Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана

2707-42262957-806X

KMG Engineering

105526

10.54859/kjogi105526

Научная статья

Оценка эффективности горизонтальных скважин

Утеев

Рахим Нагангалиевич

докт. наук по геологии, директор филиалаuteyev.r@llpcmg.kzМарданов

Алтынбек Сүлейменұлы

первый заместитель директора филиала по геологии и разработкеmardanov.a@llpcmg.kzЮсубалиев

Ренат Асылбекович

руководитель службы мониторинга разработкиyussubaliev.r@llpcmg.kzЕрғалиев

Асылхан Амантайұлы

ведущий инженер службы мониторинга разработкиyergaliev.a@llpcmg.kzАшимов

Канат Берикханович

эксперт службы онлайн бурения, заместитель директора департамента контроля и технологического сопровожденияk.ashimov@niikmg.kzЖиенбаев

Берик Кенжебекович

руководитель службы онлайн бурения, директор департамента контроля и технологического сопровожденияb.zhiyenbayev@niikmg.kz

Атырауский филиал ТОО «КМГ Инжиниринг»ТОО «КМГ Инжиниринг»

16052022

412838

28032022

29032022

2022

Количество месторождений, достигнувших IV стадии разработки, с каждым годом увеличивается. Из-за высокого уровня обводненности становится сложным выработать остаточные извлекаемые запасы. Также в связи с ростом доли высоковязких нефтей в Казахстане усложняется задача их эффективной разработки. Разработка терригенных коллекторов, имеющих сложное построение и содержащих высоковязкую нефть, характеризуется, как правило, низкими темпами отборов и коэффициентами извлечения нефти. В настоящее время технологии, обеспечивающие высокую эффективность разработки таких месторождений, весьма затратны. В связи с этим разработка нефтяных месторождений с помощью введения в эксплуатацию горизонтальных скважин становится более востребованной, способной увеличить эффективность разработки запасов нефти. Бурение горизонтальных скважин рассматривается на: <ul> <li>водоплавающих залежах с низким охватом разработки пласта ввиду высокого уровня обводненности. Высокие уровни обводненности обусловлены прорывами подошвенной воды и ухудшенным техническим состоянием скважин (заколонные перетоки, износ и негерметичность колонны, разгерметизация ранее изолированных интервалов и плохое качество сцепления цемента);</li> <li>маломощных, не вовлеченных в разработку пластах. В основном, маломощные пласты не вовлечены в разработку из-за низких показателей вертикальных скважин;</li> <li>на горизонтах с высоковязкой нефтью. В высоковязких горизонтах закачиваемая вода прорывается к забою добывающих скважин по подошве коллектора, когда горизонт не вырабатывается.</li> </ul> Также в Атырауской области разрабатываются месторождения с трудноизвлекаемыми запасами (месторождения с высокой вязкостью нефти и низкой проницаемостью продуктивного горизонта). Именно в таких месторождениях уже пробурены и будут пробурены в дальнейшем горизонтальные скважины. В представленной статье рассматриваются результаты анализа пробуренных горизонтальных скважин м. Северная Волга и Акнур.

reservesviscosityreservoirwater cuthorizontal section

қортұтқырлықколлекторсулану деңгейігоризонталь секциясы

запасывязкостьколлекторобводненностьгоризонтальная секция

<h3>Месторождение Северная Волга</h3> Месторождение Северная Волга разрабатывается с 2013 г., и по последнему утвержденному проектному документу выделены 2 эксплуатационных объекта: <ul> <li>I эксплуатационный объект Апт-неоком;</li> <li>II эксплуатационный объект Ю-I.</li> </ul> На текущую дату накопленная добыча нефти по месторождению превышает более 150 тыс. т. Основная доля добычи нефти приходится на ІІ объект (65%), где сосредоточены основные запасы (54% геологических и 61% извлекаемых). <h3>Месторождение Акнур</h3> Месторождение Акнур открыто в 1986 г. и введено в промышленную разработку в 1998 г. По последнему проектному документу выделены 4 эксплуатационных объекта: <ul> <li>I эксплуатационный объект Ю-I;</li> <li>II эксплуатационный объект Ю-II;</li> <li>III эксплуатационный объект Ю-III;</li> <li>IV эксплуатационный объект Ю-IV+ Ю-V.</li> </ul> Вязкость нефти горизонта Ю-I равен 90 сПз, по остальным юрским горизонтам вязкость нефти в пределах 2530 сПз. По первому объекту из-за высокой вязкости нефти выработанность извлекаемых запасов низкая 25%. Остальные эксплуатационные объекты характеризуются как водоплавающие горизонты. Основная доля накопленной добычи приходится на III и IV объекты. <h3>Методика по оценке эффективности горизонтальных скважин</h3> Эффективность горизонтальных скважин оценивается по утвержденной Методике по оценке технико-экономической эффективности буровых работ и геолого-технических мероприятий. В первую очередь скважина должна отработать не менее 30 дней, чтобы провести анализ успешности. Если фактические показатели на уровне более 90% от плановых, то скважина считается успешной. Оценка экономической эффективности осуществляется за скользящий период. При мониторинге фактических/ожидаемых результатов эффективности ГТМ и бурения необходимо представлять оценку с учетом ожидаемых (прогнозных) периодов, которые бы в сумме с фактическим периодом составляли скользящий период 5 лет для буровых работ. <h3>Оценка эффективности горизонтальной скважины м. Северная Волга</h3> На сегодняшний день на м. Сев. Волга пробурена и введена в 2019 г. в эксплуатацию единственная скв. №100 на II объекте. При заложении ГС №100 за основание были взяты данные соседних скважин и последняя геолого-гидродинамическая модель. Целевой горизонт Ю-I коррелируется по всем соседним скважинам, мощность продуктивных интервалов составляет около 10 м. Все соседние скважины работают с высокими показателями добычи нефти. Показатели карты остаточных подвижных запасов нефти высокие. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 1. Карты текущих и накопленных отборов II объекта и остаточных подвижных запасов нефти горизонта Ю-I" href="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222454-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222454-1-SP.jpg" /></a></div> </center> Рисунок 1. Карты текущих и накопленных отборов II объекта и остаточных подвижных запасов нефти горизонта Ю-I <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 2. Динамика добычи скв. 100, м. Северная Волга" href="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222455-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222455-1-SP.jpg" /></a></div> </center> Рисунок 2. Динамика добычи скв. 100, м. Северная Волга Скв. 100 с момента ввода в эксплуатацию работает с высоким дебитом нефти и низким уровнем обводненности: при плановом дебите 20 т/сут и обводненности 30%, средний фактический дебит нефти с момента ввода в эксплуатацию составляет 72,2 т/сут, при обводненности 3%. Накопленная добыча нефти за 2 года превышает 45 тыс. т. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 3. Профиль ГС №100, м. Северная Волга" href="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222456-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222456-1-SP.jpg" /></a></div> </center> Рисунок 3. Профиль ГС №100, м. Северная Волга Как видно из профиля скважины, фактическая траектория скважины расположена выше плановой. Также при заложении скважины учитывались показатели карты остаточных подвижных запасов, и фактическая добыча скважины подтверждает наличие высокой концентрации остаточных извлекаемых запасов. На текущую дату скважина работает с дебитом нефти 77 т/сут при обводненности 4,5%, и это до сих пор, по истечении 23 мес, считается успешным. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 4. Геонавигация ГС №100, м. Северная Волга" href="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222457-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222457-1-SP.jpg" /></a></div> </center> Рисунок 4. Геонавигация ГС №100, м. Северная Волга Скв. 100 пробурена с корректировками траектории для направления ствола скважины в перспективную часть коллектора в результате пересечения района с повышенной глинизацией. Перед бурением рассмотрены как оптимистичный, так и пессимистичный сценарии. Доля коллектора составляет 65,7% песчаника с углеводородами (далее УВ). В транспортной и горизонтальной секции использовался сокращенный комплекс геофизических исследований скважин (далее ГИС) (LWD) Гамма-картоаж, Удельное электрическое сопротивление, что осложнило картирование границ коллектора. Рекомендуется в условиях литологической неоднородности использование полного комплекса ГИС (LWD), а также проводить корректировку траектории по зенитному углу и по азимуту бурения для прокладки в интервале улучшенных фильтрационно-емкостных свойств. <h3>Оценка эффективности горизонтальных скважин м. Акнур</h3> По м. Акнур были пробурены 3 ГС: 2 скв. на IV объекте и 1 скв. на I объекте. На IV объекте вертикальные добывающие скважины работают с высоким отбором жидкости в пределах 100 м/сут при обводненности 9095%. Продуктивные горизонты относятся к водоплавающим залежам. В нагнетательном фонде работают 4 скв. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 5. Карты текущих и накопленных отборов IV объекта и остаточных подвижных запасов нефти горизонта Ю-V" href="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222458-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222458-1-SP.jpg" /></a></div> </center> Рисунок 5. Карты текущих и накопленных отборов IV объекта и остаточных подвижных запасов нефти горизонта Ю-V <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 6. Динамика добычи скв. 456, м. Акнур" href="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222459-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222459-1-SP.jpg" /></a></div> </center> Рисунок 6. Динамика добычи скв. 456, м. Акнур Скв. 456 была пробурена и введена в эксплуатацию в 2019 г. С момента запуска и до текущего дня скважина работает с высоким дебитом нефти. На текущую дату работает с дебитом нефти 30,8 т/сут при плане в 18 т/сут. Накопленная добыча за 2 года превышает 10 тыс. т. За это время уровень обводненности находится в пределах 30%, хотя скважина пробурена на водоплавающем горизонте. Медленный рост обводненности, вероятнее всего, обусловлен с отсутствием закачки именно на этом горизонте, т.е. нагнетательные скважины работают на горизонте Ю-IV. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 7. Профиль ГС №456, м. Акнур" href="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222460-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222460-1-SP.jpg" /></a></div> </center> Рисунок 7. Профиль ГС №456, м. Акнур ГС №456 достигла поставленных геологических целей: пройти по кровле пласта, учитывая близость водонефтяного контакта (далее ВНК). Длина горизонтальной секции составила 369 м с долей вскрытия коллектора 86,9%. Работу скважины вполне можно считать успешной. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 8. Геонавигация ГС №456, м. Акнур" href="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222461-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222461-1-SP.jpg" /></a></div> </center> Рисунок 8. Геонавигация ГС №456, м. Акнур Процент вскрытия коллектора невелик по причине неподтверждения роста структуры в азимуте бурения и приближения к кровле горизонта I-ne. Далее продолжено бурение со сбросом зенитного угла и выход на а.о. -652 м с зенитным углом 90. ГС №481 также пробурена на IV объекте. Целевой горизонт Ю-IV также относится к водоплавающим залежам. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 9. Карты текущих и накопленных отборов IV объекта и остаточных подвижных запасов нефти горизонта Ю-IV" href="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222462-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222462-1-SP.jpg" /></a></div> </center> Рисунок 9. Карты текущих и накопленных отборов IV объекта и остаточных подвижных запасов нефти горизонта Ю-IV <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 10. Динамика добычи скв. 481, м. Акнур" href="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222464-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222464-1-SP.jpg" /></a></div> </center> Рисунок 10. Динамика добычи скв. 481, м. Акнур Скв. 481 была пробурена и введена в эксплуатацию в 2019 г. Скважина вступила в эксплуатацию с дебитом нефти выше 60 т/сут при плановом дебите 20 т/сут. Наблюдается постепенный рост обводненности. На текущую дату скважина работает с дебитом нефти 25,1 т/сут, обводненность достигла 71%. Накопленная добыча нефти за 22 мес превышает 20 тыс. т. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 11. Карта текущих отборов IV объекта, м. Акнур" href="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222465-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222465-1-SP.jpg" /></a></div> </center> Рисунок 11. Карта текущих отборов IV объекта, м. Акнур Рост обводненности связан с закачкой соседних нагнетательных скважин №№ 2520 и 610. Обе нагнетательные скважины работают на горизонте Ю-IV, приемистость скважин составляет около 250 м/сут. В целом по объекту наблюдается недокомпенсация. Текущая компенсация составляет порядка 70%, а накопленная компенсация составляет 65%. В связи с этим отключение нагнетательных скважин на продолжительное время не рассматривается. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 12. Профиль ГС №481, м. Акнур" href="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222466-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222466-1-SP.jpg" /></a></div> </center> Рисунок 12. Профиль ГС №481, м. Акнур ГС №481 бурилась с набором угла более 90 для максимального удаления от ВНК. Траектория проходила наиболее близко к кровле целевого пласта Ю-IV, для чего во время бурения производились корректировки траектории с учетом структуры залегания пласта. Длина горизонтальной секции составляет 351 м с долей вскрытия коллектора 84%. Несмотря на высокую обводненность, скважина всё ещё работает с дебитом нефти выше планового. Работу скважины вполне можно считать успешной. ГС №472 пробурена на I объекте. Вертикальные добывающие скважины работают с низким отбором жидкости. Средний дебит жидкости в пределах 10 м/сут, обводненность выше 85%. В связи с высокой вязкостью нефти подошвенная вода прорывается к забою скважины. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 13. Карты текущих и накопленных отборов I объекта и остаточных подвижных запасов нефти горизонта Ю-I" href="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222468-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222468-1-SP.jpg" /></a></div> </center> Рисунок 13. Карты текущих и накопленных отборов I объекта и остаточных подвижных запасов нефти горизонта Ю-I <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 14. Геонавигация ГС №481, м. Акнур" href="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222469-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222469-1-SP.jpg" /></a></div> </center> Рисунок 14. Геонавигация ГС №481, м. Акнур Скв. 481 успешно достигла поставленных геологических целей с сопровождением геонавигацией. В процессе проводки наблюдались отклонения по азимуту и углу бурения, в связи с чем выдавались рекомендации на корректировку траектории для предотвращения выхода за пределы целевой зоны и возвращения к плановой траектории. Фактическая длина горизонтального участка составила 345,9 м с долей вскрытия коллектора 79,79%. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 15. Динамика добычи скв. 472, м. Акнур" href="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222470-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222470-1-SP.jpg" /></a></div> </center> Рисунок 15. Динамика добычи скв. 472, м. Акнур Скважина вступила в эксплуатацию в 2020 г. с дебитом нефти 11,5 т/сут при плановом дебите 10 т/сут. До февраля 2021 г. скважина работала с дебитом нефти более 10 т/сут. Далее наблюдается рост обводненности. Обводненность соседних вертикальных выше 60%. К концу января 2021 г. обводненность выросла. Рост обводненности обусловлен с влиянием закачки нагнетательной скв. 2066. В январе была увеличена приемистость нагнетательной скв. 2066. После увеличения объема закачки также по соседним вертикальным скв. 2044 и 2064 наблюдается резкий рост обводненности. В связи с отрицательным влиянием, скважину в феврале отключили. Далее после отключения нагнетательной скв. 2066, обводненность постепенно снизилось во всех добывающих скважинах. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 16. Профиль ГС №472, м. Акнур" href="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222472-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222472-1-SP.jpg" /></a></div> </center> Рисунок 16. Профиль ГС №472, м. Акнур Накопленная добыча нефти превышает 3 тыс. т. На текущую дату скважина работает с дебитом нефти 9,6 т/сут, при обводненности 56%. Работу скважины вполне можно считать успешной. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 17. Геонавигация ГС №472, м. Акнур" href="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222473-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/105526/supp/105526-222473-1-SP.jpg" /></a></div> </center> Рисунок 17. Геонавигация ГС №472, м. Акнур Скв. 472 успешно достигла поставленных геологических целей с сопровождением геонавигацией. В процессе проводки наблюдались отклонения по азимуту и углу бурения, в связи с чем выдавались рекомендации на корректировку траектории для предотвращения выхода за пределы целевой зоны и возвращения к плановой траектории. Фактическая длина горизонтального участка составила 376,3 м с долей вскрытия коллектора 90%. На долю непродуктивной части приходится глинистый песчаник кровли и подошвы целевого горизонта, что связано с нестабильностью удержания планового угла бурения при использовании винтовых забойных двигателей. Рекомендуется в неглубоких скважинах и скважинах с небольшой мощностью коллектора бурить с помощью РУС. <h3>Выводы</h3> Бурение ГС позволяет повысить продуктивность скважины за счет увеличения зоны дренирования, даже в маломощных горизонтах обеспечивает более медленный рост обводненности по сравнению с вертикальными скважинами, дает возможность вовлечь в разработку пласты с низкими коллекторскими свойствами и высоковязкой нефтью. ГС м. Акнур и Северная Волга достигли своих поставленных геологических целей. На текущую дату фактические показатели трех горизонтальных скважин как минимум в 1,5 раза выше плановых показателей. По результатам оценки экономической рентабельности, наиболее успешной оказалась ГС №100 м. Северная Волга: индекс доходности (PI) превышает 15. Самый низкий индекс доходности у скв. 472 около 1,5. Все ГС являются экономический рентабельными. В связи с этим в дальнейшем рекомендуется бурение горизонтальных скважин и на других объектах.

Богданов В.Л., Медведев В.Л. Анализ результатов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин на Федоровском месторождении. – Нефтяное хозяйство, 2000, № 8, с. 30–42. // Bogdanov V.L., Medvedev V.L. Analiz rezul'tatov bureniya i ekspluatacii gorizontal'nyh skvazhin na Fedorovskom mestorozhdenii [Analysis of the results of drilling and operation of horizontal wells at the Fedorovsky field]. – Neftyanoe hozyaystvo [Oil industry], 2000, No. 8, pp. 30–42.

Колонских А. Добыча высоковязкой нефти. – Lambert Academic Publishing, 2013, 152 с. // Kolonskih A. Dobycha vysokovyazkoi nefti [Production of high-viscosity oil]. – Lambert Academic Publishing, 2013, 152 p.

Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов. – М., ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002 г., 632 с. // Basarygin Ju.M., Bulatov A.I., Proselkov Yu.M. Tehnologiya bureniya neftyanyh i gazovyh skvazhin: Uchebnik dlya vuzov [Technology of oil and gas wells drilling: Textbook for higher education]. – Moscow, OOO «Nedra-Biznescentr», 2002, 632 p.