Сетевое издание

Международный студенческий научный вестник

ISSN 2409-529X

Трудности выработки остаточных запасов нефти на заключительной стадии разработки месторождений вынуждают компании разрабатывать инновационные подходы и активно внедрять высокотехнологичные элементы в существующую систему. Большая часть крупных и уникальных месторождений Западной Сибири в настоящее время находится на 3-4 стадиях разработки, характеризующихся высоким содержанием воды в продукции и непрерывным снижением добычи нефти.

Активное использование ЗБС с целью выработки остаточных запасов на месторождении сопряжено с рядом трудностей по причине высокой плотности сетки скважин и, соответственно, высокой вероятностью возникновения осложнений и аварий при бурении. Одним из направлений по поддержанию уровня добычи нефти является ограничение водопритока в добывающие скважины. В условиях высокого риска зарезки новых боковых стволов такой подход позволит избежать возможных финансовых потерь.

В качестве инновационного подхода по ограничению водопритока можно выделить концепцию интеллектуального заканчивания скважины. Основа технологии интеллектуальных скважин – управляемые скважинные клапаны, используемые для регулирования притока из отдельных зон, имеющие в своём составе постоянные скважинные датчики температуры и давления [2]. Подобные клапаны – устройства контроля притока (УКП, англ. ICD) используются в качестве средства борьбы с конусообразованием и средства предотвращения раннего прорыва воды в скважины, суть которых заключается в выравнивании притока вдоль горизонтального или субгоризонтального ствола. (Рисунок 1) [1].

Рисунок 1 – Схематичное представление устройств контроля притока штуцерного типа

В состав таких устройств входит ограничитель потока, который создает дополнительный перепад давления, зависящий от объема поступающей жидкости: чем выше дебит, тем больше перепад давления [3, 7]. Таким образом, устройство ограничивает приток из высокопроницаемых участков.

Одной из разновидностей УКП являются устройства штуцерного типа, используемые в условиях с маловязкой нефтью [5, 6]. В устройстве штуцерного типа добываемый флюид попадает в основную трубу через серию заранее сконструированных штуцеров. Число и диаметры таких штуцеров подбираются таким образом, чтобы создать нужный перепад давления в зависимости от текущего дебита.

В качестве преимуществ штуцерных УКП можно выделить:

· устойчивость горизонтального ствола

· сохранение состояния ПЗП

· выравнивание притока

Недостатками технологии являются:

· отсутствие консолидации песка с ПЗП и его вынос, приводящий к эрозии УКП

· отсутствие регулирующей способности после прорыва воды

На объекте нижнего мела в качестве участка опытно-промышленных работ рассмотрена купольная чистонефтяная зона пласта. Объект разрабатывается с конца 1960-х гг.

Пласт можно разделить на 3 основные зоны: прикровельная заглинизированная пачка – в настоящее время не разрабатывается; кровля монолита – основная разрабатываемая часть пласта; подошва монолита – промытая водой за период разработки часть пласта. Район работ характеризуется наличием остаточных запасов в прикровельной пачке и кровле монолита. В купольной зоне расположены 4 добывающие скважины, пробуренные с целью выработки остаточных запасов. Геолого-физическая характеристика по скважинам приведена в таблице1.

Таблица 1 – Геолого-физическая характеристика скважин в районе работ

Для оценки эффективности УКП на основе реальных ФЕС была построена секторная модель пласта нижнего мела, и на примере реальной скважины было рассчитано 2 варианта: базовый (без УКП) и вариант с УКП. Оценка проводилась с применением ПО компании Schlumberger [4].

Для более точного прогнозирования динамики отборов по каждому из вариантов, была проведена адаптация модели на историю разработки. В процессе адаптации ключевым фактором было определение источников поступления воды в скважину для получения корректных результатов прогноза. Воспроизведена общая энергетика пласта и динамика показателей, расхождение по накопленным показателям минимальное (Рисунок 2). Расчёт прогнозных вариантов производился с момента ввода скважин. В основе этого решения была идея оценить потенциал работы скважины с УКП, если они были бы установлены с начала работы скважины.

Скважина №1 пробурена на кровлю пласта, в скважину был спущен перфорированный хвостовик d = 102 мм в интервале 1900-2114.4 м (длиной 214.4 м). Скважина работает с 2008 года с высокой обводнённостью более 97% и дебитом жидкости 700-1000 м3/сут. Дебит значительно превышает критический 30-40 м3/сут, при котором происходит подъем устойчивого конуса воды и обводнение скважины.

Рисунок 2 – Адаптация скважины №1 на историю разработки

При оценке варианта с компоновкой УКП, скважина №1 была разбита на ряд сегментов пакерами, установленными в зонах неколлектора. Компоновки с УКП были установлены в 4 местах. Длина компоновки составляет 12 метров (Рисунок 3).

Рисунок 3 – Схема компоновки на разрезе скважины №1

На приведенной на рисунке 4 диаграмме скважины видно, что основным источником поступления воды в скважину является ее носок, который обводняется нагнетательной скважиной. Дизайн компоновки направлен на ограничение этого притока (Рисунок 4).

В сегментах 3, 5 и 7 пакеры установлены в коллекторе. В результате, при попытке ограничения притока воды из носка скважины, происходит запакерный переток жидкости.

Рисунок 4 – Заканчивание скважины №1 в варианте со штуцерными УКП

Динамика дебита нефти, обводнённости и накопленной добычи нефти и воды показана на рисунке 5. Снижение обводнённости в начальный период и рост добычи жидкости в более поздний период приводят к увеличению накопленной добычи нефти в вариантах с УКП. В целом, динамика по скважине №1 неустойчивая, однако применение УКП на скважинах такого типа возможно будет эффективным. Прирост по накопленной добыче нефти в варианте 2 с УКП составил 11,9%.

Рисунок 5 – Динамика основных показателей по прогнозным вариантам

Скважина №2 пробурена в кровлю пласта в июле 2013 года. В скважину был спущен фильтр-хвостовик d = 102 мм в интервале 2192-2253 м (длиной 61 м). Скважина первоначально работала с обводненностью от 60 до 90% и дебитом жидкости 30-50 м3/сут. Затем был выполнен дострел интервалов 2076-2086 м и 2150-2160 м зарядами PowerJet 2906, в результате депрессия снизилась на 10 атм при том же дебите жидкости. Через полгода выполнен второй дострел трех вышележащих интервалов, в результате дебит нефти вырос с 8 до 15 т/сут, в дальнейшем скважина работала с дебитом жидкости 62-83 м3/сут и обводненности 68-87%, забойное давление 45-88 бар.

Рисунок 6 – Адаптация скважины №2 на историю разработки

По аналогии со скважиной №1, скважина №2 была разбита на ряд сегментов пакерами, установленными в зонах неколлектора. Компоновки с УКП были установлены в 4 местах. Длина компоновки составляет 12 метров (Рисунок 7).

Рисунок 7 – Схема компоновки на разрезе скважины №2

На рисунке 8 показана схема компоновки ICD, указаны количество и диаметры штуцеров в каждом устройстве. Скважина разбита на сегменты пакерами, которые установлены в соответствие с траекторией скважины и данными РИГИС. На приведенной на рисунке 8 диаграмме скважины видно, что основными источниками поступления воды в скважину являются два обособленных интервала в центре скважины. Дизайн компоновки направлен на ограничение этого притока.

В сегменте 3 пакеры установлены в неколлекторе. Однако в колене скважины неколлектор отсутствует, поэтому пакер установлен в зону ухудшенных коллекторских свойств. В результате, при попытке ограничения притока воды из сегмента 4, происходит запакерный переток жидкости в сегмент 5.

Рисунок 8 – Заканчивание скважины №2 в варианте со штуцерными УКП

Динамика дебита нефти, обводненности и накопленной добычи нефти и воды показана на рисунке 9. Синхронное включение всех продуктивных интервалов одновременно с ограничением нежелательного водопритока приводит к увеличению дебита нефти в начальный период и к увеличению накопленной добычи нефти в вариантах с УКП. Однако, целесообразность секционного заканчивания в скважине спорна ввиду отсутствия интервалов неколлектора для надежной установки пакеров.

Рисунок 9 – Динамика основных показателей по прогнозным вариантам

Прирост по накопленной добыче нефти в варианте 2 с УКП составил 20,9%.

Скважина №3 пробурена в кровлю пласта, в скважину был спущен фильтр-хвостовик d = 89 мм в интервале 2199-2289 м (длиной 90 м), но после испытания хвостовик был зацементирован и проперфорирован вышележащий интервал 2051-2091 м (720 отв.). Скважина отнесена к категории скважин с поинтервальным вскрытием, ГТМ по переводу скважины на вышележащий интервал считается успешным. Скважина работает с августа 2013 года с высокой обводненностью более 97% и дебитом жидкости 500-700 м3/сут.

Рисунок 10 – Адаптация скважины №3 на историю разработки

При оценке варианта с компоновкой УКП, рассматриваемая скважина была разбита на ряд сегментов пакерами, установленными в зонах с низкими ФЕС. Компоновки с УКП были установлены в 3 местах. Длина компоновки составляет 12 метров (Рисунок 11).

Рисунок 11 – Схема компоновки на разрезе скважины №3

На приведенной на рисунке 12 диаграмме скважины видно, что основным источником поступления воды в скважину является носок скважины. Также, вода приходит по пласту в верхнем сегменте. Дизайн компоновки направлен на ограничение этого притока. Носок скважины в базовом варианте зацементирован сразу после бурения и испытания, в варианте с УКП этот сегмент отделен пакером, и приток из него ограничен штуцером малого диаметра.

Рисунок 12 – Заканчивание скважины в варианте со штуцерными УКП

Синхронное включение всех продуктивных интервалов одновременно с ограничением нежелательного водопритока из носка приводит к увеличению дебита нефти в начальный период и к увеличению накопленной добычи нефти в варианте с УКП (Рисунок 13). Накопленная добыча нефти к 2020 году в варианте с УКП составила 17,6 тыс.м3, по базовому варианту – 12,8 тыс.м3. Прирост составил 4,8 тыс.м3 или 37,5%.

Рисунок 13 – Динамика основных показателей по прогнозным вариантам

Скважина №3 пробурена в кровлю пласта, в скважину был спущен фильтр-хвостовик d = 89 мм в интервале 2192-2414 м (длиной 222 м). Скважина работала с марта 2013 по август 2014 с обводнённостью более 90% и дебитом жидкости 500-700 м3/сут. После обводнения хвостовик был зацементирован и проперфорирован вышележащий интервал 2135-2158 м (360 отв.), дебит жидкости с которого составил 40-60 м3/сут при обводнённости 80-90%.

Рисунок 14 – Адаптация скважины №4 на историю разработки

При оценке варианта с компоновкой УКП, рассматриваемая скважина была разбита на ряд сегментов пакерами, установленными в зонах с низкими ФЕС. Компоновки с УКП были установлены в 3 местах. Длина компоновки составляет 12 метров (Рисунок 15).

Рисунок 15 – Схема компоновки на разрезе скважины №4

Скважина разбита на 5 сегментов пакерами, которые установлены в неколлекторе. На приведенной на рисунке 16 диаграмме скважины видно, что основным источником поступления воды в скважину является сегмент 3. Высокопродуктивный коллектор в колене скважины дает 90% всей воды, однако наиболее значительная доля накопленной добычи нефти обеспечивается сегментом 5. Дизайн компоновки направлен на выравнивание притока.

Рисунок 16 – Заканчивание скважины в варианте со штуцерными УКП

Динамика дебита нефти, обводненности и накопленной добычи нефти и воды показана на рисунке 17. Синхронное включение всех продуктивных интервалов одновременно с частичным ограничением нежелательного водопритока приводит к увеличению дебита нефти в начальный период и к увеличению накопленной добычи нефти в вариантах с УКП. Прирост по накопленной добыче нефти в варианте 2 с УКП составил 79,4%.

Рисунок 17 – Динамика основных показателей по прогнозным вариантам

Таким образом, очевидно, что потенциальное использование УКП штуцерного типа на скважинах, разрабатывающих нижнемеловые отложения месторождений Западной Сибири с маловязкой нефтью показывает хорошую эффективность по сравнению с традиционным заканчиванием. Наиболее подходящими кандидатами для внедрения технологии являются скважины, расположенные в зонах с высокой расчленённостью, большими остаточными извлекаемыми запасами, а также скважины с невысокой стартовой обводнённостью.