ОБОСНОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ВИКУЛОВСКОЙ СВИТЫ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «К»

JUSTIFICATION OF OPTIMAL PARAMETERS OF DEVELOPMENT SYSTEMS FOR HORIZONTAL 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».

Уточнение оптимальных параметров системы ГС с МГРП / ГС с МГРП

Рассмотрены рядные схемы размещения скважин. Вместо ННС применяется ГС с МГРП, длина которой и количество трещин ГРП в 2 раза меньше, чем у добывающей, что обосновывается соотношением подвижностей. Все расчеты выполнены по аналогии с системами ГС с МГРП / ННС с ГРП. Оптимальное расстояние между рядами – 400 м.

Экономическая эффективность рассматриваемых систем выше (рисунок 1, таблица 1).

Таблица 1 – Результаты технико-экономической оценки систем ГС/ГС.

http://meridian-journal.ru/uploads/2020/05/4154-6.PNG

Рисунок 1. Индекс доходности инвестиций в зависимости от длины ГС для зон с эффективной проницаемостью 7 и 15 мД.

 

Сопоставление оптимальных систем ГС/ННС и ГС/ГС

Сравнение выполнялось для групп лучших и худших по фильтрационно-емкостным свойствам участков: для Кпр = 7 мД и Кпр = 15 мД, при следующих параметрах: Ннн=6 м, расстояние между скважинами – 400 м. Результат сопоставления представлен на рисунке 2.

Рисунок 2. Сопоставление экономической эффективности систем ГС/ГС и ГС/ННС.

 

При увеличении длины ГС в системе ГС/ННС требуется большое количество нагнетательных скважин, поэтому эффективность данной сетки изменяется слабо. Так, например, для ГС 2000 м требуется 5 нагнетательных ННС.

При замене нагнетательных ННС на ГС с МГРП экономическая эффективность резко вырастает, поэтому уже с  длины 1200 м более перспективна сетка ГС/ГС, но, вместе с тем, возрастают и риски.

По результатам сравнения, наиболее перспективное бурение ГСдоб 2000м + 20 ГРП/ГСнаг + ГРП. Опытно-промышленные работы по бурению ГС 2000 м запланированы на 2020 год.

 

Уточнение оптимальной длины горизонтальной нагнетательной скважины

Выше представленные расчеты выполнены с важным допущением о том, что длина горизонтальной скважины равна половине длины добывающей, исходя из предположения о соотношении подвижностей.

Для проверки данного допущения на гидродинамической модели были выполнены расчеты для элементов разработки с длиной ГС 1200 м и ГС 2000 м. Элемент представляет собой 2 добывающие ГС и ряд нагнетательных скважин между ними. На рисунках 3а и 3б представлены разрезы куба нефтенасыщенности гидродинамической модели со скважинами элемента разработки.

Параметры рассмотренных систем ППД для ГС 1200 м:

  • Скважины ППД – 2ННС ,3 ННС, 1 ГС.
  • Расстояние до нагнетательной скважины – 400 м.
  • Конструкция нагнетательной скважины –ННС с ГРП, ГС 600, 800, 1000, 1200 м с МГРП.

Параметры рассмотренных систем ППД для ГС 2000 м:

  • Скважины ППД – 4, 5, 6 ННС, 1 ГС.
  • Расстояние до нагнетательной скважины – 400 м.
  • Конструкция нагнетательной скважины –ННС с ГРП, ГС 1000, 1500, 1800, 2000 м с МГРП.

Рисунок 3. Разрезы куба нефтенасыщенности гидродинамической модели для элемента разработки с длинной ГС 1200 м (а) и 2000 м (б).

 

Рисунок 4. Диаграмма удельной накопленной добычи на скважину для элемента ГС длиной 1200м и индекса доходности инвестиций (PI) на элемент разработки, в зависимости от типа нагнетательной скважины/скважин.

 

Далее с использованием экономической модели проектного института была выполнена технико-экономическая оценка, результаты которой представлены на рисунках 4-5.

Рисунок 5. Диаграмма удельной накопленной добычи на скважину для элемента ГС длиной 2000м и индекса доходности инвестиций (PI) на элемент разработки, в зависимости от типа нагнетательной скважины/скважин.

 

Проведенные расчеты подтвердили, что в качестве нагнетательной эффективней использовать горизонтальную скважину как с технической, так и с экономической точки зрения.

Тем не менее, допущение об оптимальном соотношении длин ГС не подтвердилось, оптимальное соотношение длин и количества ГРП на добывающих и на нагнетательных скважинах составило 1/1. Такой результат объясняется увеличением коэффициента охвата за счет увеличения длины ГС и количества ГРП.

 

Выводы

Для разработки краевых зон низкопроницаемого коллектора объекта ВК1-3 были скорректированы технико-экономические расчеты с учетом применения новой технологии ГРП (Cup2Cup), определены оптимальные параметры систем разработки горизонтальных скважин, уточнена оптимальная длина нагнетательной горизонтальной скважины.

Уточенные оптимальные параметры систем разработки:

  • для ГС менее 1200м оптимально применять в качестве нагнетательных ННС с ГРП, количество которых зависит от длины ГС (для ГС <800 м – 1 ННС, для ГС 800-1000 м – 2 ННС, для ГС 1000-1200 м – 3 ННС);
  • начиная с длины ГС 1200 м оптимальной является нагнетательная горизонтальная скважина с соотношением длины и количества ГРП 1/1.

 

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.