Определение оптимального режима разработки низкопроницаемых пластов при проведении многостадийного гидроразрыва

А.Н. Ситников, А.А. Пустовских, Е.В. Белоногов, Д.А. Самоловов, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), Н.С. Кубочкин (Тюменский гос. университет)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

Выбор оптимального способа разработки низкопроницаемых коллекторов является важнейшей задачей для нефтедобываюших компаний в последние годы. Тенденция ухудшения коллекторских свойств привела к интенсивному развитию технологий бурения горизонтальных скважин с многостадийными гидроразрывами пласта (МГРП) и их массовому использованию при формировании систем разработки месторождений. Несмотря на то, что заводнение пластов пока не нашло альтернативы, все чаще в процессе разработки месторождений, содержащих коллекторы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), наблюдаются проблемы, связанные с подготовкой воды: очистка от эмульсий и механических примесей, выбор оптимальной минерализации и др.

Большие капитальные вложения в строительство нагнетательных скважин и наземное обустройство обусловливают значительное снижение экономических показателей разработки. В связи с этим целесообразно рассматривать альтернативные методы и режимы разработки, в том числе разработку на естественном режиме.

В данной статье рассмотрены вопросы определения критических значений параметров пласта, при которых естественный режим является более эффективным, чем заводнение. При этом проблемы, которые могут возникать при организации системы поддержания пластового давления (ППД) в низкопроницаемых коллекторах, не учитывались.

Аналитическая модель разработки пласта

Одним из вариантов решения задачи определения критических значений параметров пласта является построение аналитической модели с целью получения безразмерных комплексов, влияющих на эффективность эксплуатации нефтяного пласта и выбор режима разработки. Для построения аналитической модели были приняты следующие допущения:

— нефтяной пласт однородный;

— подвижности закачиваемого и добываемого флюидов равны и постоянны во времени;

— сжимаемости закачиваемого и добываемого флюидов равны и постоянны во времени;

— нагнетательная скважина эксплуатируется без отработки;

— скважины эксплуатируются с постоянным забойным давлением;

— расстояние между скважинами в ряду пренебрежимо мало по сравнению с длиной ствола скважины;

— заканчивание скважин с проведением МГРП; трещины ГРП высотой на всю толщину пласта, параллельные основному стволу, их суммарная длина равна длине ствола скважины;

— вытеснение флюида — поршневое;

— извлекаемые на естественном режиме запасы нефти не превышают запасов, извлекаемых при заводнении;

— пластовая вода изначально неподвижна, ее сжимаемость мала по сравнению со сжимаемостью нефти, поэтому обводненность на естественном режима равна нулю.

Технико-экономическая модель разработки пласта

Так как система разработки симметрична, рассматривается одномерная нестационарная задача для элемента разработки, который характеризуется лишь межскважинным расстоянием (рис. 1). На естественном режиме вторая скважина, расположенная в точке x = 1, является добывающей, ее забойное давление p1 = p0. При заводнении вторая скважина — нагнетательная и p1 > p0.

Рис. 1. Динамика давления р в интервале между скважинами (а) и геометрия элемента разработки (б): а: р0 — забойное давление в добывающей скважине при x = 0; р1 — забойное давление во второй скважине; рi — начальное пластовое давление; б: W — расстояние между скважинами; h — эффективная нефтенасыщенная толщина

В качестве критерия эффективности разработки используется чистый дисконтированный доход (NPV), который для одного элемента разработки рассчитывается по аналогии с работой [1] по формуле

где pnb — цена сырой нефти; T — время разработки; qн(t) — зависимость дебита нефти от времени; r — коэффициент дисконтирования; cW — стоимость строительства скважины.

Для сравнения эффективности систем разработки с различными параметрами применяется безразмерный NPVD, величина которого пропорциональна NPVW всего месторождения

где NpW — предельные извлекаемые запасы нефти на скважину, что эквивалентно запасам на элемент.

Предельные извлекаемые запасы зависят от вида воздействия. Для сравнения естественного режима и заводнения в качестве предельных извлекаемых запасов используем упругие запасы жидкости для элемента

где Bж — объемный коэффициент жидкости; L — суммарная длина трещин МГРП; φ — пористость; ct — полная сжимаемость системы, равная сумме сжимаемости жидкости и порового пространства.

В работе [2] показано, что, используя решение одномерного уравнения пъезопроводности из работы [3], можно получить аналитическую зависимость дебита жидкости для одной стороны трещины в зависимости от времени в следующем виде:

где k — абсолютная проницаемость пласта для рассматриваемой фазы; μ — динамическая вязкость рассматриваемой фазы; р1D = (рi — p1)/(рi — p0) — безразмерное забойное давление в нагнетательной скважине; tD = kt/(φctμW2) = χt/W2 — безразмерное время; n — переменная суммирования; χ — пъезопроводность пласта. Размерное время нормируется на размер области дренирования и коэффициент пъезопроводности, давление — на начальную депрессию в добывающей скважине. Давление p1D показывает отношение репрессии в нагнетательной скважине со знаком «минус» к депрессии в добывающей. При разработке на естественном режиме p1D = 1.

В элементе разработки участвуют две половины скважины, поэтому для естественного режима дебит нужно умножать на 2. Для естественного режима дебит нефти равен дебиту жидкости для всего периода разработки, так как принято допущение о поршневом вытеснении. Для заводнения принято, что до прорыва воды дебит нефти равен дебиту жидкости, после прорыва — равен нулю и эксплуатация скважины прекращается.

В работе [2] показано, что NPVD можно выразить через безразмерное расстояние между рядами скважин WD = W√r/x и безразмерную стоимость строительства скважины

(Bн — объемный коэффициент нефти)

Естественный режим

На естественном режиме добыча в элементе происходит с двух половин трещин. Предположим, что она осуществляется в течение бесконечного промежутка времени. Тогда согласно работе [2]

Решение оптимизационной задачи поиска максимума NPVD при варьировании WD приводит к трансцендентному уравнению, его решение приведено на рис. 2. Граница рентабельности соответствует cWD = 2.

Рис. 2. Зависимость оптимального безразмерного межрядного расстояния WD опт от безразмерной стоимости скважины cWD для естественного режима в логарифмических координатах

Разработка с применением заводнения

При заводнении добыча в элементе происходит с одной половины одной трещины, кроме того, время разработки T ограничено конечным временем прорыва воды. Безразмерный NPVD согласно работе [2] рассчитывается по формуле

Зависимость оптимального значения безразмерного межрядного расстояния от безразмерной стоимости скважины для различных значений p1D при φSKвыт/φcti— p0) = = 1 (S — нефтенасыщенность; Квыт — коэффициент вытеснения) приведена на рис. 3. В данном случае граница рентабельности соответствует cWD = 1. В общем случае граница рентабельности зависит от значения φSKвыт/φcti — p0).

Рис. 3. Зависимость оптимального безразмерного межрядного расстояния WD опт от безразмерной стоимости скважины cWD для заводнения: 1, 2, 3 — p1D составляет соответственно — 1,5; −1 и −0,5

Выбор режима разработки пласта

На основе построенной технико-экономической модели получено множество значений WD опт для различных величин основных безразмерных параметров (cWD, φSKвыт/φcti — p0), p1D), для каждого из которых определен режим разработки, обеспечивающий наибольшее значение NPVD опт. Множество решений оптимизационной задачи обобщено в виде палетки (рис. 4). Окончание кривых при увеличении cWD соответствует окончанию зоны рентабельности заводнения. Из рис. 4 видно, что при малых значениях cWD уменьшение p1D (эквивалентно увеличению давлению закачки) снижает экономическую эффективность заводнения. Кривые перехода естественный режим — заводнение располагаются в области φSKвыт/φcti — p0) ~1, что соответствует относительно малому объему доступной для вытеснения нефти и относительно низкой пъезопроводности. При этом увеличение давления закачки ускоряет прорыв воды, однако из-за относительно низкой пъезопроводности слабо влияет на прирост продуктивности добывающей скважины. С увеличением cWD переходное значение φSKвыт/φcti — p0) несколько возрастает, что приводит к постепенному повышению эффекта от увеличения давления закачки.

Рис. 4. Палетка для определения оптимального режима разработки: 1, 2, 3, 4, 5, 6 — p1D составляет соответственно 0,5; −1; −1,5; −2; −0,1; −3

Линии, разделяющие естественный режим и заводнение, можно аппроксимировать следующими зависимостями:

Используя уравнения (9)—(11), можно получить выражение для расчета порогового значения проницаемости в общем виде, ниже которого заводнение не повышает экономическую эффективность разработки,

Следующим шагом является проверка полученных результатов.

Численная модель

Традиционно при формировании систем разработки с заводнением в начальный период нагнетательные скважины используются в качестве добывающих. Оптимальное время отработки нагнетательных скважин в режиме добычи нефти может быть определено различными способами: от использования аналитических [4] и численно-аналитических моделей [5] до трехмерного гидродинамического моделирования.

Рассмотрим решение этой задачи с применением корпоративного симулятора, позволяющего проводить многовариантные расчеты технико-экономических показателей разработки. Расчеты были выполнены для условий Приобского месторождения. По формуле (12) значение kпорог составило около 0,1·10-3 мкм2. Предполагалось отсутствие изменения полной сжимаемости и вязкости нефти по площади месторождения. В таком случае оптимальное время отработки определяется проницаемостью пласта (рис. 5). Из рис. 5 видно, что при снижении проницаемости от 0,3·10-3 до 0,1·10-3 мкм2 резко возрастает оптимальное время отработки, которое при k = 0,1·10-3 мкм2 составляет 90 мес. Очевидно, что разработка месторождения при столь длительном (более 7 лет) нахождении нагнетательных скважин в добыче уже практически является разработкой на естественном режиме, поэтому целесообразно более детально рассматривать возможность выбора естественного режима эксплуатации залежи.

Рис. 5. Зависимость оптимального времени отработки на нефть Топт от проницаемости пласта k

Отсутствие системы заводнения, если это учтено в проекте разработки, неизбежно влияет на конфигурацию сетки скважин и систему заканчивания. Если в системе разработки присутствуют нагнетательные скважины, то в большинстве случаев более эффективны системы, в которых трещины ГРП расположены продольно/субпродольно относительно ствола горизонтальной скважины. При разработке на естественном режиме горизонтальные скважины ориентируют так, чтобы трещины ГРП были перпендикулярны стволу, это обеспечивает лучший коэффициент охвата по латерали, большие дебит и накопленную добычу в период нестационарного режима течения.

В расчетах оптимальных систем разработки для различных значений проницаемости для поиска оптимума (критерий оптимальности NPV) варьировались следующие показатели:

— длина горизонтального ствола, число продольных/поперечных трещин ГРП;

— плотность сетки скважин;

— коэффициент деформации сетки;

— оптимальное время отработки на нефть.

Результаты расчетов представлены на рис. 6, из которого видно, что при проницаемости менее 0,1·10-3 мкм2 экономически более выгодна работа залежи на истощение. Следовательно, в условиях Приобского месторождения пласты с ухудшенными ФЕС (проницаемость составляет 0,1·10-3 мкм2 и менее) экономически эффективнее разрабатывать на естественном режиме.

Рис. 6. Зависимость NPV/S от проницаемости при разработке на естественном режиме (1) и при заводнении (2)

Согласно приведенным данным, можно сделать вывод, что применение заводнения при разработке низкопроницаемых коллекторов не всегда экономически целесообразно. Как видно из аналитической модели, при снижении проницаемости пласта ниже порогового значения оптимальной с точки зрения технико-экономической эффективности является разработка залежи на естественном режиме. Этот вывод подтвержден результатами численного моделирования.

Список литературы

1. Оптимальные параметры разработки нефтяного месторождения/М.М. Хасанов, О.С. Ушмаев, С.А. Нехаев, Д.М. Карамутдинова//SPE 162089. — 2012.

2. Определение критериев выбора оптимального способа разработки в низкопроницаемых коллекторах/Е.В. Белоногов, А.А. Пустовских, Д.А. Самоловов, А.Н. Ситников//SPE 182041. — 2016.

3. Prats M., Camacho-Velazquez R., Rodriguez F. One-dimensional Linear Flow with Constant Terminal Pressures//Journal of Canadian PetroleumTechnology. — 1999. — V. 38. — № 13. — P. 1–6.

4. Хасанов М.М., Краснов В.А., Коротовских В.А. Определение оптимального периода отработки скважины на нефть//Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». — 2007. —№ 5. — С. 19–21.

5. Метод определения оптимального времени отработки нагнетательных скважин/А.Н. Ситников, А.А. Пустовских, А.П. Рощектаев, Ц.В. Анджукаев// Нефтяное хозяйство. — 2015. — № 3. — С. 84–87.

Возврат к списку