Интегрированный подход к разработке нефтяных оторочек Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения

Д.А. Сугаипов, (ПАО «Газпром нефть»), Д.Ю. Баженов, С.С. Девятьяров (ООО «Газпромнефть-Ямал»), О.С. Ушмаев, И.В. Перевозкин, М.В. Федоров, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) расположено на севере п-ова Ямал, в 30 км от побережья залива Обская губа. Это одно из крупных разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений ЯНАО. Добыча нефти на Новопортовском месторождении началась в августе 2012 г. Летом 2014 г. на месторождении приступили к выполнению программы эксплуатационного бурения. Промышленная полномасштабная разработка ведется с 2016 г. Предполагается, что к 2020 г. добыча нефти здесь достигнет более 6 млн т/год. Учитывая сложное географическое положение месторождения, принято решение, что добываемая нефть будет вывозиться морским путем. Для этого построен Арктический терминал круглогодичной отгрузки нефти в районе мыса Каменный.

Основная часть запасов Новопортовского месторождения сосредоточена в залежах пластов нижнемелового возраста НП2-3 — НП8 (глубина залегания — около 1800 м), имеющих черты клиноформного строения, и песчаных пластах тюменской свиты Ю2-6 (глубина залегания — около 2000 м). Коллекторами являются мелкосреднезернистые песчаники и алевролиты с линзовидными слоями глин и известняков. Средняя проницаемость коллекторов составляет 0,01 — 0,03 мкм2. Основные залежи нефти — нефтяные оторочки краевого и подстилающего типов с обширными газовыми шапками. Это один из наиболее сложных объектов разработки с точки зрения извлечения нефти. Наличие газовой шапки и подстилающей воды существенно осложняет эксплуатацию скважин и разработку залежей в целом. В таких залежах добывающие скважины быстро загазовываются и обводняются, что в свою очередь приводит к быстрому снижению их потенциала до предела рентабельности (рис. 1).

Рис. 1. Сравнение динамики дебита скважин, вскрывших низкопроницаемую нефтяную оторочку и залежь сланцевой нефти

Прогнозирование перспектив разработки и выбор оптимальной стратегии освоения залежей нефти с низким порогом рентабельности, к которым относятся нефтяные оторочки, — ключевая задача при принятии инвестиционного решения. Эффективное и сбалансированное решение может быть сформировано только с использованием интегрированного подхода, охватывающего всю производственную цепочку от стратегии доизучения актива до логистики внешнего транспорта.

Концепция разработки Новопортовского НГКМ

На основе имеющейся геологической информации в зависимости от изученности и продуктивности пласта месторождение было разделено на три основные зоны разработки. В первую зону вошли краевые оторочки пластов НП и залегающие под ними краевые зоны подстилиющей оторочки пластов Ю2-6. Вторая зона разработки сформирована из центральной (наиболее контактирующей с газом) площади оторочки пластов Ю2-6, в третью вошла северная часть месторождения, отделенная от основной части залежи крупным тектоническим нарушением.

Базовая концепция разработки трех зон Новопортовского НГКМ включает:

— бурение протяженных горизонтальных скважин (ГС) (длина горизонтального ствола более 1000 м) в качестве метода первичного вскрытия;

— обратную закачку газа в качестве вторичного метода повышения нефтеотдачи с формированием по ряду пластов систем разработки с закачкой воды;

— вывоз нефти Северным морским путем;

— дальнейшую монетизацию газа.

В части системы разработки на основе многовариантных расчетов с использованием иерархии моделей (2D моделирование, секторное и полномасштабное 3D моделирование) сформированы следующие решения. Для пластов группы НП принята рядная система разработки ГС длиной 1000–1500 м с межрядным расстоянием 400–500 м и поддержанием пластового давления (ППД) путем обратной закачки подтоварной воды и прорывного газа. Для пласта Ю2-6 выбрана однорядная система разработки ГС длиной 1000 м, в том числе с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП), на естественном режиме в течение 3 лет с последующим переводом части фонда скважин под закачку воды.

В специальной литературе описаны варианты разработки нефтяных оторочек на малых депрессиях без добычи прорывного газа. Однако анализ вариантов освоения Новопортовского НГКМ показал, что такие депрессии не обеспечивают коммерческих дебитов нефти. Поэтому из основной части скважин вместе с нефтью добывают газ газовых шапок. Как следствие, добыча газа составляет значительную часть добычи углеводородов (рис. 2).

Рис. 2. Профиль добычи нефти и газа Новопортовского НГКМ

Добыча прорывного газа сопряжена со следующими геологическими и инфраструктурными вызовами:

— необходимость оперативного управления вводом новых скважин и базовой добычей с целью минимизации объемов добываемого нефтяного газа;

— необходимость расчета инфраструктуры на работу в значительном диапазоне газового фактора как по пластам, так и по соседним скважинам (в ходе первого года эксплуатации различия в газовом факторе (ГФ) скважин одного куста достигают одного порядка);

— в зависимости от динамики ГФ скважины могут эксплуатироваться фонтанным или механизированным способом.

Отдельным важным вопросом интегрированной концепции разработки оторочек является максимально рациональное использование добываемого газа.

Выбор конструкции скважины

Как показывает анализ месторождений с нефтяными оторочками, от 50 до 70 % накопленной добычи оторочек обеспечивают первичные методы извлечения нефти, такие как работа залежи на режиме растворенного газа и водогазонапорном режиме. Основным инструментом управления для этих режимов работы залежи являются режимы работы скважин. Чем ниже добыча газа, тем меньше теряется энергии системы, следствательно, выше коэффициент извлечения нефти (КИН). В связи с этим крайне важно иметь запас по потенциалу скважин, который позволяет увеличивать добычу по скважинам с низким ГФ и снижать добычу по скважинам с высоким ГФ.

Основным оптимизационным критерием для выбора конструкции скважины в таком случае является отношение продуктивности к стоимости скважины [2]. Чем выше это отношение, тем более привлекательным является выбор именно такой конструкции скважины. Например, если в результате технологических улучшений продуктивность скважины возрастает в 3 раза при увеличении стоимости в 2 раза, то с высокой долей уверенности можно считать, что такие улучшения положительно влияют на проект в целом.

При принятии базовой концепции разработки прогноз зависимости суммарной стоимости скважины (включая затраты на поверхностное обустройство) от длины горизонтального участка приводил к тому, что оптимальная длина скважины составляла 1800 м при максимальной фактической длине на месторождении (и в регионе в целом) 500 м. В качестве базового решения была принята длина 1000 м и как технология для опытно-промышленных работ — 1500 м.

В течение первого года эксплуатационного бурения отработка скважин сняла существенную часть неопределенностей, касающихся продуктивности скважины в условиях прорыва газа из нефтяных оторочек. В то же время усилия по совершенствованию технологий бурения и повышению операционной эффективности привели к более оптимистичной динамике стоимости бурения (рис. 3), что существенно сместило целевой ориентир по длине скважины с 1800 до 3000 м и более. Фактически это означает смену концепции бурения: переход от бурения ГС к многоствольному бурению. Переход к многоствольному бурению может также внести дополнительный вклад за счет большего охвата расчлененного разреза, представленного пластами, сформировавшимися в континентальных условиях осадконакопления.

Рис. 3. Плановые и фактические зависимости стоимости строительства горизонтальных скважин от длины горизонтального участка

Как показывает опыт ПАО «Газпром нефть» [4], технологические улучшения позволяют на протяжении значительного времени поддерживать на постоянном уровне соотношение продуктивности и затрат (как следствие, экономическую эффективность нового бурения) при ухудшающемся качестве запасов.

Максимизация ценности газа

Добыча нефти нефтяных оторочек сопряжена с добычей значительных объемов нефтяного газа, включающего как растворенный газ, так и газ газовых шапок. На Новопортовском месторождении прогнозные уровни добычи газа сопоставимы с уровнями добычи нефти. В таком случае невозможно рассматривать газ как предмет утилизации. При интегрированном планировании разработки необходимо решить вопрос максимально рационального использования газовых запасов. В качестве основных вариантов рассматриваются обратная закачка газа в пласт для ППД и внешний транспорт газа с целью монетизации.

При использовании газа для ППД дополнительная ценность проекта формируется за счет вытеснения газом нефти и увеличения накопленной добычи. На рис. 4 приведена зависимость накопленных отборов нефти от объемов обратно закачанного газа. Прослеживается прямая зависимость увеличения добычи и объемов закачки газа. Для условий Новопортовского НГКМ в среднем 1 млрд м3 обратно закачанного газа дает дополнительно 200 тыс. т к накопленной добыче. При этом важно понимать, что этот газ не утилизирован и может быть добыт на последующих стадиях разработки.

Рис. 4. Зависимость накопленной добычи нефти от объемов обратной закачки газа

При внешнем транспорте газа основную ценность создает выручка от его реализации. При этом необходимо учитывать будущие потери от снижения КИН. Для внешнего транспорта газа ключевым оптимизационным критерием является год начала монетизации. Если монетизация начинается в начале разработки, то потери от недополученной нефти могут быть очень большими. Если монетизация начинается поздно, то эффективность снижается из-за значительных затрат на установки комплексной подготовки газа и компрессорные станции, которые необходимы для обратной закачки газа до начала его реализации. Оптимальный момент начала монетизации определяется оптимальным балансом ценности нефтяной и газовой частей. Для Новопортовского ННГКМ в базовом сценарии принят вариант начала внешнего транспорта газа на 5-й год разработки, но по мере получения промысловой информации о динамике прорыва газа и эффекта от ППД этот срок может как приблизиться к началу реализации проекта, так и отдалиться от него.

В ходе эксплуатации инструментом для решения задачи рационального использования газа является интегрированная модель (ИМ). Реализация ИМ предполагает одновременный расчет модели пласта, моделей скважин и модели наземной инфраструктуры исходя из принципа взаимного влияния результатов расчета каждой модели на остальные, обеспечивая таким образом применение различных сценариев в комплексном подходе к оптимизации управления и контроля разработки месторождения.

После завершения первого этапа разбуривания месторождения актуальной становится задача второго этапа разработки и бурения боковых стволов скважин. Задачи управления обратной закачкой и бурением станут еще более интегрированными, так как ключевым фактором успеха уплотняющего бурения будет ППД.

Перспективы

Пути решения технических задач Новопортовского месторождения будут востребованы при дальнейшем освоении новых регионов добычи нефти (Ямал, Дальний Восток, Восточная Сибирь), где в основном открывают нефтегазоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками и значительным содержанием жидких углеводородов в газовой шапке. Извлекаемые запасы таких месторождений составляют более 3,5 млрд т. (рис. 5). При этом крайне важно отметить, что большая часть новой ресурсной базы представлена низкопроницаемыми пластами (рис. 6) с большими глубинами залегания, часто с аномально высоким пластовым давлением, значительно удаленными от существующих объектов. Это предъявляет жесткие требования к эффективности бурения и поверхностного обустройства. Основными направлениями дальнейшего развития являются:

Рис. 5. Распределение извлекаемых запасов нефтяных оторочек по федеральным округам РФ

Рис. 6. Динамика качества запасов разрабатываемых нефтяных оторочек

1) совершенствование технологий бурения и вскрытия пласта;

2) управление разработкой нефтяных оторочек;

3) снижение затрат на обустройство за счет совершенствования технических решений, в том числе интегрированных, объединяющих нефть и газ;

4) внедрение процедур, ускоряющих темп ввода в эксплуатацию месторождений, для ускорения отдачи от инвестиций в геологоразведку и освоение месторождений.

Выводы

1. Ввод в полномасштабную разработку Новопортовского НГКМ позволил «Газпром нефти» получить опыт интегрированного проектирования разработки нефтяных оторочек, применения инструментов управления новым бурением в части выбора оптимальных вариантов заканчивания и размещения скважин, управления текущей добычей, неопределенностями и кост-инжиниринга.

2. Отличительной особенностью ввода в разработку Новопортовского НГКМ является быстрый выход на проектную мощность в условиях значительных стоимостных и инфраструктурных неопределенностей.

3. В дальнейшем полученный опыт планируется применять для других месторождений с нефтяными оторочками в новых регионах нефтедобычи.

Список литературы

1. Развитие кост-инжиниринга в ОАО "Газпром нефть«/М.М. Хасанов, Д.А. Сугаипов, О.С. Ушмаев [и др.]//Нефтяное хозяйство. — 2013. — № 12. — С. 14–16.

2. A Method To Determine Optimum Well Spacing for Oil Rims Gas-Oil Zones/ M.M. Khasanov, O.S. Ushmaev, D.A. Samolovov [et al.]// SPE Arctic and Extreme Environments Technical Conference and Exhibition, 15–17 October 2013, Moscow, Russia.

3. Оценка рентабельных толщин при разработке нефтяных оторочек горизонтальными скважинами/М.М. Хасанов, О.С. Ушмаев, Д.А. Самоловов [и др.]//Нефтяное хозяйство. — 2013. — № 12. — С. 44–47.

4. Говзич А.Н., Билинчук А.В., Файзуллин И.Г. Опыт проведения многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах ОАО «Газпром нефть» // Нефтяное хозяйство. — 2012. — Т. 12. — С. 59-61.

Возврат к списку