Физические основы увеличения добывных возможностей при использовании систем горизонтальных скважин

Основные результаты теоретических исследований и промысловых данных методов повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в низкопроницаемых неоднородных коллекторах показывают, что системы разработки с применением ГС и ГРП являются наиболее эффективными и активно развивающимися в настоящее время технологиями разработки нефтяных месторождений. Также широко применяется технология зарезки бокового ствола (ЗБС) и бокового ствола с горизонтальным окончанием различной длины (ЗБГС).

Бурение ГС и ЗБГС имеют принципиально одинаковые подходы, основное отличие лишь в необходимости вырезания с помощью фрезер-райбера “окна” или участка при забуривании бокового ствола из так называемой “материнской” эксплуатационной колонны и установки зарезного цементного моста, установленного в интервале вырезанного по периметру участка обсадной колонны и предназначенного для забуривания бокового ствола [30, 36, 39, 44]. В некоторых источниках под горизонтальными скважинами подразумеваются также боковые стволы с горизонтальной частью [8, 1, 73].

В настоящее время ежегодно бурятся сотни ГС практически во всех нефтедобывающих регионах России. Накоплен большой опыт в проводке и эксплуатации ГС. Снизилась стоимость их бурения, которая в нашей стране всего лишь на 40-50 % выше стоимости бурения вертикальных скважин.

По данным ГП «ЦДУ ТЭК», рост горизонтального бурения в России в 2007-2013 гг. составил 178 %. Столь высокие показатели были обеспечены двумя регионами – ХМАО и Восточной Сибирью (рисунок 1.14). При этом вклад каждого региона был приблизительно равный. Таким образом, рост горизонтального бурения в России обусловлен освоением новых месторождений в новых регионах нефтедобычи (ЯНАО, Тимано-Печора, Восточная Сибирь) и освоением трудноизвлекаемых запасов в Западной Сибири, Волго-Урале.

Рисунок 1.14 - Динамика горизонтального бурения в России, 2002-2013 гг.

В 2013 г. в России наблюдалось замедление темпов роста общей проходки. Общая проходка в эксплуатационном бурении составила 20840 тыс. м, что на 6 % превышало показатель 2012 г. Однако по темпам роста этот показатель снизился, так как в 2012 г. прирост составил всего 9 % от 2011 г. Тем не менее, уже в 2013 г. на горизонтальное бурение приходилось 21 % от общей проходки эксплуатационного бурения по сравнению с 14 % в 2012 г. Соответственно, проходка по бурению ГС в в настоящее время увеличилась на 60 % по сравнению с предыдущими годами. По данным ГП «ЦДУ ТЭК», технология горизонтального бурения для добычи нефти и газа в России в 2015 г. использовалась в трети проектов по добыче нефти и газа.

Сегодня в России бездействующий фонд скважин составляет примерно 16 %. По состоянию на 01.06.2011 г. насчитывалось всего 160261 скважин, из них в простое или бездействие 25138 [54, 84].

Среди причин перехода скважин в бездействующий фонд можно выделить:

· аварии скважинного оборудования;

· нерентабельность эксплуатации скважины;

· отсутствие инфраструктуры.

Первые две причины роста бездействующего фонда можно решить за счет бурения БС из обсаженной колонны.

Согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности», прописанным в приказе от 12 марта 2013г. Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору, бурение БС в обсаженных скважинах производится в следующих случаях:

· при ликвидации сложных технических аварий, таких как смятие эксплуатационной колонны, полет оборудования, заклинивание инструмента, незапланированное цементирование колонны бурильных или насосно-компрессорных труб, возникших в процессе эксплуатации и ремонта скважины;

· для вскрытия дополнительных продуктивных мощностей бурением ответвлений, в том числе горизонтальных из основного ствола;

· для реконструкции бездействующего фонда скважин, скважин ранее ликвидированных по техническим или иным причинам, при достаточной сохранности крепи скважины и экономической целесообразности, с целью доразработки участков с не извлеченными запасами углеводородного сырья.

В сравнении с вертикальной скважиной, БС может увеличить отбор из тонкослоистого пласта, где из-за малой мощности невозможно разместить горизонтальный ствол в каждом отдельном пропластке. Помимо того, неоспоримым преимуществом БС является их стоимость и срок окупаемости капитальных затрат, которые на порядок ниже подобных показателей, если речь идет о бурении новой скважины, поскольку бурение БС производится из материнской колонны при уже имеющейся инфраструктуре кустовой площадки.

Проектируемый боковой ствол находится вблизи зоны продуктивного пласта, по которой уже имеется информация по керновому материалу и каротажным диаграммам, по результатам испытаний и эксплуатации старой скважины, что существенно сокращает затраты на геофизические исследования.

С 2005 г. количество ЗБС в России выросло более чем в 2,7 раза. В 2010 г. было выполнено 1842 операции, в 2011 г. количество операций увеличилось на 16,7 % и составило порядка 2150 операций. В 2012 г. количество операций достигло примерно 2240-2250 и продолжает расти в настоящее время.

Количество ЗБГС также имеет положительную динамику роста. Если в 2005 г. насчитывалось 444 БС с горизонтальным участком, то в 2011 г. уже 975, а в 2012 г. 1200 скважин. Данный рост ЗБС и ЗБГС обусловлен максимизацией добычи в период высоких цен на нефть за счет сокращения бездействующего фонда скважин и увеличения дебитов добывающего фонда нефтяных скважин.

Мировой опыт показывает, что технологии ГС является одной из наиболее эффективных при освоении трудноизвлекаемых запасов [123, 115, 129].

Горизонтальные скважины и боковые стволы с горизонтальным окончанием являются более эффективными, чем вертикальные скважины за счет:

· более равномерного стягивания контура нефтеносности;

· увеличения охвата пласта как дренированием, так и вытеснением рабочим агентом вследствие обеспечения сообщаемости изолированных линз, каверн, трещин, участков с ухудшенными фильтрационными свойствами [27, 35];

· конструктивные особенности ГС и БГС позволяют получать дебиты, в несколько раз превышающие дебиты ННС, в основном за счет снижения фильтрационных сопротивлений и увеличения числа пропластков, целиков нефти, линз, каверн, участков с ухудшенными ФЕС вовлекаемых в разработку;

· продуктивность ННС ограничена толщиной вскрываемого пласта, тогда как при фиксированной толщине пласта, диаметре скважины дебит ГС и БГС зависит от длины горизонтального ствола [2];

· возможности извлечения углеводородов из природоохранных зон и из-под населенных пунктов, где применять вертикальные скважины запрещено;

· возможности вскрытия нескольких участков с различной проницаемостью, что существенно повышает дебит скважин и извлечение углеводородов;

· большей поверхности притока, которая позволяет при той же депрессии на пласт получать больший дебит;

· возможности освоения месторождений нефти и газа на континентальном шельфе.

Таким образом, можно сказать, что применение ГС и БГС эффективная технология разработки низкопроницаемых коллекторов для исследуемых месторождений.

Основным технологическим параметром указанной технологии является обоснование длины горизонтального ствола в конкретных геолого-промысловых условиях, так как рациональный выбор данного параметра позволяет увеличить эффективность разработки нефтяных залежей. Конструктивные особенности горизонтальных скважин позволяют получать дебиты, в несколько раз превосходящие дебиты вертикальных скважин. При этом увеличение дебита ГС обеспечивается не за счет повышения депрессии на пласт, а путем увеличения объема дренирования. Следует учитывать, что добывные возможности ГС зависят от влияния потерь давления в горизонтальной части ствола.

Обоснованию притока к фильтру ГС в различных геолого-промысловых условиях посвящены труды таких ученых как З.С. Алиева, В.В. Шеремета, Ю.П. Борисова, В.П. Пилатовского, В.П. Табакова, В.Г. Григулецкого, И.А. Чарного, А.М. Пирвердяна, S.D. Joshi, M.J. Economides и других. [128, 6, 38, 37, 16, 17, 12, 85, 93, 129, 130, 131, 132] Существует ряд расчетных формул, полученных разными авторами для определения производительности горизонтальных скважин. Они отличаются друг от друга принятой геометрией области дренирования пласта (форма круга, эллипса, прямоугольника), с учетом или неучетом анизотропии пласта по проницаемости.

Рисунок 1.15. Форма круга и эллипса

В практике эксплуатации ГС существует несколько выражений для подсчета дебита. Рассмотрим основные формулы.

Формула Ю.П. Борисова. Предполагается, что зоной дренирования ГС является круг (рисунок 1.15). Рассматривается установившийся приток к одиночной ГС длиной радиуса , расположенной в центре однородного изотропного пласта ( ) с круговым контуром питания радиуса , на котором задано давление на контуре , давление на забое скважины

, (1.1)

где - объемный коэффициент нефти, д.ед;

- длина горизонтального участка скважины, м;

- эффективная толщина пласта, м;

- радиус кругового контура питания, м;

- вязкость пластового флюида, Па·с;

k_гориз - проницаемость по горизонтали, мД.

В данной формуле полное фильтрационное сопротивление представлено суммой двух сопротивлений: внешнего сопротивления от контура питания до прямолинейной вертикальной галереи и внутреннего сопротивления в самой скважине.

Для неоднородного по проницаемости в вертикальном и горизонтальном направлении пласта уравнение Лапласа, описывающее установившийся режим фильтрации потока, имеет вид:

(1.2)

Если , то уравнение (1.2) запишется в виде

(1.3)

Представим толщину пласта как:

, (1.4)

обозначив

(1.5) учитываем влияние анизотропии и из формулы Борисова получим формулу В.Г. Григулецкого:

(1.6)

Анизотропия будет учитываться вводом толщины пласта как:

(1.7)

Рассмотрим цилиндрическую область дренирования скважины. Трехмерную задачу фильтрации представим в виде течение жидкости в горизонтальном и вертикальном плане (рисунок 1.16).

Рисунок 1.16 - Схема фильтрации ГС

Дебит ГС в горизонтальной плоскости:

(1.8)

где - параметр формы области дренирования (в данном случае она имеет эллипсоидную форму), тогда

(1.9)

отсюда формула для дебита в горизонтальной плоскости будет выглядеть так:

(1.10)

а формула для дебита в вертикальной плоскости будет выглядеть так:

(1.11)

Объединив формулы (1.10) и (1.11) получим формулу S.D. Joshi для неоднородного пласта с учетом анизотропии и скин-фактора:

(1.12)

где - главная полуось эллипса дренирования в горизонтальной плоскости, м;

- параметр анизотропии проницаемости;

- скин-фактор.

Данная зависимость S.D. Joshi (1.12) содержит анизотропию пласта и скин-фактор. Исходя из этого, формула S.D. Joshi наиболее точная, поскольку учитывает с помощью коэффициента анизотропии приток пластового флюида к скважине в вертикальной плоскости.

Зная анизотропию по всему пласту (по данным исследования АВАК) и скин-фактор (по данным ГДИС), применим данную формулу S.D. Joshi для расчета оптимальной длины ГС.

Большинство формул притока пластового флюида к ГС показывают, что при увеличении длины горизонтальной части ствола ожидаются соответственно высокие дебита. Однако, на практике это не так, поскольку в данных формулах не учитываются потери давления в ГС на преодоление сил трения. Потери давления на трение в ГС возникают при трении пластового флюида о стенки скважины по стволу при течении. Эти потери зависят от длины ГС, диаметра хвостовика, скорости течения пластового флюида в ГС, шероховатости внутренней поверхности хвостовика, плотности пластового флюида и режима течения в пласте.

Поэтому для корректного определения дебита ГС необходимо учитывать гидравлическое сопротивление потока , которое зависит от свойств флюида и параметров добывающей скважины.

Рассмотрим однородный пласт, бесконечный в горизонтальном плане и имеющий определенную толщину в вертикальном плане. Режим течения, установившийся, однофазный, ГС работает с открытым забоем и пробурена параллельно границе постоянного давления, радиальным притоком около забоя ГС можно пренебречь.

Исходя из этих допущений, приток флюида из пласта к скважине можно определить по формуле:

(1.13)

где - коэффициент продуктивности скважины на единицу длины горизонтальной секции, м³/(сут·атм);

- изменение давления на расстоянии горизонтальной части скважины за счет потерь давления на трение, атм.

Коэффициент продуктивности на единицу длины ГС является постоянным и зависит от геометрических параметров скважины, фильтрационно-емкостных свойств пласта и режима течения флюида.

Зависимость между градиентом давления в ГС и её фактическим дебитом в каждой точке горизонтальной участка может быть описана уравнением Диккена:

(1.14)

где - коэффициент шероховатости внутренней поверхности скважины.

Решением уравнения (1.14) является выражение для расчета дебита ГС с учетом гидравлического сопротивления потока :

(1.15)

Скорость движения потока в ГС увеличивается от забоя к адаптеру, что является причиной турбулентного режима течения флюида. С увеличением дебита и длины горизонтальной части возрастают потери давления на трение в скважине. Коэффициент трения зависит от числа Рейнольдса ( ) и эффективной шероховатости стенок скважины.

Для отношения коэффициента продуктивности ГС и вертикальных скважин используют уравнение Джигера, Реисса, Джордана:

(1.16)

Данное выражение справедливо для однородного пласта . Используя формулу (1.16) можно определять влияние толщины пласта на продуктивность ГС. Отношение , представляющее собой элементарное приращение площади контакта скважины, для пласта меньшей толщины намного большее, чем для пласта большей толщины. При увеличении толщины пласта данное выражение уменьшается. Снижение проницаемости по вертикали приводит к уменьшению элементарного приращения площади контакта ГС с пластом, что значительно уменьшает продуктивность ГС.

Потери давления на трение рассчитываются с учетом длины горизонтального ствола скважины по формуле:

(1.17)

Зная потери давления на трение в горизонтальной части скважин и дебит с учетом гидравлического сопротивления потока, можно определить истинное значение коэффициента продуктивности скважины:

(1.18)

Отсюда можно построить графическую зависимость дебита ГС и потерь давления на трение в горизонтальном стволе от длины горизонтального участка.

Определение оптимальной длины ствола ГС является важной и актуальной задачей, так как рациональный выбор данного параметра позволяет увеличить эффективность разработки нефтяных залежей [63, 80].

Конструкции ГС позволяют получать дебита, в несколько раз превосходящие производительность наклонно-направленных скважин. Причем увеличение дебита ГС обеспечивается не за счет повышения депрессии на пласт, а путем увеличения поверхности фильтра. При этом важно, чтобы интенсивность прироста дебита была оправдана затратами на бурение.

Определим оптимальную длину горизонтального участка с учетом потерь давления на трение. Для этого возьмем девять фактически пробуренных ГС и ЗБС с различными длинами горизонтальных участков от 0 до 1000 м. Зная дебиты данных скважин, забойные давления, пластовые давления, а также коэффициент продуктивности данных скважин (по данным ГДИС) нетрудно решением уравнения определить потери давления в горизонтальной части скважин.

Рисунок 1.17 - Зависимость дебита и потерь на трение от длины горизонтального участка добывающей скважины

Из рисунка 1.17 видно, что потери давления на трение в горизонтальной части ствола скважины возрастают с увеличением его длины. При этом после достижения длины горизонтального участка в 500 м и более дебит не увеличивается.

Результаты анализа потерь давления на трение в стволе горизонтальной скважины показали, что наибольшее влияние оказывают потери давления на трение, которые возрастают с увеличением длины горизонтальной части ствола скважины. Следовательно, эффективно бурение ГС с длиной горизонтального участка до 500 м.

Линию расположения нагнетательных скважин определяют в основном по технологическим и геологическим характеристикам. Задача заключается в подборе такой схемы расположения нагнетательных скважин, при которой обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания и отбора и равномерное вытеснение нефти водой.

Рассмотрим один участок исследуемого месторождения. В период 2006-2008гг. было выполнено бурение трех ГС и пяти ННС под ППД. Все скважины вводились с проведением ГРП. Расстояние между рядом добывающих ГС и нагнетательных ННС составляло от 600 до 1000 м. При этом за первый год эксплуатации дебиты по жидкости снизились на 69 %. Обводненность не увеличилась даже за три года эксплуатации, находясь на отметке, примерно, 23 %. Связано это с отсутствием взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин при расстоянии 600-1000 м, что привело к снижению пластового давления в зоне отборов. Поэтому оптимальное расстояние между рядом добывающих ГС и нагнетательных ННС должно достигать не более 600 м.

Учитывая вышеизложенное, можно сказать, что оценка добывных возможностей ГС в соответствии с указанными формулами проводится при обеспечении постоянного пластового давления на контуре питания, не учитывает анизотропию проницаемости хотя бы по главной диагонали тензора проницаемости, то есть различия проницаемости по направлениям x и y, а также неоднородность проницаемости пласта в целом. Поэтому при обосновании технологии необходимы многовариантные численные исследования процесса разработки при гидродинамическом моделировании. Для повышения достоверности гидродинамических расчетов необходимо учитывать геолого-промысловые особенности пласта, учитывать деформационные процессы, анизотропию проницаемости, положение ВНК, возможность межслойного обмена.