Мониторинг профиля притока горизонтальных скважин: практические примеры повышения эффективности выработки запасов

Москва, 12 апр - ИА Neftegaz.RU. Создание эффективной системы разработки месторождений углеводородов в условиях ухудшающейся структуры запасов требует применения инновационных технологических решений в области строительства скважин, проектирования систем разработки, геолого-гидродинамического моделирования, повышения нефтеотдачи и т.д. Какие решения предлагают российские компании?

О современных подходах в геолого-промысловом мониторинге

Практически все месторождения, относящиеся к категории ТРИЗ или характеризующиеся сложными геологическими, инфраструктурными или природными условиями, в настоящее время разрабатываются с применением высокотехнологичных горизонтальных или многозабойных скважин. Для обеспечения устойчивой добычи и достижения проектных показателей разработки, в первую очередь в условиях слабой геологической изученности и высокой неопределенности, необходимо создание системы мониторинга за работой скважин и оперативного принятия геолого-промысловых решений. Основой их принятия, как правило, является информация, ценность которой заключается в ее надежности, качестве и количестве.

Технология динамического маркерного мониторинга профиля и состава притока является одним из «диагностических инструментов», позволяющих осуществлять непрерывный долгосрочный мониторинг за работой горизонтальных и многозабойных добывающих скважин любого уровня сложности без внутрискважинных операций и остановки добычи.

Не только новые знания, но и экономический эффект

За последние 5 лет применение технологий долгосрочного мониторинга притока в проектах исследований скважин с горизонтальным окончанием уже дало синергетический эффект, выражающийся не только в получении новых знаний об объектах исследований [1–4], но значимых технико-экономических эффектов [5, 6].

Например, установлены и систематизированы факторы, определяющие «природу» профиля притока горизонтальных стволов:

• Проектно-технические (ориентация и проходка ствола, дизайн ГРП и др.);
• Геологические (неоднородность ФЕС, строение коллектора);
• Гидродинамические (отражают процессы внутрискважинной гидравлики и подземной гидродинамики при реализации системы разработки месторождения);
• Кольматационные (группа факторов, связанная с механическим засорением ствола скважины и ПЗП).

Отмечено, что влияние вышеуказанных факторов меняется с течением времени, как следствие, происходит динамическое перераспределение профиля притока по горизонтальному стволу.

Полученная информация используется для решения множества геолого-промысловых и оптимизационных задач, таких как:

• Определение оптимальной ориентации ГС относительно регионального стресса, плотности сетки скважин и расстояния между горизонтальными стволами;
• Поиск оптимальной длины ГС;
• Повышение эффективности проектирования МГРП (количество стадий, тоннаж пропанта, требуемая геометрия трещин);
• Контроль за динамикой выработки запасов по горизонтальному стволу, продуктивности и обводнения;
• Локализация остаточных запасов и повышение нефтеотдачи.

Практические примеры повышения эффективности выработки запасов

Рассмотрим результаты нескольких проектов исследований горизонтальных скважин с МГРП, реализованных в 2022 году с применением технологии маркерной диагностики.

В одном из проектов исследований горизонтальной скважины с 4-стадийным ГРП применена закачка маркированного полимернопокрытого пропанта GEOSPLIT. Объект разработки характеризовался сложным геологическим строением клинообразной формы, низкой проницаемостью, высокой расчлененностью и глинистостью, наличием обширной водонефтяной зоны с хаотичным водонасыщением.

Результаты проведенных исследований по мониторингу профиля и состава притока показали высокую долю поступления воды в портах № 2–4 (рисунок 1).





Данные маркерной диагностики были скомплексированы на результаты моделирования по фактическим полевым отчетам МГРП (редизайн в симуляторе ГРП), а также физико-химического анализа водной фазы. По результатам комплексирования установлено, что в портах № 2–4 произошел вероятный прорыв трещин ГРП через глинистую перемычку в вышележащий водоносный горизонт. Полученная информация позволила оперативно скорректировать стратегию проектирования МГРП на будущих скважинах и предотвратить недостижение проектных показателей добычи нефти на данном участке месторождения.

Другой пример мониторинга субгоризонтальной скважины с 5-стадийным ГРП связан с быстрым падением продуктивности и неравномерной выработкой запасов вдоль продуктивного ствола, что также является довольно типичной промысловой проблемой. По данным динамического маркерного мониторинга был определен профиль притока по портам ГРП и динамика его изменения. Установлено, что порты № 2–4 имели наибольшее падение коэффициента продуктивности и недостаточную выработку запасов.

На основе полученной информации геологической службой недропользователя было принято решение о разбуривании фрак-портов № 2–4 и проведении селективной кислотной обработки призабойной зоны на ГНКТ. По результатам выполненных работ суммарный приток из портов № 2–4 увеличен с 31 до 48 %. Был получен общий прирост добычи нефти 5,1 т/сут в течение 4 месяцев после проведения ГТМ, эффект продолжается по настоящее время (рисунок 2).

Выводы

Представленные примеры показывают лишь малую часть накопленных успешных практик применения данных долгосрочного мониторинга добывающих скважин с горизонтальным окончанием.

Необходимо отметить, что важнейшим фактором получения значимого эффекта от применения технологии является не только сам факт наличия массива достоверной диагностической информации, но и качество ее использования в цепочке принятия геолого-промысловых решений. Многочисленный опыт выполненных работ показывает, что скоординированность геологических служб недропользователя и сервисного подрядчика, проактивность, восприимчивость к инновационным изменениям и гибкому мышлению непременно позволяют повысить эффективность использования получаемых данных и расширить круг решаемых задач.


Литература