Вскрытие удаленных структур

Рисунок 5-4 Повышение эффек­тивности разработ­ки мелких за­лежей.

Новые техноло­гии и техни­ческие средства бурения могут повы­сить потребительскую стои­мость за счет вскрытия мелких залежей нефти. Использо­вание новейших забойных двигателей и гео­навига­цию, можно бурить с морских плат­форм направленные сква­жины с отходами в несколько ки­лометров, исключая необходи­мость дополнительного строи­тельства. Сеть боковых стволов, пробуренных из основной скважи- ны, могут вскрыть различные час- ти месторождения, позволяя отка­заться от бу­рения новых скважин.

 

Если существующая скважина вскрыла газовую шапку или прошла вблизи нее, а также при наличии подстилающей воды, то содержание газа или воды (зачастую и то­го и другого) в добываемой продукции скважины обычно увеличивается. При от­сутствии газовой шапки традиционным способом отсрочить прорыв воды являет­ся перфорация только верхней части про­дуктивного интервала. Однако во многих случаях при ради­альном притоке флюида создаваемой депрессии бывает достаточно, чтобы подтянуть воду к зоне перфорации в виде конуса (Рисунок 5- 8). Достигнув нижних пер­форацион­ных отверстий, вода, благодаря ее большой подвижности, может стать основ­ным ком­понентом продукции скважины.

При сильном подпоре «нижней» воды обводнение скважины может иметь место даже при отсутствии водонефтяного кон­такта повышенной подвижности. Как пра­вило, стволы горизонтальных скважин располагают ближе к кровле продуктив­ного пласта, поэтому перепад давления, перпендикулярный к оси скважины, приво­дит к подъему воды в виде треугольной приёмы, а не конуса (Рисунок 5- 9). Для образова­ния такой призмы необходимо вытеснить гораздо больше нефти, чем для образова­ния конуса, то есть отдача пласта увеличи­вается даже за счет геометрических ха­рактеристик водяного потока.

В отложениях, склонных к выносу пес­ка, бурение боковых стволов может ис­ключить необходимость спуска дорогосто­ящих гравийных фильтров, используемых для борьбы с песком. В отличие от верти­кальных, горизонтальные скважины поз­во­ляют отбирать столько же или больше продукции при значительно меньших де­прес­сиях на пласт.

Следующим преимуществом боковых стволов является улучшение условий вскрытия многопластовых месторожде­ний. Если отдельные пласты имеют доста­точную мощность для размещения в них горизонтальных стволов, то очень эффек­тивной стра­тегией является бурение не­скольких расположенных друг за другом боковых стволов в эти пласты из одной скважины. Меняя протяженность вскры­тия каждого пласта об­ратно пропорционально интенсивности притока, можно под­держивать равномерную удельную отдачу пластов (суммарная добыча из пласта, от­несенная к падению пласто­вого давления).

Более дешевым решением этой пробле­мы является вскрытие всех пластов одним наклонным боковым стволом. При проек­тировании траектории такого бокового ствола можно предусмотреть увеличение протяженности вскрытия пластов с мень­шими деби­тами, чтобы поддерживать удельную отдачу пластов на приблизи­тельно одинаковом уровне. Однако в слу­чае обводнения одного из высокопроизво­дительных пластов, изо­лировать его будет гораздо трудней, чем в многоствольной скважине.

В сравнении с вертикальной скважиной, наклонный боковой ствол может значи­тель­но увеличить отбор из тонкослоистого мес­торождения, где из-за малой мощности не­возможно разместить горизонтальный ствол в каждом отдельном пропластке. Часто углеводородосодержащие пласты не включают в число эксплуатационных объ­ектов, или они не дают притока при на­чальных методах заканчивания скважины. Такие ин­тервалы можно дополнительно проперфорировать, и после гидроразрыва значительно увеличить производитель­ность скважины. Однако в маломощных пластах бурение бо­ковых стволов с гори­зонтальными участками эффективнее гид­роразрывов.

Ввиду особых условий осадконакопления стратиграфическое строение некото­рых залежей обеспечивает условия мигра­ции углеводородов в горизонтальном и верти­кальном направлениях. Геологичес­кие фации с контрастными коллекторскими харак­теристиками могут быть как эк­ранами, так и каналами для миграции. Иногда песчани­стые коллекторы могут иметь слишком малую мощность, чтобы быть выделенными в сейсморазрезе, но благодаря большой протяженности, они видны на амплитудных сейсмокартах структурных горизонтов. В таких случаях горизонтальные скважины мо­гут идеально решить проблему эксплуатации пластов малой мощности и вскрытия уг­леводород­ных залежей, удаленных по горизонтали от устья скважины.

Больше всего горизонтальных скважин бурят в трещиноватых коллекторах типа мелоподобных известняков Остин на юге Техаса. Когда горизонтальные скважины бу­рятся перпендикулярно плоскостям при­родных трещин, создается отличная дре­нажная система для повышения добычи. Выявление зон трещиноватости и опреде­ление ориен­тации трещин являются решающими условиями успешного проекти­рования скважин в таких породах.

 

 

Рисунок 5-6 Оптимизация добычи.

 

Залежи можно подразделить по ха­рактеру дренаж­ной зоны (левая колонка). Для любой из видов залежи эффективными могут оказаться не­сколько типов скважин: верти­кальные, вертикальные с гидроразрывами пластов, на­клонные, горизонтальные, горизонтальные с гидроразрывами, многостволь­ные и мно­гоствольные с ответвлениями на разной глубине. В центральной и правой колонках приведены примеры повышения добычи и отдачи пластов за счет бурения наклонных и горизон­тальных боковых стволов, эффективность которых определяется проницаемо­стью и коллекторскими характеристиками пластов.

Рисунок 5-6 (продолжение) Оптимизация добычи.

Обычно горизонтальные скважины, перпендику­лярные природным трещинам, обеспечива­ют более высокую производительность, чем вертикальные скважины после гидро­разрывов. Как правило, природные трещи­ны расположены в вертикальных плос­ко­стях, но если коллектор залегает неглубоко или находится под аномально-высоким пла­стовым давлением, то могут встретиться раскрытые горизонтальные трещины. В та­ких случаях целесообразно бурить верти­кальные и наклонные скважины. Однако в глу­боко-залегающих коллекторах с ано­мально-высоким пластовым давлением лучше за­крепить раскрытые трещины, что­бы избежать потерь производительности по мере па­дения перового давления в процес­се эксплуатации.

Вытянутые в длину залежи могут обра­зоваться в флювиальных отложениях или в результате крупных осложнении. Оба ти­па залежей можно вскрывать горизонталь­ными скважинами. Для конкретных усло­вий выбирается стратегия бурения. определяе­мая задачами, которые должны решить скважины. Например, ствол сква­жин может идти внутри одной залежи. вдоль нее или вскрывать по возможности большее число залежей. В последнем слу­чае ствол скважины идет перпендикулярно длинным осям залежей, что соответствует перемещению поперек склона, существо­вавшего в период осадконакопления. Дру­гим решением могут быть многостволь­ные скважины для вскрытия каналов. выявленных сейсмическими замерами в горизонтальных скважинах, из которых бурят боковые стволы.

 

Оценка увеличения добычи

 

Рисунок 5-7 Сравнение добычи из наклонных скважин и многоствольных скважин с горизонтальными ответвлениями на разной глубине.

 

На основе анализа чувствительно­сти по системе NODAL сравнивается производительность двух горизонтальных ответв­лений, расположенных одно над другим, и наклонных скважин с различной протяжен­ностью вскрытия продуктивной зоны, представленной двумя толстыми пластами чис­того песчаника (Мексиканский залив).

Еще одной областью применения гори­зонтальных скважин является вскрытие сводообразных структурных построений. где круто-падающие пласты могут быть увен­чаны газовой шапкой вверху или под­пираться снизу водой. Одним из способов бурения в таких структурах является вскрытие сразу нескольких пластов одним горизонтальным стволом, размещаемым на безопасном расстоянии от газовой шап­ки и подпирающей воды. Хотя этот способ кажется очень эффективным, он имеет очевидный недостаток. В скважину совме­стно поступает продукция всех вскрытых пластов, и прорыв газа или воды по одно­му из них отрицательно скажется на рабо­те всех остальных. Более надеж­ным было бы селективное вскрытие каждого пласта отдельным боковым стволом. При этом боковые стволы располагаются на безопас­ном расстоянии от контакта с газом или во­дой, что предотвращает преждевременное обводнение или разгазирование добывае­мой продукции. Для каждого бокового ствола выбирается оптимальная протяженность вскрытия продуктивного горизонта.

Образование конуса воды Рисунок 5-8 Образование конуса и прорыв воды в скважину в условиях, когда интервал перфорации находится вблизи водонефтяного контакта. Уменьшение дебита снижает депрессию на пласт и интенсивность конусообразования.

Образование призматического гребня воды Рисунок 5-9 Эффективный способ добычи т гори­зонтального ствола. Для получения одного и того же дебита в горизонтальном стволе не­обходима гораздо меньшая депрес­сия, чем в вертикальном.

В продуктивной толще Мексиканского на­лива встречается много пластов песча­ни­ков с высокой проницаемостью, часто превышающей 1000 мД, которые при заканчи­вании требуют принятия мер по контролю за [выносом песка. Типичный пример иллю­стрирует применение бурения боковых стволов в таких условиях.

Ранее пробуренная скважина пересекла продуктивный песчаник под углом 35 к вертикали, после чего был проведен гидроразрыв для повышения дебита и контро­ля за (износом песка. Дальнейшие исследо­вания показали, что скин-фактор коллектора равен 40. а проницаемость около 180 мД. Продуктивная зона состояла из двух песчанистых пластов мощнос­тью по 12 м каждый, разделенных глинис­той прослойкой, поэтому воз­никла дилемма: бурить одно наклонное ответв­ление через всю зону или по одному на каждый пласт песчаника.

Поскольку предстояло бурить из уже существующей скважины, то диаметр от­ветвлений был ограничен до 150 мм. Усло­вия заканчивания требовали применения (фильтра с гравийной набивкой для контро­ля за выносом песка, в результате чего внут­ренний канал скважины в продуктив­ном интервале уменьшался до 50 мм. При анализе с помощью системы NODAL по­лучили два семейства кривых (Рисунок 5- 7). Зе­леные кривые показывают взаимосвязь устьевого давления и восходящего потока. Резкий подъем при высоких скоростях го­ворит опытному специалисту по разработ­ке. что с увеличением диаметра НКТ деби­ты повысятся. Однако увеличение диаметра НКТ эко­номически не эффек­тивно. Голубые кривые отражают чувстви­тельность ВОП (вели­чины относительного притока, измеряемой отношением измене­ния притока к измене­нию забойного давле­ния) к протяженности наклонного или го­ризонтального ствола скважины. Благодаря потерям давления на трение в канале малого диаметра, кривые ВОП идут вместе на протяженных участках уз­кого туннеля, и нет существенного увели­чения дебита при удлинении ответвления с 366 до 732 м. Красная кривая показывает суммарный дебит двух боковых стволов по 91 м каждый, пробуренных в каждом из двух пластов. Ввиду их меньшей длины (а значит и меньших потерь давления), два от­дельных 91-метровых боковых ствола превосходят по дебиту один 732-метровый на­клонный боковой ствол.

Все это демонстрирует влияние диаметра НКТ на работу боковых стволов в вы­соко-проницаемых коллекторах. Бурение на­клонных или горизонтальных боковых стволов увеличивает дебиты скважин, но потерн давления на трение в НКТ или са­мих боковых стволах могут ограничить эти дебиты. В таком случае возможно принятие альтернативного решения об экс­плуатации боковых стволов при меньших значениях депрессии на пласты. При этом появляется возможность набежать приме­нения дорого­стоящих средств контроля за выносом песка — гравийных фильтров различных типов. Экономический анализ затрат на каждый вид работ с учетом ожи­даемых изменений добычи позволит вы­брать оптимальное решение.

Опыт выбора скважин для бурения бо­ковых стволов

Большинство обычных вертикальных скважин на месторождениях западно-си­бирского региона в бывшем Советском Союзе находятся в эксплуатации от 10 до 50 лет. Зачастую простые операции капи­тального ремонта, такие как дополни­тельная пер­форация, кислотная обработ­ка или гидроразрыв пласта, значительно увеличивают до­бычу. Но в некоторых случаях эффективным решением являет­ся использование суще­ствующих скважин для бурения из них боковых стволов с го­ризонтальным заканчива­нием.

Пласты вводились в эксплуатацию поочередно, начиная с нижних, а после их истощения устанавливались цементные мосты и осуществлялся переход на выше­лежа­щие пласты. Не было случая одно­временной эксплуатации двух и более пластов.

С целью сбора необходимой для анализа промысловой информации был подго­тов­лен перечень вопросов. Выбрали шесть на­иболее перспективных скважин. Для каж­дой подсчитали увеличение дебита за счет бурения горизонтальных боковых стволов. Поскольку вертикальные скважины вскрывали всю продуктивную толщу, вышележа­щие пласты подверглись загрязнению буровым раствором, плот­ность которого при­шлось увеличить для безопасного вскрытия нижележащих плас­тов. Чтобы сравнить возможное увеличение дебитов после операций обычного кап­ремонта, гидроразрыва и бурения горизон­тального бокового ствола были проведены исследования чувствитель­ности скважин к ухудшению скин-фактора.

Во всех расчетах для оценки потенциаль­ной продуктивности улучшения протя­жен­ность горизонтального ствола в продуктив­ном пласте принималась постоянной и равной 229 м при идеальном скин-факторе (табл. 1). Для бурения боковых стволов вы­бирались только те горизонтальные скважи­ны, которые по расчетной производительно­сти вдвое превосходили вертикальные скважины, подвергнутые гидроразрыву.

Наибольший ожидаемый прирост деби­тов получили для горизонтальных боко­вых стволов со средним радиусом кривиз­ны, пробуренных с промывкой раствором VISPLEX и обсаженных предварительно перфорированными хвостовиками. Буре­ние боковых стволов намечено начать в конце года, и тогда можно будет проверить досто­верность прогнозов.

Интересные примеры применения гори­зонтальных боковых стволов имеются в Северном Техасе, где добывающая ком­пания ТКЛО занималась разбуриванием куполо­образных рифовых построек. Трехмерная сейсмическая съемка позво­ляет выявить рифы, но не дает возмож­ности определить границы залежей угле­водородов, которые мигрировали в ловушки, образовавшиеся в процессе до­ломитизации. Скважины обычно бурят в центр рифовой постройки по принципу «попадем — промахнемся».

После того, как пробуренная вертикаль­ная скважина оказалась сухой, в компа­нию Анадрилл была направлена просьба спроектировать горизонтальный боковой ствол с высоким темпом набора кривизны, что позволило бы увеличить шансы вскрыть зоны пустот, заполненных углево­дородами. Диаметр вертикальной скважи­ны был 200 мм, и в связи с небольшими размерами рифового тела отход ответвле­ния от вертикали не должен был превы­шать 152 м. Поэтому надо было решить две технологические про­блемы: забурить боковой ствол, диаметр которого значи­тельно меньше диаметра сква­жины, на­брать зенитный угол 90" по кривой с корот­ким радиусом, так как ответвление со средним радиусом не вписалось бы в габа­риты рифа.

⇐ Предыдущая12345Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: