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.
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
- 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.
- 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.
- Батлер Р.М., Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. — М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. — 544 с.
