научных трудов ВНИИ, вып. № 177. М., 1993.
5. Сыромятников Е.С, Волков А.Я., Сугаипов Д.А. Оценка влияния протяженности горизонтального ствола на стоимость строительства горизонтальных скважин // Строительство нефтяных скважин на суше и на море. 2000. № 6 — 7.
6. Савельев В.А., Берлин А. В., Струкова Н.А. Технико-экономическое обоснование бурения боковых горизонтальных стволов на турнейский объект разработки Байтуганского месторождения (отчет). «УдмуртНИПИнефть». Ижевск. 1999.
7. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. РГУ нефти
и газа им. И.М. Губкина, 2003.
8. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М, Султанов Б.З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник. М.: Недра, 1997. 648 с.
9. Бердин Т.Г., Мирвалеев И.В. Математическое моделирование в процессе проектирования нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. 2000, 11 с. Деп. В ИРЦ «Газпром» 11.10.2000, № 1415-ГЗ00.
10. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964. 154 c.
11. Маганов Р.У., Маслянцев Ю.В., Праведников Н.К., Ювченко Н.В. Некоторые особенности применения горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело. 2001. № 3.
12. Крылов В.И. Проектирование профилей горизонтальных скважин. Москва, 1996.
13. Полубаринова-Кочина П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины // Прикладная математика. 1956. Т. XX. Вып. 1.
14. Алиев 3.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М: Недра, 1995. 131 с.
15. Лысенко В.Д. Проблемы разработки нефтяных месторождений, горизонтальными скважинами // Нефтяное хозяйство. 1997. № 7.

References

1. Somov B. Koeffitsiyent izvlecheniya nefti gorizontal’nymi skvazhinami iz neftyanykh otorochek v naklonnykh neodnorodnykh plastakh [Coefficient of oil recovery by horizontal wells from oil rims in inclined non-uniform seams]. Stroitel’stvo neftyanykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more [Construction of oil and gas wells on land and at sea], 1997, no. 12.
2. Bayrak N., Orlov V., Ryzhenkov I., Sinyavskaya N. Vliyaniye metodik rascheta na tekhniko-ekonomicheskiye pokazateli pri proyektirovanii razrabotki neftyanogo mestorozhdeniya [Influence of calculation techniques on technical and economic indicators when designing the development of an oil field]. Neftyanoye khozyaystvo [Oil Industry], 1973, no. 10.
3. Berdin T. Proyektirovaniye razrabotki neftegazovykh mestorozhdeniy sistemami gorizontal’nykh skvazhin [Designing the development of oil and gas fields by horizontal well systems]. Moscow, 2001.
4. Filippov V., Bokserman A., Teslyuk E. [Modern methods of increasing oil recovery in Russia (state and prospects)] Sovremennyye metody uvelicheniya nefteotdachi plastov v Rossii (sostoyaniye i perspektivy). [Sbornik nauchnykh trudov VNII], Moscow, 1993, no. 177.
5. Syromyatnikov E., Volkov A., Sugaipov D. Otsenka vliyaniya protyazhennosti gorizontal’nogo stvola na stoimost’ stroitel’stva gorizontal’nykh skvazhin [Evaluation of the influence of the length of the horizontal trunk on the cost of constructing horizontal wells]. Stroitel’stvo neftyanykh skvazhin na sushe i na more [Construction of oil wells on land and at sea], 2000, no. 6-7.
6. Savel’yev V., Berlin A., Strukova N. Tekhniko-ekonomicheskoye obosnovaniye bureniya bokovykh gorizontal’nykh stvolov na turneyskiy ob”yekt razrabotki Baytuganskogo mestorozhdeniya (otchet) [Feasibility study for drilling lateral horizontal trunks on the Tourneysky development site of the Baytuganskoye field (report)]. Izhevsk, «UdmurtNIPIneft» Publ., 1999.
7. Mishtsenko I. Skvazhinnaya dobycha nefti [Downhole oil production]. Gubkin Russian State University of oil and gas Publ., 2003.
8. Kalinin A., Nikitin B., Solodkiy K., Sultanov B. Bureniye naklonnykh i gorizontal’nykh skvazhin. Spravochnik. [Drilling of inclined and horizontal wells. A reference book]. Moscow, «Nedra» Publ., 1997. 648 p.
9. Berdin T., Mirvaleyev I. Matematicheskoye modelirovaniye v protsesse proyektirovaniya neftyanykh, gazovykh i gazokondensatnykh mestorozhdeniy [Mathematical modeling in the design of oil, gas and gas condensate fields]. 2000, Dep. V IRTS «Gazprom» Publ., 11.10.2000, no. 1415-G300. 11 p.
10. Borisov Yu., Pilatovskiy V., Tabakov V. Razrabotka neftyanykh mestorozhdeniy gorizontal’nymi i mnogozaboynymi skvazhinami [Development of oil fields by horizontal and multi-hole wells]. Moscow, Nedra Publ., 1964. 154 p.
11. Maganov R., Maslyantsev Yu., Pravednikov N., Yuvchenko N. Nekotoryye osobennosti primeneniya gorizontal’nykh skvazhin pri razrabotke neftyanykh mestorozhdeniy [Some features of the application of horizontal wells in the development of oil deposits]. Neftepromyslovoye delo [Neftepromyslovoye delo]. 2001, no 3.
12. Krylov V. Proyektirovaniye profiley gorizontal’nykh skvazhin [Design of horizontal well profiles]. Moscow, 1996.
13. Polubarinova-Kochina P. O naklonnykh i gorizontal’nykh skvazhinakh konechnoy dliny [Regarding inclined and horizontal wells of finite length]. Prikladnaya matematika [Applied Mathematics]. 1956, t. XX, Vyp. 1.
14. Aliyev Z., Sheremet V. Opredeleniye proizvoditel’nosti gorizontal’nykh skvazhin, vskryvshikh gazovyye i gazoneftyanyye plasty [Determination of the productivity of horizontal wells that have opened gas and oil-and-gas reservoirs]. Moscow, Nedra Publ., 1995. 131 р.
15. Lysenko V. Problemy razrabotki neftyanykh mestorozhdeniy, gorizontal’nymi skvazhinami [Problems of development of oil fields, horizontal wells]. Neftyanoye khozyaystvo [Oil industry]. 1997, no. 7.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Топал А.Ю.

    Топал А.Ю.

    генеральный директор

    ОАО «Удмуртнефть»

    Усманов Т.С.

    Усманов Т.С.

    директор

    ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»

    Зорин А.М.

    Зорин А.М.

    заместитель директора по геологии и разработке

    ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»

    Меннегалеев О.В.

    Меннегалеев О.В.

    ведущий инженер

    ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»

    Синицын М.Н.

    Синицын М.Н.

    начальник отдела сопровождения бурения

    ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»

    Просмотров статьи: 208

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru