Выбор лучших технологических решений для повышения эффективности применения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта на Приобском месторождении


В настоящее время актуальной задачей являются создание и внедрение технологий, которые бы позволили осваивать трудноизвлекаемые запасы, которые считаются нерентабельными при текущих способах добычи. Одной из таких технологий является бурение горизонтальных скважин (ГС) с многостадийными гидроразрывами пласта (МГРП). В продуктивном пласте бурится горизонтальный ствол длиной до 1,5 км, выполняется до 30 стадий МГРП, применяются различные дизайны, технологии и оборудование МГРП, используются системы разработки с продольным и поперечным расположением трещин МГРП.
Конструкция ГС с МГРП позволяет кратно увеличить площадь дренирования запасов и соответственно продуктивность по сравнению с наклонно направленными скважинами (ННС) с гидроразрывом пласта (ГРП). На Южной лицензионной территории Приобского месторождения опробованы следующие технологии ГС с МГРП:
– ГС с длинами ствола от 400 до 1500 м;
– МГРП с числом стадий от 4 до 30 и массой проппанта на стадию от 33 до 140 т, максимальная масса проп панта на скважину – 1187 т;
– установка равнопроходных цементируемых хвостовиков с целью проведения адресных инициаций трещин и определение влияния их числа на продуктивность (11 скважин); – кластерный МГРП (около 50 скважино-операций);
– раздвижные муфты многоразового использования для открытия/закрытия порта (более 80 скважин).
На начало 2017 г. фонд ГС с МГРП составлял около 200 скважин, или 14 % действующего фонда, эти скважины обеспечивают сегодня примерно 24 % всей суточной добычи нефти.
На продуктивность ГС с МГРП влияют такие параметры, как длина ГС, дизайны и технологии МГРП, возможность проведения дополнительной стимуляции, система разработки и др. Различные типы заканчивания ГС с МГРП и технологии МГРП опробованы в течение первого года примерно на 50 опытных участках. Это позволяет выделить технологии и инженерные решения, которые обеспечивают большую продуктивность скважин.
1.png
Рис. 1. Размещение ГС на опытном участке куста № 933 (зеленой
штриховой линией выделена скв. 42048 с увеличенной длиной
горизонтального ствола)

Увеличение длины ГС. На опытном участке куста № 933 пробурена скв. 42048 ГС с длиной горизонтального ствола 1500 м, что на 500 м больше длины стволов соседних скважин (рис. 1). Результат работы скважины за первый год подтвердил эффективность увеличения длины ствола (табл. 1, рис. 2). В дальнейшем эффект от увеличения длины ГС подтвердился на всех опытных участках.

Таблица1
2.png

Рис. 2. Динамика дебита жидкости (а) и накопленной добычи нефти (б) на опытном участке куста № 933

Оптимизация числа стадий и дизайна трещин МГРП. В основной части ГС на Приобском месторождении трещины располагаются вдоль ствола, что обусловлено выбранной системой разработки. Для таких ГС, зная полудлину трещины, можно рассчитать необходимое расстояние между портами исходя из условия частичного перекрытия трещин. Однако на практике данная теория подтвердилась неполностью. Для скважин при среднем объеме проппанта на стадию примерно 70 т и полудлине трещин в дизайнах около 120 м оптимальное число стадий МГРП в среднем зафиксировано при расстоянии между портами приблизительно 125 м; для объема проппанта примерно 120 т на стадию и полудлине трещин в дизайнах около 150 м – приблизительно 150 м. В табл. 2 приведены геологические и технологические параметры проведения МГРП в двух соседних ГС опытного участка, на рис. 3 – динамика показателей эксплуатации этих скважин.

Таблица 2
3.png

4.png


На опытных участках в соседних скважинах были проведены эксперименты, в которых расстояние между портами изменялось от 50 до 200 м и использовалась разная масса проппанта на стадию. При увеличении числа стадий и сокращении расстояния между портами менее 100 м (трещины вдоль ствола) повышения продуктивности скважин не наблюдалось.
В двух соседних скважинах опытного участка куста № 130 был проведен эксперимент, в котором при одинаковых фильтрационно-емкостных свойствах пласта и длинах ГС различались число стадий и масса проп панта на стадию: соответственно 18 и 50 т и 8 и 80 т. В последнем случае добыча нефти за 8 мес эксплуатации оказалась на 4 % больше.
Следует отметить, что увеличение массы проппанта существенно влияет на продуктивность скважины. По скважинам опытных участков увеличение массы проппанта на стадию от 70 до 100 т при сопоставимых толщинах и фильтрационно-емкостных свойствах пласта, длинах горизонтальных стволов и числе стадий МГРП позволило достичь прироста накопленной добычи до 30 %. В низкопроницаемых коллекторах создание более длинных трещин, особенно в концевых точках ГС, дает возможность увеличить площадь охвата пласта трещиной ГРП и соответственно повысить продуктивность скважины.
Таким образом, для повышения эффективности ГС с МГРП в случае отсутствия геологических ограничений необходимо создание более длинных трещин, что увеличит площадь дренирования запасов.
Выбор технологии и оборудования для МГРП. В настоящее время конструкция высокотехнологичной скважины помимо обеспечения стартового дебита должна позволять оперативно, без дорогостоящих предварительных работ, проводить исследования, избирательные повторные МГРП, адресную изоляцию интервала пласта. Это дает возможность оперативно восстанавливать продуктивность скважин для обеспечения целевых показателей добычи нефти.
На Приобском месторождении применены самые передовые технологии и оборудование для МГРП. Опыт их применения показал, что технология кластерного МГРП позволяет экономить до 30 % проппанта при сохранении продуктивности скважин; в комплексе с использованием волоконно-армированного проп панта создавать устойчивые трещины ГРП; минимизировать осаждение проппанта в подошве трещины, обеспечивая таким образом его равномерное распределение. Это повышает эффективность МГРП, особенно в недонасыщенном коллекторе, при массе проппанта на стадию до 60 т. Создаваемые трещины обеспечивают приток из нефтенасыщенной кровельной и центральной части пласта, снижая обводненность.
Выполнение скважино-операций по технологии равнопроходных цементируемых хвостовиков дает уникальную возможность для инициации новых трещин ГРП при проведении гидропескоструйной перфорации. Кроме того, равнопроходной горизонтальный ствол минимизирует объемы работ по подготовке к внутрискважинным операциям.
Внедрение открывающихся и закрывающихся портов многоразового использования с возможностью управления хвостовиком дает возможность избирательно проводить повторные МГРП либо изолировать отдельные интервалы ГС.
Повторные МГРП. Ожидаемый рост фонда ГС с МГРП к 2030 г. – 1200 скважин. С учетом статистики, полученной по ННС с ГРП, потребуется провести более 700 повторных МГРП для поддержания целевых уровней добычи нефти.
В настоящее время опытно-промысловые испытания проходят технологии повторных МГРП с химическими отклонителями, двухпакерными компоновками, технологиями открывающихся/закрывающихся портов многоразового использования, в том числе в скважинах с равнопроходными цементированными хвостовиками.
Бурение поперечных ГС с МГРП. В низкопроницаемых коллекторах (проницаемость – менее 0,2.10-3 мкм2), где традиционная система разработки с заводнением пласта и бурением горизонтальных скважин с продольным расположением трещин перестает быть эффективной, с целью вовлечения трудноизвлекаемых запасов в разработку в начале 2017 г. пробурены три скважины, в которых трещины расположены перпендикулярно стволу ГС. Выполнен полный комплекс исследований (промыслово-геофизических, микросейсмических). По результатам данных работ планируется освоение новых ранее не доступных трудноизвлекаемых запасов. Таким образом, выявление лучших технологических решений с подтверждением теоретических обоснований опытно-промысловыми испытаниями позволяет планировать освоение запасов нефти, которые ранее считались нерентабельными.

Возврат к списку