The evaluation of the efficiency of horizontal wells

Full Text

Месторождение Северная Волга

Месторождение Северная Волга разрабатывается с 2013 г., и по последнему утвержденному проектному документу выделены 2 эксплуатационных объекта:

• I эксплуатационный объект – Апт-неоком;
• II эксплуатационный объект – Ю-I.

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).

Месторождение Акнур

Месторождение Акнур открыто в 1986 г. и введено в промышленную разработку в 1998 г. По последнему проектному документу выделены 4 эксплуатационных объекта:

• I эксплуатационный объект – Ю-I;
• II эксплуатационный объект – Ю-II;
• III эксплуатационный объект – Ю-III;
• IV эксплуатационный объект – Ю-IV+ Ю-V.

Вязкость нефти горизонта Ю-I равен 90 сПз, по остальным юрским горизонтам вязкость нефти в пределах 25–30 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.

Методика по оценке эффективности горизонтальных скважин

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.

Оценка эффективности горизонтальной скважины м. Северная Волга

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.

 

Рисунок 1. Карты текущих и накопленных отборов II объекта и остаточных подвижных запасов нефти горизонта Ю-I

 

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.

 

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.

 

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.

Оценка эффективности горизонтальных скважин м. Акнур

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 м³/сут при обводненности 90–95%. Продуктивные горизонты относятся к водоплавающим залежам. В нагнетательном фонде работают 4 скв.

 

Рисунок 5. Карты текущих и накопленных отборов IV объекта и остаточных подвижных запасов нефти горизонта Ю-V

 

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.

 

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.

 

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.

 

Рисунок 9. Карты текущих и накопленных отборов IV объекта и остаточных подвижных запасов нефти горизонта Ю-IV

 

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.

 

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 м³/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.

 

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 м³/сут, обводненность выше 85%. В связи с высокой вязкостью нефти подошвенная вода прорывается к забою скважины.

 

Рисунок 13. Карты текущих и накопленных отборов I объекта и остаточных подвижных запасов нефти горизонта Ю-I

 

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%.

 

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.

 

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.

 

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.

Выводы

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.

About the authors

R. N. Uteev

Atyrau branch of “KMG Engineering LLP”

Author for correspondence.
Email: uteyev.r@llpcmg.kz

докт. наук по геологии, директор филиала

Kazakhstan, Atyrau

A. S. Mardanov

Atyrau branch of “KMG Engineering LLP”

Email: mardanov.a@llpcmg.kz

первый заместитель директора филиала по геологии и разработке

Kazakhstan, Atyrau

R. A. Yussubaliev

Atyrau branch of “KMG Engineering LLP”

Email: yussubaliev.r@llpcmg.kz

руководитель службы мониторинга разработки

Kazakhstan, Atyrau

Assylkhan A. Yergaliyev

Atyrau branch of “KMG Engineering LLP”

Email: yergaliev.a@llpcmg.kz

ведущий инженер службы мониторинга разработки

Kazakhstan, Atyrau

K. B. Ashimov

KMG Engineering LLP

Email: k.ashimov@niikmg.kz

эксперт службы онлайн бурения, заместитель директора департамента контроля и технологического сопровождения

Kazakhstan, Nur-Sultan

B. K. Zhienbayev

KMG Engineering LLP

Email: b.zhiyenbayev@niikmg.kz

руководитель службы онлайн бурения, директор департамента контроля и технологического сопровождения

Kazakhstan, Nur-Sultan

References

Supplementary files