Горизонтальные скважины с многостадийным ГРП в условиях Приобского месторождения

В настоящее время бурение горизонтальных скважин в сочетании с многостадийными гидроразрывами пластов считается наиболее перспективным для эффективного извлечения запасов из низкопроницаемых расчлененных пластов. Многостадийный ГРП (МГРП) позволяет в одной пробуренной горизонтальной скважине провести несколько полноценных ГРП, за счет чего происходит интенсификация притока жидкости, обеспечивается максимальный охват выработкой ранее не дренируемых зон. Тем самым эта технология позволяет ввести в разработку ранее нерентабельные запасы и увеличить не только темпы выработки, но и коэффициент нефтеотдачи. Применение МГРП на горизонтальных скважинах для разработки трудноизвлекаемых запасов показало высокую эффективность, и сейчас данная технология активно внедряется крупнейшими российским нефтегазовыми компаниями на месторождениях Западной Сибири, в частности на Приобском месторождении.

Согласно действующему проектному документу пробурен опытный участок (куст 1) с четырьмя горизонтальными скважинами с ГРП по технологии StageFrac с протяженностью горизонтальных стволов 800–1000 м. На всех скважинах проведено 6-7 ГРП с загрузкой пропанта от 50 до 110 т на операцию. Две горизонтальные скважины (№11Г и №12Г) были введены в разработку в 2011 г. и две (№13Г и №14Г) в 2012 г. По состоянию на 01.01.2013 г. все четыре горизонтальные скважины пробурены на пласт АС₁₁ с различной протяженностью (рисунок 1). Дополнительная добыча нефти на 01.01.2013 г. от ГС с МГРП составила 202,7 тыс. т., накопленная добыча жидкости 228 тыс. т.

Наилучшие показатели получены по скважинам 12Г и 13Г, что связано в первую очередь с увеличением нефтенасыщенных толщин. Темпы падения у скважины 11Г самые низкие, падение дебитов связано с аварийным состоянием скважины. Наблюдается стабилизация темпов падения по жидкости. В среднем темп падения составляет 0,6.

РИС. 1. Темпы падения по дебиту жидкости ГС с МГРП на 1 кусте

На опытном участке в 2011-2012 годах также были введены в эксплуатацию четыре наклонно-направленные добывающие скважины: 15, 16, 17 и 18. Показатели работы данных скважин значительно уступают горизонтальным с ГРП. В таблице 1 приводится сопоставление работы горизонтальных и наклонно-направленных скважин опытного участка.

Как видно из рисунка 2, текущий дебит ГС превышает в 2,5-3,0 раза дебиты вертикальных скважин опытного участка.

Средний накопленный отбор, приходящийся на одну наклонно-направленную скважину составляет 10,7 тыс. т, при средней накопленной добыче по горизонтальным скважинам 50,6 тыс. т (от 22,7 до 89,2 тыс. т). Дополнительная добыча нефти за период 2011-2012 гг. составила 202,7 тыс. т.

ТАБЛИЦА 1. Основные технологические показатели работы ГС и ННС

РИС. 2. Сравнение дебитов нефти ГС и ННС куста 1

Высокая стоимость строительства горизонтальных скважин с многостадийным ГРП диктует необходимость тщательно подходить к этапу проектирования. На Приобском месторождении были проведены расчеты вариантов разработки опытного участка от различных параметров: расположение скважин, ориентация трещин. Сравнения проводились с базовым утвержденным вариантом – девятиточечной системой разработки с плотностью сеток 25 и 16 га/скв. Поперечная ориентация трещин для низкопроницаемых коллекторов является предпочтительной: большая продуктивность добывающих скважин, покрывают больший объем коллектора, ввод в разработку высокорасчлененных пластов. Однако по результатам выбора вариантов предпочтение было отдано продольному расположению трещин, ввиду меньших рисков реализации данной системы и сложности с организацией системы заводнения скважин с поперечной ориентацией трещин ГРП [1].

По результатам гидродинамического моделирования внедрение ГС с МГРП на опытном участке позволит не только на 5 процентов увеличить КИН, но также и сократить время разработки более чем вдвое по сравнению с базовым вариантом. Применение гидродинамических моделей является одним из основных средств для проектирования, но, несмотря на высокую точность, невозможно ограничиться только применением данных моделей для расчета вариантов разработки, ввиду наличия огромного числа этих вариантов и высоких временных затрат на проведение расчетов. Рациональным подходом в данном случае будет двухступенчатое моделирование, когда на первой стадии с помощью аналитических моделей производятся предварительные расчеты, позволяющие сократить количество вариантов, оценить степень влияния каждого из параметров на уровни добычи нефти, а на второй ступени произвести уточнения с помощью численных гидродинамических расчетов и выбрать наилучший вариант.

В работе [2] предложена следующая модель для расчета дебита горизонтальной скважины с МГРП и поперечным расположением трещин:

Данная формула состоит из двух частей, первый член уравнения описывает приток жидкости к границе трещинного пространства при исключении внешних частей зон дренирования крайних трещин.

Учет внешних частей зон дренирования крайних трещин производится по формуле:

где – площадь трещины;
– полудлина трещины ГРП;
– расстояние до контура питания.

Давление на границе межтрещинного пространства:

где

– длина горизонтальной скважины;

– число трещин ГРП.

Рассчитаем дебит горизонтальной скважины с многостадийным ГРП, пробуренной в условиях продуктивного пласта АС₁₁. Нефтенасыщенная толщина пласта 14 м. Пластовое давление 26 МПа, забойное 5 МПа, средняя проницаемость пласта 3,5·10^-3 мкм². Исходные данные для расчета представлены в таблице 2.

ТАБЛИЦА 2. Исходные данные

Одним из недостатков применяемой модели является то, что при расчете дебита жидкости не учитывается приток жидкости в горизонтальную скважину без трещин. Возникающая при этом погрешность, возможно, существенна при малом числе трещин. Но при дальнейшем росте количества трещин, ошибка значительно уменьшается, так как основная часть потока уходит в трещины. В связи с этим ГС с числом трещин меньше четырех из рассмотрения исключаем.

Результаты расчета дебита жидкости и давления на границе трещинного пространства сведены в таблицу 3. Данная зависимость представлена на рисунке 3.

ТАБЛИЦА 3. Результаты расчета дебита жидкости от числа трещин ГРП

Продолжение таблицы 3

РИС. 3. Зависимость дебита жидкости от числа трещин ГРП

Как видно из рисунка 3, при числе трещин больше 8 значительного прироста дебита жидкости не наблюдается и при дальнейшем росте числа трещин ГРП происходит выполаживание графика.

Рассмотрим влияние отдельных параметров на показатели МГРП. На рисунке 4 представлены зависимости дебитов жидкости от числа трещин ГРП для их различных полудлин.

РИС. 4. Зависимости дебита жидкости от числа трещин ГРП для их различных полудлин

При значительном количестве ГРП влияние размера трещин значительно снижается и в большей степени влияние оказывает протяженность горизонтального ствола скважины (рисунок 5). Бурение более длинных горизонтальных стволов эффективно при формировании более интенсивной системы ППД.

При проектировании МГРП необходимо учитывать падение дебитов. Если не учитывать расположение ближайших нагнетательных скважин, также возможно преждевременное обводнение продукции.

РИС. 5. Зависимости дебита жидкости от числа ГРП в ГС различной протяженности

Задавшись экспоненциальным темпом падения дебитов, рассчитаем накопленную добычу нефти за 3 года [3]. По четырем уже пробуренным скважинам средний темп падения составляет 0,56. Начальная обводненность составляет 5,3 процента, коэффициент эксплуатации в среднем по месторождению 0,96. Плотность нефти в поверхностных условиях 0,87 г/см³.

Экспоненциальный коэффициент падения:

где – добыча на начало расчетного периода;

– добыча на конец расчетного периода.

Дебит нефти при этом рассчитывается по формуле:

где t – время.

Прогноз среднесуточных дебитов проведем на 36 месяцев (3 года). Экспоненциальный коэффициент падения равен 0,578. Для примера рассмотрим дебит горизонтальной скважины протяженностью 700 метров, в которой проведено семь ГРП, начальный дебит по жидкости составляет 250 м³/сут, дебит нефти с учетом начальной обводненности составит 203,5 т/сут. Дебит изменяется по следующему закону (рисунок 6):

Накопленную добычу рассчитаем, перемножив дебит на число дней в каждом месяце и просуммировав полученные значения. Учтя коэффициент эксплуатации, получим:



где – коэффициент эксплуатации;

– средний дебит i-го месяца;

– число дней в i-м месяце.

РИС. 6. Кривая падения дебита по нефти

Рассчитаем накопленный отбор нефти (рисунки 7 и 8) для зависимостей, представленных на рисунках 4 и 5.

РИС. 7. Зависимость накопленной добычи нефти от числа трещин ГРП для их различных полудлин

РИС. 8. Зависимость накопленной добычи нефти от числа ГРП в ГС различной протяженности

Таким образом, построенные зависимости позволяют значительно сократить область поиска подходящих вариантов.

Следующим шагом является построение ГДМ в ограниченном пласте с постоянным давлением на границе – уточнение количества стадий ГРП и длины ГС. И затем – расчеты по выбору оптимальной системы разработки, расстановка скважин по выбранной системе и расчет прогнозных уровней добычи нефти.

Литература:

1. Проект разработки Приобского месторождения. – Уфа, «УфаНИПИнефть», 2012.

2. Елкин, С.В. Модель для расчета дебита горизонтальной скважины в зависимости от числа трещин гидроразрыва пласта / С. В. Елкин [и др. ] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 1. - С. 64-67.

3. Dean, L. Production Decline Analysis / L. Dean, R. Mireault. // Reservoir Engineering for Geologists in Eng. – 2008. – Part 1.  P. 20–22.