ОБОСНОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ КОМБИНИРОВАННЫХ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН ВИКУЛОВСКОЙ СВИТЫ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «К»

JUSTIFICATION OF OPTIMAL PARAMETERS OF COMBINED SYSTEMS FOR DEVELOPMENT OF HORIZONTAL AND DIRECTIONAL WELLS IN THE VIKULOV FORMATION OF THE "K" FIELD»

Введение

Устойчивой тенденцией нефтегазовой отрасли России является ухудшение ресурсно-сырьевой базы добычи углеводородного сырья с увеличением добычи нефти на шельфе, в арктической зоне, возрастанием добычи трудноизвлекаемой нефти, в том числе высоковязких нефтей, добычи из слабопроницаемых коллекторов. В 2018 г. добыча нефти из категории так называемой «трудноизвлекаемой» нефти составила 246 млн. т, что на 18 % больше значения предыдущего года. При этом доля «трудноизвлекаемой» нефти составляет половину от общей добычи нефти в России [1].

Круг геолого-технических мероприятий (ГТМ) для разработки низкопроницаемых коллекторов ограничен (многоствольные скважины (МГС), гидроразрыв пласта на наклонно-направленных скважинах (ГРП на ННС), многостадийный ГРП на горизонтальных скважинах (МГРП на ГС), наиболее эффективным является МГРП на горизонтальных скважинах.

 

Проблематика

Объектом исследования данной работы являются низкопроницаемые пласты ВК1 и ВК2-3 викуловской свиты месторождения К, которые объединены в единый объект разработки ВК1-3. ВК1-3 – это основной объект разработки месторождения К, разрабатывается с 1992 года, преимущественно наклонно-направленными скважинами, размещенными по обращенной семиточечной системе. Из-за низкой проницаемости и высокой расчленности пластов викуловской свиты, все скважины эксплуатируются с ГРП, несмотря на то, что залежи представлены обширными водонефтяными зонами. Данные испытаний скважин и опытно-промышленная разработка показали, что без применения гидроразрыва на объекте ВК1-3 невозможно обеспечить рентабельные промышленные притоки нефти. Повторные ГРП являются самым эффективным ГТМ на рассматриваемом объекте.

В настоящее время разбурены и вовлечены в активную разработку все куполовидные поднятия, характеризующиеся благоприятными, с позиции разработки, ФЕС. Дальнейшие перспективы увеличения и сохранения ежегодных объемов добычи нефти связаны со смещением ковра бурения в краевые районы. С позиции добывного потенциала данные районы неблагоприятные: сокращение нефтенасыщенных толщин и низкая плотность запасов, отсутствие уверенной глинистой перемычки между нефтенасыщенным пластом ВК1 и преимущественно водонасыщенным пластом ВК2-3.

Для решения проблемы с 2013 года на объекте ВК1-3 выполняются опытно-промышленные работы по испытанию скважин с горизонтальным окончанием. Испытаны различные системы заканчивания скважин и технологии проведения МГРП. С 2017 года тиражируется бурение скважин с горизонтальным окончанием длиной 600 м, и технологией освоения Cup2Cup, в качестве нагнетательных применяются наклонно-направленные скважины, система разработки рядная. Данное решение было закреплено в действующем проектном документе.

В 2016 году в проектном институте, занимающимся сопровождением разработки месторождения К, была подготовлена работа, которая обосновывала оптимальные параметры системы разработки горизонтальными скважинами объекта ВК1-3: рядная система разработки с расстоянием между рядами - 400 м, оптимальное количество ГРП – 1 ГРП на 200 метров горизонтального ствола.

Оптимальное количество трещин ГРП было определено для стандартной технологии (цементируемый хвостовик, разрывные муфты с шарами, в среднем 15 тонн пропаннта на 1 ГРП), которая характеризовалась 75% успешности. С 2017 года на объекте применяется другая технология гидроразрыва пласта – технология Cup2Cup малообъемных ГРП (чашечные пакера в цементируемом хвостовике, в среднем 7 тонн пропаннта на 1 ГРП), которая успешна практически на 100%.

В связи с тем, что успешность ГРП влияет на экономическую эффективность проекта, которая выступает критерием оптимальности, требуется уточнить оптимальные параметры системы разработки (расстояние между скважинами, оптимальная длина горизонтальной скважины и т.д.).

Целью данной работы является уточнение оптимальных параметров системы разработки низкопроницаемого коллектора водонефтяных зон викуловских отложений месторождения «К».

 

Технико-экономическое обоснование количества трещин ГРП по технологии Cup2Cup

Задача решалась для двух вариантов фиксированных длин горизонтальной скважины 1200 м и 2000 м, которые соответствуют плановым опытно-промышленным работам из действующего проектного документа.

Запускные дебиты скважин определялись на основе средних значений безразмерного коэффициента продуктивности в зависимости от количества ГРП, и расстояниями между стадиями. Темпы падения дебита жидкости рассчитывались в программе, реализованной в MS Excel, которая основана на решении задачи суперпозиции точечных стоков и линейных источников (на границе – линия постоянного давления) во времени (рисунок 1), добыча нефти определялась на основе типовой характеристики вытеснения для объекта ВК1-3. Заданы средние значения геолого-физических свойств краевых зон.

http://meridian-journal.ru/uploads/2020/05/4145-5.PNG

Рисунок 1. Схема расчета системы трещин (Xe – расстояние между рядами скважин, Ye – длина ГС + расстояние между скважинами в ряду, L – длина горизонтального ствола, xf =50м – полудлина трещины ГРП).

 

Результаты технико-экономических расчетов представлены на рисунках 2-3.

Рисунок 2. Диаграмма удельной накопленной добычи на скважину длиной 1200м и индекса доходности инвестиций (PI) на элемент разработки в зависимости от количества ГРП на скважине.

Рисунок 3. Диаграмма удельной накопленной добычи на скважину длиной 2000м и индекса доходности инвестиций (PI) на элемент разработки в зависимости от количества ГРП на скважине.

 

Оптимальное количество трещин характеризуется максимальными значениями индекса доходности и удельной добычи на скважину, для ГС 1200 м составляет 14-16 трещин ГРП (75-85м между трещинами ГРП), для ГС 2000 м – 20 трещин ГРП (100 м между трещинами ГРП).

 

Уточнение оптимальных параметров системы ГС с МГРП / ННС с ГРП

Рассмотренные схемы размещения скважин предоставлены на рисунке 4.

Рисунок 4. Элементы разработки рассмотренных систем разработки ГС с МГРП / ННС с ГРП.

Технологические показатели разработки не пересчитывались, были использованы результаты расчетов на гидродинамической модели, выполненные в 2016 году в проектном институте [2], поскольку они соответствуют фактическим показателям скважин, осваиваемым по технологии ГРП Cup2Cup.

Расчет экономической эффективности разработки был уточнен с учетом 100% успешности выполнения ГРП по новой технологии и стоимости операций ГРП. Количество стадий ГРП задано равным оптимальному. Результаты технико-экономических расчетов представлены на рисунках 5-6.

Рисунок 5. Индекс доходности инвестиций в зависимости от расстояния между рядами скважин для различных длин ГС.

Рисунок 6. Индекс доходности инвестиций в зависимости от длины ГС для зон с эффективной проницаемостью 7 и 15 мД.

 

Уточненный расчет подтвердил правильность выбора оптимального расстояния между рядами скважин – 400 м.

Увеличение длины ГС и количества ГРП приводит к повышению экономической эффективности, поэтому запланирована пошаговая оптимизация технологии разработки. Уменьшение PI для ГС 800м связано с необходимость применения для ППД двух ННС с ГРП.

Стоит отметить что, при Кпр=7мД система разработки ГС с МГРП/ННС с ГРП становится рентабельной только при длине ГС 1500 м, что связано с высокими технологическими рисками. Данный вывод говорит о том, что в зонах с низкой проницаемостью использовать данную систему нецелесообразно.

 

Выводы

В данной работе выполнено технико-экономическое обоснование оптимального количества ГРП по технологии Cup2Cup.

С использованием результатов предыдущего обоснования систем разработки краевых зон низкопроницаемого коллектора объекта ВК1-3 были скорректированы технико-экономические расчеты с учетом применения новой технологии ГРП (Cup2Cup).

Уточенные оптимальные параметры систем разработки ГС/ННС:

  • оптимальная плотность трещин ГРП меняет от 75 м до 100 м при увеличении длины ГС с 600 м до 2000 м;
  • длина горизонтальных скважин ограничивается технологическими возможностями буровой установки (максимум – 2000 м для объекта ВК1-3) и рисками ухода в водонасыщенную часть объекта в процессе бурения;
  • оптимальное расстояние между рядами скважин – 400м.

 

Литература

  1. Нефтегазовый комплекс России – 2018. Часть 1. Нефтяная промышленность – 2018: долгосрочные тенденции и современное состояние // И.В. Филимонова, В.Ю. Немов, И.В. Проворная и др.; Ин-т нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН. – Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2019. – 84 с.
  2. Информационный отчёт департамента геологии и разработки месторождений Нягань «Разработка матрицы выбора типа заканчивания скважин на примере объекта ВК1-3 Красноленинского НГКМ». - Тюмень: ООО «ТННЦ», – 1-53 c.
  3. Батлер Р.М., Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. — М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. — 544 с.