Ключевые подходы при борьбе с прорывами газа при разработке нефтяных оторочек



В статье рассмотрена проблема эксплуатации низких нефтенасыщенных пластов, характеризующихся наличием газовой шапки и высоким газовым фактором. Повышение доли попутного газа при разработке месторождений приводит к снижению дебита нефти и экономической эффективности проекта по добыче. С целью минимизация газового фактора рассмотрены ключевые структурные особенности нефтяных оторочек, их геологические характеристики, а также произведен анализ существующих на рынке новых технологических решений для повышения эффективности нефтедобычи в сложных горно-геологических условиях.

Ключевые слова: нефтяные оторочки, газовый фактор, газонефтяная зона, профиль добычи нефти.

Большая доля запасов Восточной Сибири относится к трудноизвлекаемым и требует применения новых технологий для разработки [1].

Залежи смешанного типа, к которым относятся коллекторы с содержанием нефти, газа и конденсата, характеризуются высокой степенью сложности при их разработке. Эксплуатация газовой шапки обычно является решаемой задачей, в то время как разработка контактных запасов является довольно сложной задачей. В большинстве случаев контактные залежи характеризуются низкими нефтенасыщенными толщами, что при разработке создает большие трудности как в части проводки стволов скважин, так и при эксплуатации скважин в части необходимости работы с невысокими депрессиями на пласт с целью исключения прорыва газа из газовой шапки и прорывов воды из подошвенной части пласта. Схема прорыва газа представлена на рис. 1.

Рис. 1. Схема прорыва газа из газовой шапки [2, с. 78]

Исключить преждевременный прорыв газа или пластовой воды при разработке можно за счет регулирования режимов разработки, достижение безгазового дебита при этом приведет и к снижению дебита нефти по причине меньшей депрессии на пласт. Следует отметить, что ограничение депрессии на пласт не так эффективно в вертикальных скважинах, так как в вертикальных скважинах в целом стартовые дебиты ниже по причине меньшей площади контакта с пластом. Попытки интенсификации притока в вертикальных скважинах часто приводили к прорывам газа из газовой шапки и в целом росту газового фактора.

Появление скважин с горизонтальным окончанием существенно улучшило ситуацию, так как площадь контакта с пластов значительно выше, что в итоге позволяет получать больший дебит при более низкой депрессии [3]. Снижение депрессии в свою очередь позволяет снизить риски преждевременного прорыва газа и понизить в целом газовый фактор.

Вместе с тем, следует отметить, что прорывы газа и пластовой воды в процессе эксплуатации контактных запасов не являются единственной сложностью. Второй важной проблемой является так называемая «косая слоистость» контактных запасов, оказывающая существенное влияние на разработку. Под косой слоистостью понимается угол наклона пласта относительно линии горизонта. Незначительное изменение угла наклона в случае традиционных залежей не приводит к осложнениям, но в случае контактных запасов данный фактор может оказывать значительное влияние на фильтрационные процессы в пласте. Одной из причин, которая приводит к падению коэффициента извлечения нефти при разработке месторождений с многофазным флюидом, является неравномерное снижение пластового давления в залежи, что, в конечном счете, приводит к перемещению контактов флюидов и неопределенностях в дальнейшей разработке. В случае применения высокой депрессии и опережающей добыче нефтяная оторочка может быть внедрена в газонефтеводяную зону (ГНВЗ).

Однако самой сложной проблемой при эксплуатации контактных запасов является образование конусов газа в первые годы добычи нефти [4]. Наиболее распространенным способом, который направлен на снижение конусообразования, является закачка газа в зону ГНВЗ. По результатам закачки воды в коллекторе формируется барьер из воды между газовой шапкой и нефтяной оторочкой. Тем не менее, формирование однородного фронта заводнения довольно затруднительно, особенно в коллекторах с неоднородным строением с низкой проницаемостью. Кроме того, при организации барьерного заводнения требуется закачивать большой объем воды, а также бурение дополнительных нагнетательных скважин, что негативно сказывается на экономической эффективности проектов нефтегазодобычи.

Необходимо отметить, что в настоящее время разработано достаточно много способов освоения контактных запасов, но каждый из методов подразумевает бурение горизонтальных стволов максимально далеко от зоны газонефтяного контакта (ГНК). Неоптимальная проводка вблизи газонефтяного контакта, как правило, приводит к преждевременному прорыву газа из газовой шапки, резкому росту газового фактора и падению дебита нефти. На рисунке 2 показан пример прорыва газа в скважине на одном из месторождений Восточной Сибири.

Рис. 2. Показатели разработки скважины № 2040

Следует отметить, что большинство технологических решений при разработке контактных запасов сосредоточено на улучшении проводки скважин и оптимизации заканчивания скважин.

Оптимизация проводки скважин в настоящее время в основном осуществляется с применением технологии LWD (logging while drilling) или каротаж в процессе бурения. Изучение геологического строения непосредственно в процессе бурения имеет несколько важных преимуществ, таких как уменьшение повреждения пласта за счет отсутствия остановки скважины для проведения записей каротажа, а также возможности проведения оценки геологического разреза в режиме реального времени. Так, с применением технологии LWD становится возможным в реальном времени оценивать границы водонефтяного контакта (ВНК) и ГНК на основе анализа нейтронного и лито-плотностного каротажа, что в итоге позволяет также оценивать пористость и свойства пластов. Данный подход позволяет выбирать наиболее оптимальные траектории скважин и снизить риски неоптимальной проходки и прорыва газа.

В последние годы набирает популярность технология бурения многозабойных скважин или multilateral drilling. Суть технологии заключается в бурении наклонно направленных скважин. При этом сначала осуществляется бурение основного ствола, а затем бурение ответвлений.

Разработка нефтяных оторочек с одной стороны позволяет сократить затраты на бурение скважин с одной кустовой площадки, с другой стороны — увеличить дебит нефти при более низкой дисперсии за счет большего контакта скважин с пластом. В целом следует отметить, что технология бурения многозабойных скважин позволяет повысить эффективность разработки полезных ископаемых. Данная технология позволяет сократить количество одиночных горизонтальных скважин на кустовой площадке. Повышение площади контакта имеет крайне важное значение для сдерживания роста газового фактора. Для того, чтобы пробурить горизонтальное ответвление используют специальные забойные двигатели, которые позволяют отклониться от основного ствола и пробурить дополнительный ствол в соответствии с требуемым азимутом и углом бурения.

В целом, бурение многозабойных скважин в нефтяной промышленности позволяет добиться следующих преимуществ:

1. увеличение дебита скважин из-за повышения площади контакта с пластом;
2. увеличить коэффициент извлечения нефти;
3. осуществлять добычу нефти на месторождениях с низкими дебитами;
4. увеличить приемистость нагнетательных скважин;
5. улучшить качество проводки ствола вблизи ГНК и ВНК.

Также следует отметить применение технологии автономных устройств контроля притока (АУКП). Применение технологии АУКП является одним из вида устройств, которые позволяют ограничить притока газа в скважину из участков либо с повышенной трещиноватостью или высокой проницаемостью. Технология основана на использовании специальных дисков, которые имеют пониженный диаметр и ограничивают, таким образом, фильтрацию в скважину.

Технология АУКП активно применяется в России и имеет следующие преимущества:

1. наличие возможности корректировок условий дренирования в скважину;
2. возможность блокировки внутренней зоны или давления потока в случае прорыва газа или пластовой воды в скважину;
3. ограничение обводнения скважин.

По оценкам экспертов, применение технологии АУКП способно повысить дебит нефти до 20 %.

В рамках проведенного исследования показано, что для борьбы с прорывами газа оптимальным решением является применение технологии многозабойного бурения, а также автономных устройств контроля притока в скважине. Использование данных технологий позволит понизить депрессию в эксплуатируемых скважинах, снизить газовый фактор и повысить дебит нефти.

Литература:

1. Амелин И. Д., Андриасов Р. С., Гиматудинов Ш. К. и др. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений.- М.: Недра, 1978.

2. Габриэлянц, Г. А. Геология нефтяных и газовых месторождений / Г. А. Габриэлянц. — М.: Недра, 1984. — 285 с.

3. Дияшев Р. Н., Шавалиев А. М. и др. Особенности разработки многопластовых объектов. — М.: Нефтпромысловое дело, вып. 11, 1987 г.

4. Геология нефти и газа. Учеб. пособие для вузов/ под ред. Э. А. Бакирова. — М.: Недра, 1990.