УДК 550.832
А.И. Ипатов
О НЕОБХОДИМОСТИ ШИРОКОГО ПЕРЕХОДА
НА ВЫСОКОТЕХНОЛОГИЧНЫЕ СПОСОБЫ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ
И МОНИТОРИНГА ДОБЫЧИ
Аннотация
Разработка Западно-Сибирских месторождений нефти и газа в условиях тотального горизонтального заканчивания скважин показала, что технологически наша промышленность к этому вызову в достаточной степени не была готова. Быстро строить высокотехнологичные горизонтальные скважины, проводить в них многостадийные гидроразрывы пласта и одновременно эффективно управлять эксплуатацией высокотехнологичных скважин, обеспечивать требуемую степень выработки запасов – к сожалению, далеко не одно и тоже...
Несмотря на то, что фактические охваты скважинными гидродинамическими, промыслово-геофизическими исследованиями и альтернативным им долговременным распределенным мониторингом на основе стационарных информационно-измерительных систем в России за последние годы были крайне незначительными, совокупный анализ полученных в отрасли данных по ведущим вертикально интегрированным нефтяным компаниям говорит выявленных методами диагностики негативных тенденциях:
- существующие отечественные технологии не позволяют регулировать и управлять профилями притока и приемистости в горизонтальных скважинах, горизонтальных скважинах с многостадийными гидроразрывами пласта, многоствольных скважинах, тем самым изначально обеспечивать равномерную выработку извлекаемых запасов нефти и газа в зонах дренирования скважин с горизонтальным заканчиванием;
- выявленные средствами скважинной диагностики нежелательные прорывы в ствол горизонтальной скважины воды и газа в итоге так и не были изолированы промысловыми службами, вследствие чего скважины выходили из эксплуатации преждевременно, не обеспечив достижения проектных накопленных показателей добычи углеводородной продукции;
- по замерам в горизонтальных скважинах обнаружена неполная подтверждаемость дизайнов многостадийных гидроразрывов пласта (как в оценках длин трещин, так и в плане определения мест и формы их инициации в стволах);
- наконец, изученные в динамике профили притока и состава притока, как правило, достаточно быстро менялись во времени с момента запуска скважин на отбор продукции, что обычно приводило к непредсказуемым потерям выработки (ухудшение притока, как правило, фиксировалось из носочной и из центральной частей стволов горизонтальных скважин);
- наиболее типичной причиной снижения продуктивности в горизонтальных скважинах и в горизонтальных скважинах с многостадийными гидроразрывами пласта следует признать засорение стволов выволами песка и проппанта, а также отсутствие у промыслов возможности оперативной очистки горизонтальных стволов без создания репрессии на пласт;
- все указанные проблемы безусловно усугубляются для объектов категории трудноизвлекаемых начальных извлекаемых запасов углеводородного сырья.
Фиксация и обоснование перечисленных выше выводов в значительной степени получены благодаря постепенному переходу нефтегазодобывающих и сервисных компаний от традиционных разовых комплексных замеров методами промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин к ведению в эксплуатационных скважинах перманентного долговременного стационарного мониторинга гидродинамических и промыслово- геофизических параметров с помощью различного типа точечных, точечно-распределенных и распределенных модульных средств стационарных информационно-измерительных систем.
Данное прогрессивное высокотехнологичное направление скважинных исследований потенциально может быть в ближайшее время существенно развито и распространено в промышленности (что объективно будет способствовать достижениям более высоких коэффициентов извлечения нефти и газа) при условии, если со стороны государственных органов надзора за разработкой углеводородного сырья (Роснедра, Минэнерго России) будут задействованы мероприятия по мотивации более глубокого и детального изучения состояния выработки остаточно-извлекаемых запасов на разрабатываемых месторождениях.
Ключевые слова: начальные и остаточные извлекаемые запасы, коэффициенты извлечения нефти и газа, промыслово-геофизический контроль, геолого-технологические мероприятия, система поддержания пластового давления, промыслово-геофизические и гидродинамические исследования скважин, геофизические исследования скважин в открытом стволе, горизонтальные скважины, многоствольные скважины, многостадийный гидроразрыв пласта.
A.I. Ipatov
UPDATING THE PROCESSES OF LONG-TERM MONITORING OF PRODUCTION WELLS
Abstract
The development of West Siberian oil and gas fields in conditions of total horizontal completion of wells showed that technologically our industry was not sufficiently ready for this challenge. To quickly build high-tech horizontal wells, to carry out multistage hydraulic fracturing in them and at the same time effectively manage the operation of high-tech horizontal wells, to ensure the required degree of reserves development, unfortunately, is not the same thing...
Despite the fact that the actual coverage of well-testing, production logging and alternative long-term distributed monitoring based on stationary information and measurement systems in Russia in recent years has been extremely insignificant, a cumulative analysis of the data obtained in the industry on the leading vertically integrated oil companies speaks about the following negative trends identified by diagnostic methods:
- the existing domestic technologies do not allow to regulate and manage the inflow and intake profiles in horizontal wells, horizontal wells with multistage hydraulic fracturing, multibarrel wells, thereby initially ensuring uniform production of recoverable oil and gas reserves in the drainage zones of wells with horizontal completion;
- the undesirable breakthroughs into the borehole of a horizontal well of water and gas detected by means of borehole diagnostics were eventually not isolated by field services, as a result of which the wells were decommissioned prematurely, without ensuring the achievement of the project accumulated indicators of hydrocarbon production;
- according to measurements in the horizontal wells, incomplete confirmability of multistage hydraulic fracturing designs was found (both in estimates of crack lengths and in terms of determining the places and forms of their initiation in holes);
- finally, the profiles of the inflow and the composition of the inflow studied in dynamics, as a rule, changed quite quickly in time from the moment the wells were launched for the selection of products, which usually led to unpredictable production losses (flow deterioration was usually recorded from the toe and the central parts of the boreholes of horizontal wells);
- the most typical reason for the decrease in productivity in horizontal wells and horizontal wells with multistage hydraulic fracturing should be recognized as the clogging of boreholes with sand and proppant, as well as the lack of the ability of producers to promptly clean the boreholes without creating repression on the formation;
- all these problems are certainly aggravated for objects of the category of hard-to-recover initial-recoverable reserves of hydrocarbon raw materials.
The fixation and justification of the above conclusions were largely obtained due to the gradual transition of oil and gas producing and service companies from traditional one-time complex measurements by production logging and well testing to permanent long-term stationary monitoring of well testing and production logging parameters in production wells using various types of point-distributed and distributed modular means of stationary information and measurement systems.
This progressive high-tech direction of borehole research can potentially be significantly developed and spread in the industry in the near future (which will objectively contribute to the achievement of higher oil and gas recovery coefficients), provided that the state bodies supervising the development of hydrocarbon raw materials (Rosnedra, Ministry of Energy of the Russian Federation) will involve measures to motivate a deeper and more detailed study of the state of development of residual recoverable reserves at the developed fields.
Keywords: initial and residual recoverable reserves, oil and gas extraction coefficients, field geophysical control, geological and technological measures, reservoir pressure maintenance system, production logging and well testing, open-hole logging, horizontal wells, multibarrel wells, multistage hydraulic fracturing.
DOI 10.29222/ipng.2078-5712.2023-41.art10
Полный текст статьи в формате PDF
