Разработка нефтяной оторочки Яро-Яхинского месторождения горизонтальными скважинами в условиях слоистых коллекторов с высокой степенью вторичных изменений

Д.А. Сугаипов, к.т.н. ПАО «Газпром нефть», ООО «Газпромнефть-Развитие», И.В. Коваленко, к.т.н., С.В. Кузнецов, к.ф.-м.н., Д.О. Мишина ООО «Газпромнефть НТЦ», В.В. Соловьев, к.т.н. АО «Арктикгаз»

Журнал «Нефтяное хозяйство»

Основной задачей разработки нефтяных оторочек является максимизация объемов добычи нефти до момента их расформирования. При этом нефтяная оторочка представляет собой довольно сложный природный объект, параметры которого зависят от многих факторов: пластового давления, соотношения подвижностей нефти, газа и воды и др. В таких условиях особую роль играют подходы к процессу разработки. Основная особенность разработки нефтяных оторочек связана с наличием дополнительного источника энергии, обусловленного расширением газовой шапки. При этом возникает негативный эффект – образование конусов газа. Это изменяет положение газонефтяного (ГНК) и воднефтяного (ВНК) контактов, снижает эффективность отбора нефти из нефтяной оторочки. Для снижения риска конусообразования, увеличения дебитов нефти и, как следствие, повышения экономической эффективности разработки месторождения используют горизонтальные скважины (ГС)1.

Особенности геологического строения нефтяной оторочки БТ7-8 Яро-Яхинского нефтегазоконденсатного месторождения 

Пласт БТ7-8 формировался в прибрежно-морских условиях, на площади функционировала система дельты открытого побережья. Формирование пласта БТ7-8 происходило в три этапа: постепенное выдвижение, развитие дельты и отмирание дельтовых лопастей. Пласт БТ7-8 сложен восновном песчаниками иалевролитами. Порезультатам детального анализа, выполненного ООО «Газпромнефть НТЦ» в2017г., установлено, что гранулометрические показатели пород не определяют емкостные свойства коллекторов, что объясняется постседиментационными изменениями. 

Исследования шлифов показали наличие следов вторичных процессов. Эпигенетические процессы, протекавшие с разной степенью интенсивности, послужили критерием выделения петрофизических типов (петротипов). Основным процессом, влиявшим на изменения фильтрационных свойств, являлось выщелачивание полевых шпатов (ПШ). Породы пласта БТ7-8 по структуре порового пространства делятся на породы: 1) с коррозионно-расширенными порами; 2) с редкими коррозионно-расширенными порами иединичными сообщающимися каналами. 

Таким образом, общее геологическое строение пласта БТ7-8 можно представить следующим образом: слоистый выдержанный коллектор с высокой неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по слоям из-за особенностей формирования (флювиальная дельта) и латеральной анизотропией ФЕС внутри одного слоя вследствие вторичных изменений.

Утвержденные проектные решения по разработке месторождения 

Текущим проектом разработки пласта БТ7-8 Яро-Яхинского месторождения предусматривается разбуривание нефтяной оторочки 59 горизонтальными скважинами поизбирательной системе, атакже запланировано бурение 10 ГС на газовую шапку вмаксимальных газонасыщенных толщинах пласта БТ7-8. Длина ГС обоснована технологическим пределом по бурению в 2014 г. и составляет 1200 м. В настоящее время применение новых технологий дает возможность значительно удлинять скважины. По результатам опробования скважин при проведении опытно-промышленных работ (ОПР) на различных гипсометрических отметках обоснован оптимальный коридор проводки скважин в диапазоне глубин 3135–3137 м, подтвержденный гидродинамическими расчетами. 

При проектировании нефте- и газосборной сетей на месторождении за базовый вариант принят фонтанный способ эксплуатации. При этом для устранения риска падения добычи при раннем прорыве газа выбрана трехтрубная система сбора: газовые скважины работают на установку коплексной подготовки газа через газовый шлейф, нефтяные скважины с газовым фактором (ГФ) менее 2000 м3/м3 – на нефтесборный коллектор низкого давления. При ГФ более 2000 м3/м3 скважины переводятся на нефтесборный коллектор высокого давления. При дебите нефти менее 10т/сут проводится перфорация эксплуатационной колонны в интервале газовой шапки.

Результаты бурения первых горизонтальных скважин 

На 01.01.2018 г. на нефтяную оторочку пробурено 15 скважин. По результатам бурения первых ГС основной проблемой является высокая начальная обводненность. 

Для снижения рисков, связанных с высокой начальной обводненностью, принято решение о необходимости применения технологии MDT (модульный динамический испытатель пластов) при бурении основного ствола. После бурения транспортной секции скважин в утвержденном интервале проводки (3135–3137 м) и установки эксплуатационной колонны выполнялось бурение 150–200 м основного ствола по U-образной траектории. После этого в трех-четырех точках проводили замер MDT и отбор проб. На основании анализа данных MDT выбирался интервал проводки, позволяющий минимизировать обводненность и ГФ. 

Фактические данные о начальной обводненности, атакже результаты MDTдали возможность пересмотреть представления о строении переходной зоны между нефтяной оторочкой и подстилающей водой. На основании данных MDT в первом горизонтальном стволе скв. Y0323 между поверхностью ГНК и зеркалом свободной воды (ЗСВ) выделены три основные зоны: 

1) предельного насыщения (притоки чистой нефти); 

2) пониженного насыщения (смешанные притоки нефть+вода и вода+нефть); 

3) предельной водонасыщенности (притоки воды) (рис. 1). 


Рис. 1. Строение переходной зоны нефть – вода пласта БТ7-8

С учетом принятой концепции геологического строения пласта БТ7-8 на размер переходной зоны между ВНК и ЗСВ влияют три фактора: 

1)средние ФЕС каждого слоя над уровнем ЗСВ; 

2) структурный фактор; 

3) степень вторичных изменений (рис. 2). 


Рис. 2. Схема строения переходной зоны нефть – вода в пласте БТ7-8

Прогноз первых двух факторов в межскважинном пространстве сводится к задаче структурного и геологического моделирования, что при высокой плотности сетки разведочных скважин позволяет получать достаточно устойчивый результат. Прогноз степени вторичных изменений коллектора вмежскважинном пространстве с учетом невысокой охарактеризованности керном по площади пласта БТ7-8 сводится к задаче интерполяции. Очевидно, что устойчивость прогноза степени вторичных изменений коллектора по площади нефтяной оторочки значительно ниже. 

Для определения величины переходной зоны выполнен анализ результатов испытаний и данных MDT, выделена условная поверхность зоны предельной нефтенасыщенности. Толщина условной переходной зоны с учетом принятого уровня ЗСВ варьируется от 0 до 16 м. По керновым данным (капилляриметрии) высота переходной зоны изменяется от 2 м (при коэффициенте проницаемости kпр = 254,410-3 мкм2) до 17 м (kпр = 0,4610-3 мкм2). Выше выделенной поверхности сосредоточено более половины всех запасов нефти нефтяной оторочки. На рис. 3 приведена карта толщин зоны предельной нефтенасыщенности. Ее средняя толщина при бурении в 2018–2020 гг. составит 4 м.  


Рис. 3. Карта толщин зоны предельной нефтенасыщенности

Увеличение коэффициента охвата путем использования многозабойных скважин (МЗС) 

В качестве оптимизации базовой системы разработки рассмотрены варианты удлинения ствола и бурения МЗС (рис. 4). 


Рис. 4. Формирование зон выработки запасов в элементе разработки: а – лучевая система с ГС; б – лучевая система с МЗС

С учетом рисков при бурении оптимальная длина ГС составила 1500 м. Оптимальная конструкция МЗС – два ствола длиной 1200 м. Применение МЗС в лучевой системе позволяет увеличить охват, накопленную добычу на скважину и рентабельность разработки в целом. В предлагаемой схеме строительства МЗС потенциальное увеличение коэффициента охвата составит до 15–20 % по сравнению с бурением ГС.  Сравнение зон выработки запасов в элементе разработки приведено на рис. 5.


Рис. 5. Объем внедрения МЗС на пласте БТ7-8(k– проницаемость; h – толщина пласта)

Для опытно-промысловых испытаний конструкции МЗС (TAML 1) выбрана скв. Y0323. В настоящее время скважина закончена бурением. Оценочный замер показал прирост дебита в2,2раза по сравнению с приростом дебита ГС, что на 20 % выше планируемого прироста. На основании технико-экономических расчетов технология бурения МЗС включена в проект разработки как базовая. Варианты удлинения базовых ГС до 1500 м приняты по трем скважинам куста №8.

Выводы 

1. Нефтяная оторочка пласта БТ7-8 Яро-Яхинского месторождения является сложным объектом разработки, характеризуется высококонтрастными различиями ФЕС внутри одного пласта, обусловленными условиями геологического формирования флювиальной дельты, структурным фактором и вторичными изменениями по причине выщелачивания полевого шпата. Дополнительными осложняющими факторами выступают массивная газовая шапка и подстилающая пласт вода. 

2. Успешная разработка объекта подобной сложности стала возможной благодаря применению горизонтальных скважин, индивидуальному подбору коридора проводки после проведения MDT при бурении основного ствола и учету разных зон насыщения, а также благодаря бурению многозабойных скважин, позволяющих существенно увеличить охват запасов по площади. 

3. Разработанный комплексный подход к разработке водоплавающей нефтяной оторочки с массивной газовой шапкой с использованием горизонтальных скважин позволил вовлечь в эффективную разработку значительное количество запасов нефти Яро-Яхинского месторождения иможет быть в дальнейшем использован на других подобных объектах разработки.


1 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. 1Khasanov M.M., Ushmaev O.S., Samolovov D.A. et al., Estimation of cost effective oil thickness of oil rims developed with horizontal wells(In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2013, no. 12, pp. 44–47.

Возврат к списку