Организация процесса разработки залежей нефти при заводнении. Учебное пособие

тает распределение закачиваемой воды. Между давлением нагнетания и приемистостью скважин существует тесная зависимость. С увеличением давления нагнетания приемистость растет линейно до давления раскрытия трещин. При дальнейшем увеличении давления наблюдается отклонение от линейного закона, сопровождающееся резким увеличением приемистости скважин. Коэффициент охвата пласта заводнением увеличивается по мере роста давления. Давление раскрытия трещин даже для одного и того же пласта может меняться в широком диапазоне. Анализ условий эксплуатации сложных объектов показал, что по мере увеличения давления нагнетания горизонтальные трещины раскрываются только в одном объекте, где давление раскрытия трещин минимальное. Одновременное раскрытие трещин в нескольких объектах практически нереально. Причиной тому является неоднородность коллектора, которая определяет распределение приемистости скважин при увеличении давления закачки. Важную роль играет также случайный характер распределения давления раскрытия трещин в различных объектах. Совместная система разработки пластов в одном объекте не обеспечивает пропорционального увеличения дебитов скважин. Отбор из малопродуктивного пласта, как правило, ограничен, в отличие от высокопродуктивного. Вышеперечисленные отрицательные явления нивелируются при использовании одновременно-раздельной эксплуа-

тации пластов [23, 32, 35, 36, 74, 100, 101].

9. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ ЗАЛЕЖЕЙ СО СЛОЖНЫМ ГЕОЛОГИЧЕСКИМ СТРОЕНИЕМ

При разработке месторождений со сложным геологическим строением в настоящее время актуальной проблемой является полнота выработки запасов нефти. Коэффициент извлечения нефти (КИН) для разрабатываемых с заводнением залежей в карбонатных коллекторах, где сосредоточено около 90 % запасов нефти Cреднего Поволжья, в среднем составляет 0,5. Несмотря на внедрение различных вариантов

51

заводнения, в разрабатываемых залежах по различным причинам блокируются огромные запасы нефти. Традиционное заводнение не обеспечивает рациональную разработку залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти, к которым относят объекты со сложным геологическим строением. Различные виды неоднородности геологического строения, в первую очередь залежей в карбонатных коллекторах, и свойства нефтей определяют принадлежность к категории трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ). Наличие в нефти большого количества смол, асфальтенов и парафинов создает значительные трудности при извлечении углеродов из залежей. Причины технологического порядка, возникающие в процессе разработки объектов с ТРИЗ, не способствуют полноте выработки запасов и сокращению срока разработки объектов. Причем тенденция к увеличению доли ТРИЗ в структуре запасов нефти характерна для всех основных нефтедобывающих стран. Решение проблемы было найдено в 50-е годы прошлого столетия именно в России – это бурение горизонтальных скважин.

Однако в настоящее время ведущая роль в применении горизонтальных скважин (ГС) принадлежит США. Более 70 % ГС, пробуренных нефтедобывающими компаниями мира, находится на территории США. Около 90 % всех ГС США пробурено в карбонатных породах. Темпы бурения ГС в США составляют около 1000 скважин в год. ГС вскрываются трещиноватые низкопроницаемые коллекторы с вязкими и высоковязкими нефтями, относящиеся к категории ТРИЗ. Освоение запасов нефти в трещиноватых коллекторах Оустин Чак в штате Техас (80 % ГС), в штате Мичиган, на востоке страны, глинистые сланцы баккен в Северной Дакоте, залежи ниобрара в Колорадо и Вайоминге, на Аляске, в Калифорнии, на побережье Мексиканского залива осуществляется путем бурения горизонтальных скважин с целью пересечения природных трещин в пластах и повышения их продуктивности. На втором месте после США находится Канада, где пробурено около 25 % ГС мира. Здесь ГС применяют на залежах с разнообразной литологией. Около 45 % ГС пробурено на месторождениях с высокопроницаемыми терригенными коллекторами и тяже-

52

лой нефтью (провинции Соскачеван и Альберта). Около 40 % ГС пробурено в трещиноватых карбонатных коллекторах с легкой нефтью (юго-восточный Соскачеван). В настоящее время разработка залежей нефти осуществляется ГС в сочетании с вертикальными. Добывающие ГС позволяют увеличить темпы отбора нефти и коэффициент извлечения нефти (КИН). Производительность ГС выше вертикальной (ВС) за счет увеличения площади дренирования в трещиноватых коллекторах в 4÷100 раз, а в нетрещиноватых – в 2÷8 раз. В США в среднем продуктивность ГС выше продуктивности ВС более чем в 3 раза, а в Канаде – более чем в 4 раза. Благодаря использованию технологий с ГС конечный КИН на месторождениях США и Канады увеличился в среднем на 2 %. ГС способствуют увеличению запасов нефти, вовлекаемых в процесс разработки. Так, средний прирост геологических запасов по всем месторождениям США составил 9 %, а по залежам Канады – около 10 %.

Совершенствование технологий с ГС осуществляется по таким направлениям, как разработка буровых растворов с улучшенными характеристиками; селективное закачивание скважин; применение алмазных долот; дистанционная корректировка траектории ствола в объеме залежи; проводка нескольких горизонтальных стволов; трехмерная сейсморазведка. Полноту выработки запасов нефти можно увеличить за счет вовлечения в разработку слабопроницаемых пропластков малой величины; подключения нефтенасыщенных трещин, недоступных для вовлечения в разработку вертикальными скважинами; организации процесса регулирования системы заводнения объекта.

Дальнейшее развитие технологии с одиночными ГС получили в США, когда из центрального вертикального разбуривается несколько горизонтальных стволов в различных направлениях. Таким образом, создаваемая система горизонтальных стволов охватывает весь нефтенасыщенный объем залежи. Однако непременным условием успешности проекта должна быть эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, составляющая не менее 40 м [77]. Технология с применением разветвленных горизонтальных скважин (РГС) нашла свое примене-

53

ние при разработке трещиноватых малопроницаемых пластов малой толщины и объектов с тяжелыми нефтями.

Основным преимуществом ГС перед ВС является значительно большая площадь контакта с продуктивным пластом. С увеличением длины ГС увеличивается площадь дренирования пласта и, соответственно, продуктивность скважины. Зарубежной практикой организации ГС определен оптимальный диапазон длины горизонтального участка, который составляет 500÷1000 м. В некоторых случаях не весь пробуренный ствол скважины оказывается работающим и обеспечивающим приток флюидов. Причины такого явления заключаются в разрушении околоскважинного пространства в процессе бурения, применении некачественного бурового раствора или неоднородности коллектора. На эффективность работы ГС оказывают влияние состояние ствола, его диаметр и длина. Вязкость нефти, пластовое давление, анизотропия, толщина пласта и его трещиноватость также в той или иной степени влияют на работу ГС. В пластах с непроницаемыми прослоями целесообразно бурить наклонные скважины, пересекающие все пропластки. ГС эффективны в пластах с высоковязкой нефтью, имеющих толщину до 3 м. Длинные горизонтальные стволы наиболее продуктивны при низкой вертикальной проницаемости. При заводнении ГС необходимо располагать параллельно трещинам. Использование ГС в качестве нагнетательной началось в 1992 году на месторождении New-Hope (штат Техас). Несмотря на то, что стоимость ГС выше ВС в 2-3 раза, их эксплуатация признана рентабельной. Компания Техасо, заменив шесть вертикальных нагнетательных двумя ГС, получила увеличение конечной нефтеотдачи на 30÷40 %. Каждая нагнетательная ГС, по расчетам, принимала в семь раз больше, чем ВС. Эксплуатация ГС месторождения Weyburn при разработке с заводнением показала, что одна ГС, пробуренная параллельно трещинам, имеет дебит в четыре раза больше, а обводненность в два раза меньше, чем две ГС, пробуренные перпендикулярно трещинам [76].

Морские месторождения Франции, Италии, Дании и Нидерландов разрабатываются с помощью ГС. В норвежском секторе Северно-

54

го моря протяженность горизонтальных стволов скважин составляет от 3500 до 7244 м. На Данию и Нидерланды приходится 75 % общего объема всех пробуренных ГС Западной Европы. 80 % всех ГС имели дебит свыше 350 т/сут. В Саудовской Аравии, Турции, Бахрейне, Омане, Кувейте, а также Венесуэле для увеличения нефтеотдачи низкопроницаемых неоднородных коллекторов с высоковязкой нефтью бурят ГС. В настоящее время для увеличения добычи углеводородов применяются многозабойные ГС с длиной горизонтального ствола 3000 м и более.

В отечественной нефтедобывающей практике горизонтальные скважины применяются более 40 лет. С начала 90-х годов разработка нефтяных месторождений ГС стала важнейшим направлением в освоении трудноизвлекаемых запасов нефти. Наибольшая эффективность ГС получена в РФ при разработке неоднородных пластов с низкими коллекторскими свойствами, тяжелыми и вязкими нефтями. Строительство горизонтальных скважин осуществляется практически во всех нефтегазоносных районах России (Оренбург, Самара, Саратов, Пермь, Западная Сибирь, Башкортостан, Удмуртия и др.). Дебиты ГС превышают ВС в 3÷15 раз. Снижение же дебитов ГС во времени происходит более интенсивно, чем в вертикальных. Однако накопленная добыча нефти за определенный период эксплуатации не менее чем в два раза превышает объем нефти, добытой из вертикальной скважины. Анализируя эффективность осуществленных проектов с ГС на месторождениях Удмуртии в конце 90-х годов прошлого столетия, специалисты пришли к неутешительному выводу о значительном отставании от достижений мировой практики. Хотя прирост дебита ГС мог в 3÷15 раз превышать ВС, успешность проектов в целом лишь немногим выше 50 %. Проведенные широкомасштабные, в рамках всей страны, исследования позволили выявить основные причины столь низких значений успешности. Главная причина заключалась в количестве и качестве исследовательских работ, затраты на которые за рубежом составляют 30 % от стоимости строительства скважин, а у нас – не более 8 %. Результатом проведения комплексных исследова-

55

ний пласта и работ по проводке горизонтального ствола, по данным зарубежных компаний, является более чем 80 %-ное подтверждение планируемого эффекта. Для организации ГС и горизонтально разветвленных (ГРС) требуется изучение фактического геофизического материала в процессе бурения, вскрытия ГС пласта и в процессе разработки объекта. Технологическое оборудование; новые системы разработки, начиная с сетки скважин; расстояния между забоями ГС; направление стволов добывающих и нагнетательных скважин; вскрытие и крепление ГС; геологическое строение и коллекторские свойства пласта; регулирование количества закачиваемого рабочего агента; вид воздействия; уровень отбора продукции – эти показатели и определяют величину конечной нефтеотдачи пласта.

Отсутствие учета результатов анализа всего комплекса вышеперечисленных параметров процесса привело к негативным последствиям при разработке некоторых месторождений региона. Так, на Мишкинском месторождении охват залежи воздействием составил только 45 %, Чутырско-Киенгопском – 60 % ( пласт А4), Черемихинском – 55 %. Отсутствие надежной и высокоточной отечественной аппаратуры до настоящего времени не позволяет осуществлять проводку горизонтальных стволов в пластах толщиной от 1 до 5 м. Надежность и качество отечественного оборудования не соответствует мировым образцам. На месторождениях США для бурения горизонтального участка ствола скважины длиной 2000÷6000 м расходуется одно долото. Практика отечественного бурения показывает расход в 3-4 долота на 150 м горизонтального ствола. На процесс бурения из всего времени строительства скважины в США затрачивается

8-10 %, в РФ – 90 %.

Горизонтальные скважины Мишкинского месторождения пробурены на карбонатные отложения турнейского яруса глубиной залегания 1450÷1750 м и нефтенасыщенной толщиной 8÷18 м. ГС ЮжноКиенгопского месторождения бурились на карбонатные коллекторы верейского горизонта. Глубина скважин – от 1178 до 1394 м, толщина нефтенасыщенного пласта – 4÷5 м. На Черемихинском месторожде-

56

нии скважины пробурены на карбонатные отложения башкирского горизонта, залегающего на глубине 1094÷1498 м. Нефтенасыщенная толщина башкирских отложений – 19÷36 м с высокой степенью расчлененности, от 12 до 17 пропластков.

Скважины Кезского месторождения пробурены на башкирские и верейские отложения толщиной 3,1÷9,6 м с количеством пропластков от 4 до 8. Если охарактеризовать все продуктивные пласты, то глубина их залегания изменялась от 1094 до 1750 м. Практически все пласты имеют небольшую толщину и высокую расчлененность на пропластки. Неравномерность их выработки усложнял выбор конструкции горизонтального ствола скважин. Скважины были пробурены с различными профилями и длинами горизонтальных стволов, от горизонтального до волнового и под углом более 90°. Конструкция скважин зависит от прочности пород в зоне горизонтального ствола. Башкирские и турнейские залежи представлены карбонатными породами с вертикальной и хаотичной трещиноватостью; залежи пластовосводового и массивного типа с устойчивой породой. Верейские и яснополянские залежи неустойчивые, пластового типа с глинистыми пропластками. Конструкции горизонтальных стволов проектировались с учетом вышеперечисленных характеристик. В башкирских и турнейских отложениях ствол не обсаживался, но в интервале набора зенитного угла выхода на горизонтальный участок спускался щелевой фильтр без цементирования затрубного пространства.

В верейских и яснополянских залежах горизонтальный ствол обсаживался эксплуатационной колонной и цементировался от забоя до устья скважины. Вскрытие пластов проводилось на полимералюминатном карбонатном и инвертно-эмульсионном буровом растворе, значительно реже – на глинистом. Для повышения проницаемости призабойной зоны горизонтального ствола была разработана технология, состоящая из нескольких операций. Во-первых, ликвидировались такие последствия процесса бурения, как удаление глинистой или полимеркарбонатной корки, а также связанной воды фильтрата бурового раствора. Для этого применялся бикарбонат натрия. Затем

57

удалялись стойкие эмульсии, образовавшиеся в процессе бурения, и связанная вода. Для блокирования вертикальной трещиноватости карбонатных коллекторов применялись нефтеэмульсионные и полимерные растворы. Кислотными растворами обрабатывались горизонтальные стволы для повышения проницаемости призабойных зон скважин. При вскрытии пласта на полимералюминатном карбонатном растворе происходит адсорбция молекул полимера на поверхности породы. Разрушить этот кольматационный слой можно сильными окислителями (гипохлоритом натрия и кальция). Если вскрытие пласта производится на глинистом растворе, то удаление глины осуществляется с помощью бикарбоната натрия. Обязательным этапом технологии является исследование горизонтального ствола на наличие зон притока и поглощения.

Особенность следующего этапа кислотной обработки заключается в соблюдении последовательности проведения этого воздействия, которое начинается от забоя скважины. Для обеспечения равномерности распределения кислотного раствора по длине ГС используют перфорированные НКТ с увеличением плотности перфорации и диаметров отверстий по направлению к забою скважины. Кроме выдержки кислотного раствора для протекания реакции в течение 16 часов, в остальном технология обработки осуществляется по обычной схеме.

Бурение боковых горизонтальных стволов (БГС) проводилось на Мишкинском, Черемихинском, Ельниковском, Ижевском и Чутыр- ско-Киенгопском месторождениях. Средний дебит БГС Мишкинского месторождения составил 9,7 т/сут нефти, а вертикальных скважин

– 0,2 т/сут.

Решение о бурении БГС обычно принимается на поздней стадии разработки месторождения, когда в разрезе пласта остаются невыработанные нефтенасыщенные пропластки. Наряду с увеличением продуктивности скважин преследуется цель снижения высокой обводненности продукции. После тщательного изучения технического состояния скважины и проведении, при необходимости, ремонта приступают к бурению второго ствола. Проходка по продуктивному пла-

58

сту происходит нисходящим профилем, как правило, радиусом 110÷120 м с набором зенитного угла до 80÷90°. Определяется также длина горизонтального ствола, размещение ствола в объеме залежи, текущие дебиты, обводненность, плотность сетки скважин, наличие целиков нефти и т.д. В первую очередь рассматривают в качестве кандидатов скважины, находящиеся в консервации, в бездействии, в пьезометрическом фонде, а также нерентабельные из-за низкого дебита и высокой обводненности.

Геолого-промысловыми исследованиями устанавливают направления фильтрационных потоков, систему заводнения, а в карбонатных коллекторах учитывают также проницаемость и трещиноватость коллектора. Изучают модель обводнения с определением, какой водой обводняются скважины (пластовой или закачиваемой), и определяют параметры БГС. Для получения положительных результатов от размещения БГС в объеме залежи необходимо ориентироваться на уже существующую апробированную практику применения такого вида скважин. Во-первых, горизонтальный ствол целесообразно бурить в кровельной части продуктивного пласта. Во-вторых, горизонтальный ствол должен находиться в середине между забоями обводнившихся скважин. В третьих, необходимо ограничить протяженность горизонтального участка ствола 50÷100 м. В-четвертых, ГС бурятся в обводненных скважинах и в той зоне продуктивного пласта, которая по результатам проведенных исследований осталась невыработанной.

Причины обводнения ГС и БГС зависят от правильности выбора объекта воздействия и условий проводки ГС. Высокая обводненность продукции связана с расположением ГС вблизи текущего ВНК. Интенсивный подъем ВНК имеет место в условиях карбонатного трещиноватого коллектора в виде конусов обводнения. Если БГС вскрывает весь продуктивный пласт, а не верхнюю пачку пластов, то процесс обводнения резко интенсифицируется за счет поступления воды из более проницаемых высокообводнных зон. Для обеспечения эффективности бурения ГС и БГС необходимо иметь в виду, что только индивидуальный подход к каждой скважине может гарантировать успешность проекта.

59

На месторождениях Татарстана (Сиреневское и Тавельское) в 1976÷1978 году впервые было пробурено семь горизонтальных скважин на турнейские карбонатные отложения. Две ГС Сиреневского месторождения оказались успешными. Из одной ГС Тавельского месторождения было отобрано 1,7 тыс. т нефти, после чего она полностью обводнилась. Отобранное количество нефти из остальных четырех ГС соответствовало обычным вертикальным.

В девяностые годы прошлого столетия было принято решение о расширении проекта по бурению горизонтальных скважин. Его реализацию начали с исследований оценки эффективности применения ГС в различных системах разработки. Использовались аналитические формулы и математические модели. Оценивалось влияние положения ГС в объеме пласта и его диаметра на продуктивность скважины. Вариант размещения ГС в однородном пласте обеспечил наибольший коэффициент вытеснения. При наличии гидродинамически связанных пропластков наиболее эффективным является размещение ГС в более проницаемом пропластке и в его прикровельной части. Дебиты ГС практически не зависят от диаметра ствола. Кислотные обработки скважин, вскрывших карбонатный коллектор, направлены на совершенствование вскрытия. Эффективность наиболее распространенных в регионе трех- и пятирядных систем заводнения оценивалась сравнением характеристик вытеснения и динамики дебитов нефти. Варианты разработки по трехрядной системе рассматривались в следующем порядке:

1.Базовый первый вариант с вертикальными скважинами.

2.Система с ГС.

3.Бурение по разреженной сетке.

4.Вариант с веерным размещением ГС.

Расчеты показали наименьшую нефтеотдачу при разработке по базовому варианту. Наилучшие результаты были получены при максимальном числе ГС с веерным расположением стволов. Оценивались также варианты разработки по пятирядной системе заводнения. В первом варианте две добывающие скважины стягивающего ряда

60