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

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.

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.

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).

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.