Подходы к обоснованию комбинированных систем разработки на примере объектов НП8 и Ю2-6 Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения

Д.А. Сугаипов, к.т.н.ПАО «Газпром нефть» , ООО «Газпромнефть-Развитие», О.С. Ушмаев ООО «Газпромнефть-Развитие», д.т.н., Д.Ю. Баженов ООО «Газпромнефть-Ямал», А.В. Билинчук, к.т.н., И.В. Перевозкин, Р.Р. Бадгутдинов ООО «Газпромнефть НТЦ»

Журнал «Нефтяное хозяйство»

Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1964 г., расположено в пределах п-ова Ямал. В 2012 г. месторождение введено в опытно-промышленную разработку, в настоящее время ведется активное разбуривание. Нефтегазоносность месторождения установлена в 20 пластах. Основные объекты разработки представляют собой нефтяные оторочки козырькового (пласты НП) и подстилающего (пласты Ю2-6) типов. 


В статье представлены результаты апробации различных конструкций скважин, анализ эффективности их применения в различных геолого-физических условиях на примере пластов Ю2-6 и НП8. Пласты Ю2-6 и НП8 характеризуются различными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) (табл. 1) и соотношениями запасов свободного газа и нефти. Первоначальная концепция их разработки (табл. 2) предусматривала рядные системыгоризонтальных скважин (ГС) длиной 1000 м с проведением многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в скважинах объекта Ю2-6. В 2015–2016 гг. был сформирован технологический план, который предусматривал оценку технологической готовности бурения скважин сложной конструкции, выбор геологических объектов для их апробации с последующей оценкой экономической эффективности. 


Первоочередным объектом для оценки эффективности рассматриваемых технологий являлся объект Ю2-6, который имеет наиболее сложное геологическое строение и низкие ФЕС. Выделение в разрезе объекта пласта Ю3, в котором сосредоточена основная часть запасов нефти и газа, а также учет его положения относительно флюидоконтактов в совокупности со степенью глинизации разреза в целом позволили сформировать матрицу характерных зон нефтяной оторочки [1]. С учетом результатов опытно-промышленных работ по бурению иэксплуатации ГС (в том числе с МГРП), проведенных на месторождении с 2012 по 2016 г., и сформированной матрицы построена карта зонирования технологий по заканчиванию скважин. 

Обоснование новых технологических решений и технологий разработки подгазовых зон осуществлялось на основе 3D математических экспериментов с привлечением современных методов компьютерного моделирования, а также аналитических подходов. Это позволило, с одной стороны, учесть различные геолого-физические условия и факторы, с другой, – избежать постановки сложных и дорогостоящих промысловых экспериментов. 

Алгоритм расчета оценки эффективности различных вариантов заканчивания скважин предусматривал: 

– оценку технологической готовности к бурению скважин сложной конструкции; – выбор расчетных секторов гидродинамической модели; 

– оценку эффективности проводки горизонтальной секции в разрезе; 

– анализ эффективности применения многозабойных скважин (МЗС) и увеличения длины горизонтальной секции скважин; 

– оценку экономической эффективности. 

На основе выполненных расчетов предложены проектные решения, которые учитывают комплексную технико-экономическую оценку усложнения конструкции скважин относительно базовой технологии в подгазовой зоне объекта Ю2-6. Результаты численных расчетов с нормированием на ГС длиной 1000 м представлены на рис. 1. 


Рис. 1. Сопоставление расчетных показателей по технологиям (FB – конструкция fishbone)

В качестве приоритетных для зон со значительными газонасыщенными толщинами в 2015 г. была рекомендована апробация пилотных технологий МЗС и ГС длиной 1500 м. 

В 2015–2018 гг. на данном объекте пробурены и введены в эксплуатацию скважины со следующими типами заканчивания: 

– ГС 1000-1500 м с фильтром-хвостовиком – 6 скважин; 

– ГС 1000-1500 м с МГРП (8–30 стадий) – 41 скважина с 8–12 стадиями МГРП и 6 скважин с более чем 20 стадиями МГРП;

– МЗС 2х1000 – 6 скважин с длиной двух стволов по 1000 м с фильтрами-хвостовиками (заканчивание по технологии TAML1). 

По скважинам с более сложным заканчиванием зафиксирован существенный прирост дебита нефти при низкой обводненности и менее «агрессивной» динамике роста газового фактора (рис. 2).


Рис. 2. Динамика дебита нефти (а) и газового фактора (б) по итогам реализации технологического плана на объекте Ю2-6

Увеличение длины скважин от 1000 до 1500 м обеспечивает прирост дебита нефти. Эта технология представляет интерес для распространения в подгазовых зонах рассматриваемого объекта на участках с высокой степенью изученности пилотными стволами, что связано со значительной неоднородностью русловых отложений. 

МЗС 2х1000 дают наиболее значительный прирост дебита нефти без значительного роста газового фактора иобводненности. Это с учетом стоимости реализации данной технологии предполагает ее повсеместное распространение для подгазовых зон. 

По ГС с МГРП фактическая динамика газового фактора, обводненности и данные микросейсмического мониторинга свидетельствуют о распространении трещин ГРП в газо- и водоносную части пласта. В связи с этим целевыми зонами для реализации данной технологии являются краевые участки пласта с низкими газонасыщенными толщинами. При увеличении числа стадий ГРП (20–30) отмечается повышение дебита нефти относительно дебита по базовой технологии в сопоставимых геологических условиях. В то же время при анализе экономической эффективности скважин с большим числом стадий МГРП выявлено, что удельный NPV имеет разброс значений при отсутствии явного прироста экономической эффективности. По итогам серии расчетов на секторной гидродинамической модели с детализированной сеткой оптимальный NPVбыл достигнут при реализации 12-стадийного ГРП (рис. 3). 


Рис. 3. Результаты расчетов на секторной модели для определения экономически обоснованного числа стадий МГРП

Полученные результаты показывают, что системы разработки с комбинированным заканчиванием в зависимости от геолого-физических условий можно применять на других пластах месторождения, в частности, на пласте НП8. Использование МЗС 21000 обусловлено незначительным приростом стоимости (~20 %) относительно «классических» ГС 1000 м. При этом геологическое строение пласта НП8 позволяет интенсифицировать добычу за счет проведения МГРП в зонах с различной степенью связанности нефтяной оторочки, газовой шапки и водоносного горизонта. Подходы к оптимизации сетки скважин данного пласта были сформированы с учетом наработанного опыта по объекту Ю2-6. Алгоритм оценки эффективности и комбинирования различных вариантов конструкции скважин предусматривал вариацию способов заканчивания как добывающих, так и нагнетательных скважин. Для нивелирования влияния темпов и графика разбуривания все расчеты осуществлялись на единовременный ввод скважин с фиксированной отработкой нагнетательных скважин. 

По результатам многовариантных расчетов на гидродинамической модели оптимальные способы заканчивания для пласта НП8 определялись следующими факторами. 

ГС с МГРП: 

– в подгазовой зоне проведение МГРП ведет к отключению скважины по газовому фактору (технические ограничения установки электроцентробежного насоса по содержанию свободного газа на приеме насоса);

– в чисто нефтяной зоне скважины с МГРП оптимальны по всем технико-экономическим показателям вследствие отсутствия рисков прорыва трещин ГРП вгазо- и водонасыщенную области; 

– в водонефтяной зоне проведение ГРП обусловлено низкой степенью связанности коллектора между нефтяной оторочкой и водоносным горизонтом. 

МЗС: 

– максимальные соотношения дебит/NPV по всем скважинам подгазовой зоны; 

– участки водонефтяной зоны с низкой расчлененностью. 

ГС: 

– в локальных подгазовых зонах с низкими нефтенасыщенными толщинами, где использование МЗС не ведет к кратному приросту дебита нефти и NPV ниже, чем при применении ГС. 

В табл. 3 представлено сопоставление основных расчетных вариантов по накопленной добыче нефти и NPV.  Комбинирование разных типов заканчиваний скважин позволяет увеличить добычу нефти на 16 %, NPV на 19 %. 

Выполнена также оценка различных способов поддержания пластового давления (ППД) в условиях рекомендуемых альтернативных проектных решений по технологическому заканчиванию скважин. Расчеты на гидродинамической модели предусматривали следующую вариативность: 

– истощение; 

– закачка газа в газовую шапку; 

– внутриконтурное заводнение; 

– приконтурное заводнение; 

– дополнительные варианты внутриконтурного и приконтурного заводнения с закачкой газа в газовую шапку. 


Рис. 4. Сопоставление вариантов ППД с комбинированным заканчиванием

На рис. 4 приведены характеристики вытеснения для каждого из указанных вариантов. Из него видно, что на данном объекте закачка воды значительно эффективнее закачки газа. Так, реализация внутриконтурного заводнения приводит к увеличению накопленной добычи нефти на 80 % по сравнению с режимом истощения и на 30 % относительно варианта с закачкой газа. Кроме того, следует отметить, что в условиях соблюдения 100%-ной компенсации отборов закачкой газа (и воды) дополнительная добыча от вытеснения нефти газом на данном объекте достигается в более поздний период, что прямо влияет на экономическую эффективность. 

С учетом комбинации способов заканчивания оптимальной системой разработки по результатам расчетов является однорядная система с формированием внутриконтурного заводнения. В табл. 4 представлена оценка различных периодов отработки нагнетательных скважин. В геологических условиях пласта НП8 при отсутствии значительной газовой шапки и низкой активности аквифера рекомендуемый срок отработки нагнетательных скважин на нефть составляет 6 мес. 


В настоящее время пласт НП8 разбуривается по вышеописанной сетке скважин с комбинацией способов заканчивания. Фактические параметры работы скважин подтверждают проектные показатели и позволяют констатировать корректность принятых решений.

Выводы 

1. Технико-экономическое обоснование комбинации способов заканчивания на основе расчетов с использованием гидродинамической модели позволяет учесть различные геолого-физические условия для каждой проектной скважины, интерференцию скважин, а также оценить различные методы воздействия на пласт с учетом изменения конструкции скважин. 

2. Проектные решения, рекомендованные на основе выработанных алгоритмов расчета эффективности заканчивания для различных геолого-физических условий, подтверждены результатами фактической эксплуатации скважин. 

3. В результате успешно проведенных ОПР показано, что высокотехнологичные скважины обеспечивают увеличение продуктивности по сравнению с горизонтальными скважинами длиной 1000 м в сопоставимых геологических условиях. Комбинирование разных типов заканчивания скважин с учетом геологических условий, технологической готовности и на основе экономической оценки позволяет повысить коэффициент извлечения нефти и экономическую эффективность разработки пластов.

Список литературы

1. Технологические вызовы при разработке нефтяных оторочек Новопортовского месторождения / Р.Р. Бадгутдинов, Р.Т. Апасов, М.В. Федоров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 12. – С. 56–59. 
2. Интегрированный подход к разработке нефтяных оторочек Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения / Д.А. Сугаипов, Д.Ю. Баженов, С.С. Девятьяров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 60–63. 
3. Опыт бурения многозабойных горизонтальных скважин для разработки нефтяных оторочек на примере Новопортовского месторождения / Д.А. Сугаипов, И.Ф. Рустамов, О.С. Ушмаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 35–36. 
4. Успешный опыт строительства многозабойных скважин по технологии TAML1 на Новопортовском месторождении / С. Пильник, А. Дубровин, М. Зимогляд [и др.] // SPE 191521-18RPTC-RU. – 2018.

References 

1. Badgutdinov R.R., Apasov R.T., Fedorov M.V. et al., Technological challenges of oil rim development in terms of Novoportovskoe field (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2015, no. 12, pp. 56–59.
2. Sugaipov D.A., Bazhenov D.Yu., Devyat'yarov S.S. et al., Integrated approach to oil rim development in terms of Novoportovskoye field (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2016, no. 12, pp. 60–63.
3. Sugaipov D.A., Rustamov I.F., Ushmaev O.S. et al., Results of multilateral drilling on Novoportovskoye field (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2017, no. 12, pp. 35–36. 4. Pil'nik S., Dubrovin A., Zimoglyad M. et al., Proven experience in construction of multilateral wells using TAML 1 technology in Novoportovskoye field (InRuss.), SPE 191521-18RPTC-RU, 2018.

Возврат к списку