Восходящая геометрия ствола позволит повысить эффективность ГРП в горизонтальных скважинах
Михаил Гапонов, главный специалист отдела планирования ГТМ, Департамент планирования ГТМ, ЦДО «Самотлорнефтегаз», ТNК-ВР
Решение задачи поддержания высокого уровня добычи подразумевает максимальное использование возможностей каждой скважины, в том числе, за счет реализации комплекса геолого-технических мероприятий (ГТМ) – гидравлических разрывов пласта (ГРП), кислотных обработок и других. В 2009 году специалисты Департамента планирования ГТМ ОАО «Самотлорнефтегаз» совместно с коллегами из Корпоративного центра ТNК-ВР предложили беспрецедентный комплексный подход к проведению ГРП без дополнительной перфорации в горизонтальных скважинах с незацементированным перфорированным хвостовиком в горизонтальном участке ствола. Высокая эффективность и перспективность этого метода позволили команде разработчиков стать обладателями Премии ТNК-ВР в области технологий по итогам 2009 года.
BОАО «Самотлорнефтегаз» операции по гидравлическому разрыву пласта (ГРП) в горизонтальных скважинах впервые были проведены в марте 2007 года. Наибольшее распространение метод получил при разработке высокопроницаемых коллекторов БВ10(1-2) и низкопроницаемых пластов групп АВ и ЮВ. В 2009 году ГРП стали проводить и в горизонтальных скважинах пласта БВ8(0). Он характеризуется малой нефтенасыщенной мощностью (2,5 – 4 м) и относительно малой расчлененностью, проницаемость составляет 30 мД. Помимо прочего, разработка этого объекта осложняется наличием подстилающего водонасыщенного горизонта.
Необходимость применения методов интенсификации притока в скважинах пласта БВ8(0) обусловлена существенным снижением продуктивности горизонтальных скважин, пробуренных в 2005-2008 годах: к концу 2008 года многие из них работали в заштуцированном или периодическом режиме, средний дебит безводной нефти составлял 10,6 т в сутки. Причинами такого падения дебитов могли стать:
» кольматация призабойной зоны при бурении или заканчивании скважины;
» неправильно подобранные или проведенные в недостаточном объеме обработки по устранению фильтратной корки при заканчивании;
» снижение проницаемости в призабойной зоне при эксплуатации скважины в результате движения мелких частиц, изменений в фазах жидкостей или деформации породы.
Неоднократное проведение кислотных обработок призабойной зоны и пластических перфораций с использованием щелевого гидромеханического перфоратора не принесли ожидаемого результата. Некоторые скважины работали в режиме ниже рентабельного или вовсе уходили в бездействие по причине отсутствия притока. Эффективность ГРП по ряду горизонтальных скважин пласта БВ8(0) также оказалась весьма низкой из-за прорыва трещины в нижележащий обводненный пласт. Анализируя причины неудач, специалисты ОАО «Самотлорнефтегаз» обнаружили, что на дебит скважины после ГРП значительно влияет геометрия ее горизонтального ствола; зависимости коэффициента продуктивности скважины от ориентации горизонтального ствола в пространстве по азимуту выявлено не было (Рис. 1).
Таки образом, необходимо было отработать алгоритм подбора и оценки скважин-кандидатов для проведения ГРП с тем, чтобы в дальнейшем избежать системных ошибок и снизить технологические и геологические риски. В решении этой задачи специалистам ОАО «Самотлорнефтегаз» помогали коллеги из СНГДУ-2, ОАО «ТNК-Нижневартовск», Департамента внутрискважинных работ БН «Разведка и Добыча» и БН «Технологии».
Скважины с «изюминкой»
Выявленные закономерности, определяющие дебит скважины после ГРП, позволили сформировать новый подход к решению задачи интенсификации притока в горизонтальных скважинах. Его ключевая идея состоит в изменении геометрии горизонтального участка ствола скважины и создании наиболее благоприятных условий для последующего проведения гидроразрыва в пластах групп АВ, БВ и ЮВ.
Типичная горизонтальная скважина бурится с пологой или синусоидальной геометрией ствола на горизонтальном участке (Рис. 2), длина которого составляет 200-300 м.
Используя методы геомеханического моделирования, специалисты предложили новую, специфическую и наиболее эффективную для ГРП геометрию горизонтального участка ствола скважины, предусматривающую крутое вхождение в пласт с переходом в пологий восходящий ствол с таким расчетом, чтобы окончание ствола было выше, чем вход в пласт или отсечение пологой части горизонтального ствола неперфорированными трубами хвостовика (Рис. 3 ). Такой профиль скважины, получивший название «корыто», проводится вне зависимости от ориентации горизонтального ствола по отношению к направлению минимального горизонтального напряжения.
При проведении ГРП в скважине с вертикальным окончанием трещина развивается в конце горизонтального участка, так как геостатическое давление породы в конце ствола меньше, чем на других участках. Создание трещины именно в конце горизонтального участка расширяет дренируемую область пласта, что позволяет увеличить дебит скважины в несколько раз. Забойное давление при этом распределяется равномерно по горизонтальному стволу, и приток из скважины сначала поступает из горизонтального участка и лишь затем из созданной трещины в концевой части.
Новая геометрия – отличные результаты
Изменение концепции выбора скважин-кандидатов в пользу горизонтальных скважин с восходящим профилем привело к значительному увеличению коэффициента продуктивности и добычи нефти после проведения ГРП.
Так, по пласту БВ8(0) было выполнено 15 операций в скважинах со средним дебитом нефти до ГТМ, равным 10,7 т в сутки. После гидроразрыва средний дебит нефти увеличился почти в четыре раза и составил 41,1 т в сутки (Рис. 4).
Кроме того, по рекомендации отдела планирования ГТМ ОАО «Самотлорнефтегаз», в 2009 году горизонтальные скважины, пробуренные на пласты групп АВ, БВ, ЮВ, были построены с геометрией пологого горизонтального ствола с вертикальным окончанием «корыто». После бурения и зарезки боковых стволов на 15 скважинах были проведены ГРП со средним приростом дебитов 45,8 т в сутки. Общая дополнительная добыча нефти по 30 скважинам за 10 месяцев 2009 года составила 103,3 тыс. т.
Помимо увеличения дебитов и получения дополнительной добычи нефти изменение геометрии ствола позволило существенно сократить затраты на бурение и зарезку вторых стволов. Во-первых, после проведения ГРП дренируемая площадь пласта увеличивается до 100 м за счет полудлины трещины, поэтому для скважины новой конструкции достаточно горизонталь- ного участка длиной 100-150 м, в то время как длина горизонтального участка «обычной» скважины составляет 250-300 м. Уменьшение длины ствола сокращает сроки бурения, и соответствующие статьи затрат (в основном, на телеметрию). Кроме того, появляется возможность сократить и само число скважин – вместо двух наклонно-направленных скважин с последующим гидроразрывом достаточно пробурить одну горизонтальную скважину с восходящим профилем и провести в ней ГРП.
Таким образом, в совокупности, переход к строительству скважин с геометрией «корыто» позволяет сократить стоимость добычи одного барреля нефти до 15%.
Перспективы технологии
По оценкам разработчиков проекта, внедрение нового подхода к проведению ГРП на горизонтальных скважинах только в ОАО «Самотлорнефтегаз» позволит «оживить» 51 скважину. Полученные в ходе анализа эффективности ГРП выводы были учтены и при планировании производственной деятельности предприятия на 2009-2010 годы:
» горизонтальные скважины и вторые стволы с горизонтальной секцией на пласты групп АВ, БВ8(0) и БВ10 и ЮВ будут буриться с восходящей геометрией ствола, после чего в них будет проведен ГРП (46 скважин);
» для обсадки горизонтальной части вновь пробуренных скважин будет использоваться подготовленный для ГРП фильтр без сетки с диаметром отверстий 16-18 мм, что обеспечит дополнительное снижение затрат за счет исключения перфорации перед ГРП;
» при бурении горизонтальных скважин и зарезке вторых стволов будут применяться менее дорогостоящие буровые растворы (допускается в связи последующим проведением ГРП), что также снизит затраты на бурение;
» планируется проведение двух ГРП в горизонтальных скважинах – в начале и в конце ствола, что приведет к увеличению коэффициента продуктивности и обеспечит максимальный коэффициент нефтеизвлечения.
Метод увеличения продуктивности горизонтальных скважин, предложенный в ОАО «Самотлорнефтегаз», может также найти применение и на других предприятиях ТНК-ВР, эксплуатирующих горизонтальные скважины с низким коэффициентом продуктивности. Внедрять эту технологию разработчики рекомендуют поэтапно, с предварительным опробованием на «пилотных» проектах до 10 скважин с целью учета особенностей различных регионов и месторождений Компании. Используя опыт проекта, реализованного в ОАО «Самотлорнефтегаз», другие предприятия ТНК-ВР смогут планировать бурение горизонтальных скважин и зарезки боковых стволов с горизонтальной секцией на всех пластах с последующим ГРП.
Участники проектной команды уверены, что в целом для Компании предложенный подход открывает новые возможности для вовлечения в разработку труднодренируемых запасов, а также для оптимизации и интенсификации системы разработки месторождений, имеющих как низкопроницаемые, так и высокопроницаемые пласты.
В свою очередь, разработчики проекта не планируют останавливаться на достигнутом: поиск новых методов повышения нефтеотдачи пластов продолжится и в будущем, ведь доля трудноизвлекаемых запасов нефти растет с каждым годом, а значит, поиск методов повышения эффективности скважин будет всегда оставаться актуальной задачей.
