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

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

1. А.И. Ипатов, Е.А. Малявко. Что происходит с профилями притока горизонтальных скважин после освоения. – Нефтегазовая вертикаль, 2022, № 6, с. 88–97.

2. Исследование оптимального расположения горизонтальных скважин с МГРП относительно регионального стресса с применением технологии динамического маркерного мониторинга / Д.А. Шестаков, И.Г. Бадртдинов, М.М. Галиев, Е.А. Малявко, О.А. Горбоконенко, Н.С. Титовский, Д.А. Лысова. – Нефтегазовая вертикаль, 2021, № 21–22, с. 86–96.

3. Геолого-промысловое обоснование регулирования разработки Южно-Выинтойского месторождения на основе динамического маркерного мониторинга горизонтальных скважин / М.Р. Дулкарнаев, А.Ю. Каташов, К.Н. Овчинников, Е.А. Малявко, А.В. Буянов, Ю.А. Котенев, Ш.Х. Султанов, А.В. Чибисов, Д.Ю. Чудинова. – Нефть. Газ. Новации, 2020, № 10, с. 58–63.

4. Маркерный мониторинг профиля и состава притока в горизонтальных скважинах Средне-Назымского месторождения как эффективный инструмент получения информации в условиях ТРИЗ / В.Б. Карпов, А.А. Рязанов, Н.В. Паршин, К.Н. Овчинников, В.А. Лисс, Е.А. Малявко. – Недропользование XXI век, 2019, № 6 (декабрь), с. 54–63.

5. О технологии маркерного мониторинга горизонтальных скважин / М. Дулкарнаев, А. Гурьянов, А. Каташов, К. Овчинников, В. Лисс, Е. Малявко. – Нефтегазовая вертикаль, 2020, № 9–10 (май), с. 99–103.

6. Big Data в проектах разработки месторождений / А. Гурьянов, А. Каташов, К. Овчинников, К. Сапрыкина, И. Новиков, Е. Малявко, В. Киселёв. SPE-196862-RU, Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, 22–24 октября, 2019, Москва, Россия.