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

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 ВК_2-3 викуловской свиты месторождения К, которые объединены в единый объект разработки ВК_1-3. ВК_1-3 – 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 ВК_1-3 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 ВК_2-3.

Для решения проблемы с 2013 года на объекте ВК_1-3 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 ВК_1-3: 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 ВК_1-3. Заданы средние значения геолого-физических свойств краевых зон.

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 ВК_1-3 были скорректированы технико-экономические расчеты с учетом применения новой технологии ГРП (Cup2Cup).

Уточенные оптимальные параметры систем разработки ГС/ННС: