Выбор оптимальной технологии заканчивания скважин в нефтяных оторочках континентального генезиса на примере пласта ПК(1-3) Восточно-Мессояхского и Тазовского месторождений

Д. А. Сугаипов, к.т.н. ПАО «Газпром нефть», В. В. Ляпин АО «Мессояханефтегаз», Д. А. Решетников, Н. Н. Плешанов, Е. В. Воевода, А. С. Меледин ООО «Газпромнефть-НТЦ»

Журнал «Нефтяное хозяйство»

Восточно-Мессояхское и Тазовское месторождения являются одними из наиболее приоритетных проектов компании «Газпром нефть». Главным объектом разработки этих месторождений является пласт ПК1-3, сложенный отложениями континентального генезиса, содержащий значительные запасы нефти и газа. В настоящее время Восточно-Мессояхское месторождение находится на стадии растущей добычи: пробурено около 300 скважин различных конструкций (горизонтальные скважины (ГС) различной длины, многозабойные скважины (МЗС) (2 ствола и более), скважины типа Fishbone («Рыбья кость»). На Тазовском месторождении намечено полномасштабное бурение скважин. С учетом опыта применения ГС на нефтяных оторочках Восточно-Мессояхского месторождения были сформированы варианты разработки на основе бурения ГС большой длины. Опыт разработки отложений континентального генезиса показывает, что процесс бурения должен сопровождаться непрерывным анализом полученных данных и совершенствованием технологии и стратегии бурения по мере накопления нового опыта, освоения и эксплуатации ГС значительной протяженности и скважин более сложной конструкции (МЗС и Fishbone).

Отложения континентального генезиса характеризуются большим числом неоднородностей и неопределенностей. Разработка таких отложений подразумевает постоянное использование нестандартных технологий и высокотехнологичных типов заканчивания скважин. Одним из обязательных условий стратегии бурения является планирование бурения пилотного ствола с целью изучения геологического разреза и дальнейшей успешной проводки ГС [1]. Однако высокая изменчивость фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) континентальных отложений не позволяет определить необходимое и достаточное число пилотных стволов. Даже на небольшом расстоянии от пробуренного пилотного ствола наблюдаются резкое изменение ФЕС коллекторов и их насыщенности. В связи с этим в подобных геологических условиях стратегию бурения необходимо постоянно совершенствовать с учетом новых данных об объекте.

Восточно-Мессояхское месторождение находится в северной части Западно-Сибирской низменности, на юго-западе Гыданского п-ова в пределах Гыданской нефтегазоносной области. Целевой пласт ПК1-3 относится к покурской свите альб-сеноманского нефтегазового комплекса, расположен в пределах Восточно-Мессояхского локального поднятия, тектоническими нарушениями разделен на блоки. Региональная глинистая покрышка относится к туронскому возрасту (кузнецовской свите). В пласте сосредоточены основные запасы месторождения (65%). Постепенное обновление концепции геологического строения на основе новых скважинных данных, полученных с 2013 по 2016 г., обусловило постепенное совершенствование стратегии бурения скважин.

Согласно первоначальному представлению о геологическом строении, на котором базировался вариант системы разработки 2013 г., пласт ПК1-3 представляет собой однородный по ФЕС коллектор с мощной газовой шапкой. Вследствие высокой связности коллектора и наличия тонкой нефтяной оторочки для разработки выбраны ГС. Для реализации системы разработки 2013 г. были проведены многовариантные расчеты на двухмерных (XZ) моделях. В ходе расчетов определены оптимальные длины скважин (1000 м), расстояние между рядами (300 м), положение скважины по разрезу (на расстоянии 1/3 от газонефтяного контакта).

Задача оптимизации системы разработки решалась последовательно. Поскольку в рядной системе преобладает линейный приток к скважине, оптимизация длины скважины с высокой степенью обоснованности может быть проведена отдельно от оптимизации других параметров. Основным критерием выбора длины горизонтального ствола является отношение начального дебита к приведенной стоимости скважины (строительства и эксплуатации). Анализ стоимости и продуктивности ГС показал, что оптимальная длина горизонтального участка для данной глубины залегания пласта составляет 1300–1500 м. При этом из-за отсутствия опыта бурения ГС длиной более 600 м в подобных геологических условиях (кровля пласта находится на абсолютной отметке — 700 м, наличие многолетнемерзлых пород в разрезе) отмечаются значительные технологические риски и отсутствие экономического эффекта при увеличении длины более 1000 м. В связи с этим в качестве основного варианта предложено бурение ГС длиной 1000 м.

При дальнейшем изучении пласта были уточнены представления о связности коллектора. Бурением вскрыты зоны низкой связанности, относящиеся преимущественно к циклиту В. Кроме того, уточнено положение газовой шапки, закартированы подгазовые и неподгазовые зоны, на их основе проведено разделение пласта. Пласт был разделен на циклит, А — ПК1, циклит В — ПК2, циклит С — ПК3. С целью дренирования максимальных нефтенасыщенных толщин независимо от принадлежности к циклиту для вновь пробуренных скважин в зонах с низкой связностью коллектора выбран ниспадающий профиль ствола.

В 2015 г. появились предпосылки для перехода к новой геологической концепции, когда в результате бурения поисково-разведочных и добывающих скважин было установлено различное положение уровней водо- и газонефтяных контактов. Стали выдвигаться различные теории о многоконтактности залежей [2]. По новой геологической концепции 2016 г. каждый выделенный в пласте ПК1-3 циклит характеризуется своей обстановкой осадконакопления: циклит С — достаточно крупный пояс меандрирования (алювиальная равнина), соответствующий нижней части разреза; циклит В — надводная дельтовая равнина; циклит, А — фронт дельты с активным приливно-отливным течением в верхней части раз- реза [2]. Циклиты имеют различные степень связности и ФЕС. Новое представление о геологическом строении пласта поспособствовало развитию высокотехнологичных методов заканчивания скважин.

На данном этапе проекта разработки предполагалось первоочередное вскрытие уверенных зон циклита С с параллельным изучением вышележащего разреза и поиском лучших зон в циклите В. По результатам испытания скважин в интервале циклита В установлено, что лучшими продуктивными характеристиками обладают выдержанные по толщине отложения центральной части дельтовых каналов (русла). Для повышения продуктивности новых скважин были закартированы области наличия русловых отложений в интервале циклита В. В его пойменных зонах с низкой связностью коллектора бурились скважины по технологии Fishbone и ГС с проведением многостадийного гидроразрыва пласта. Разработка заглинизованных зон циклита С осуществляется МЗС: бурение двух стволов равной длины с одним сочленением с основным стволом. Один из стволов обсаженный, другой — открытый. Технология Fishbone предполагает бурение четырех и более ответвлений от основного горизонтального ствола. Длина ответвлений (250 м) меньше длины ГС. Ответвления направлены под углом вверх в сторону низкосвязных зон циклита В. Пример проводки МЗС в циклитах B и С и скважин Fishbone в расчлененных зонах циклита В представлен на рис. 1. При одинаковой проницаемости продуктивность по типам заканчивания распределена следующим образом: МЗС по технологии Fishbone > МЗС > ГС.

Необходимость увеличения эффективной длины стволов добывающих скважин относительно длины стволов нагнетательных (бурение МЗС и скважин Fishbone) также связана с высоким коэффициентом соотношения подвижностей воды и нефти, что значительно влияет на формирование системы поддержания пластового давления (ППД) [3]. Практика закачки в горизонтальные нагнетательные скважины пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения подтверждает эффективность такой системы ППД при бурении добывающих МЗС и скважин Fishbone.

Для опробования этих технологий были проведены опытно-промышленные работы (ОПР). На одном кусте были пробурены три скважины по технологии Fishbone с разным числом ответвлений и в различных геологических условиях. Прирост начального дебита за счет применения указанной технологии оценивается на уровне 55% [1]. В новых скважинах типа Fishbone удается пробурить до восьми ответвлений. На основе полученных данных были сформулированы технологические и геологические критерии выбора наиболее эффективного типа ствола скважины для каждой зоны (см. рис. 1). В настоящее время на Восточно-Мессояхском месторождении пробурено более 20 скважин по технологии Fishbone и 60 МЗС с эффективностью соответственно 80 и 23% относительно ГС в аналогичных геологических условиях. Опыт разбуривания месторождения может использоваться для месторождений-аналогов, например, Тазовского месторождения.


Пласт ПК1-3 Тазовского месторождения также характеризуются сильной латеральной изменчивостью по разрезу, представлен речными или дельтовыми отложениями. При этом в отличие от Восточно-Мессояхского месторождения нефтяная оторочка тонкая, газовая шапка массивная. Нефть высоковязкая (см. таблицу). ФЕС ухудшаются снизу вверх, к кровле пласта формируются различные уровни ВНК в циклитах.


С учетом геологических неопределенностей, плотности разбуривания и инфраструктуры выполнено разделение проекта на фазы. Фаза 1 включает преимущественно циклиты C и D с лучшими ФЕС пласта, фаза 2 — циклиты С и В. Циклит D Тазовского месторождения имеет схожие параметры, аналогичные параметрам циклита С Восточно-Мессояхского месторождения (аллювиальный или дельтовый генезис, достаточно высокая толщина песчаных прослоев, коэффициент песчанистости более 0,6, высокие ФЕС). Циклиты С и В сформированы в континентальных условиях, характеризуются небольшой толщиной наиболее крупных прослоев (около 10 м), коэффициентом песчанистости 0,4–0,6, крайне низкой выдержанностью отложений по латерали, но хорошими ФЕС.

Принимая во внимание опыт применения ГС на нефтяных оторочках Восточно-Мессояхско-го и Новопортовского месторождений, были предложены варианты разработки с применением ГС большой длины. Согласно мировому опыту тонкие нефтяные оторочки высоковязкой нефти экономически целесообразно разрабатывать только с одновременным отбором газа из газовой шапки. Все эти факторы учтены при выборе оптимального варианта разработки.

Обоснование положения скважин проводилось на основе четырех типовых разрезов, выделенных по принципу отсутствия/наличия гидродинамической связи между газовой, нефтяной и водоносной залежами (рис. 2). Оценка проводилась по совместной добыче нефти и газа. Оптимальной принята проводка на расстоянии 1/3 от ГНК (типы разреза 1, 4) и ½ от нефтяной оторочки (типы разреза 2, 3).


Оценка расстояния между рядами скважин проводилась на трех типовых зонах: 1) зона циклита С; 2) зона циклита D; 3) переходная зона между циклитами С и D. В итоге для зон 2 и 3 с лучшими ФЕС оптимальное расстояние составляет 200 м, для зоны 1 — 300 м. Выбор длины ГС осуществлялся по отношению ее максимальной продуктивности Кпрод к стоимости Сw. Установлено, что оптимальная длина составляет 2000–2500 м. Однако технологические ограничения по глубине пласта (а.о. — 1150 м) в настоящее время позволяют планировать ГС длиной не более 2000 м (рис. 3). Еще одним отрицательным фактором при бурении более протяженных скважин является отсутствие оборудования, опыта исследования и управления такими скважинами. Решение о бурении скважин длиной 2000 м эффективно для различных вероятностных сценариев (Р50, Р90) и межрядного расстояния равного 200 и 300 м.


Далее на основе оптимальных длины, проводки и межрядного расстояния сравнивались конструкции заканчивания скважин. Для оценки выбрана зона циклитов С и D, за базовую принята технология бурения ГС длиной 2000 м. По результатам расчетов установлено, что в монолитном хорошо связном коллекторе циклита D перспективнее бурение ГС, в расчлененном коллекторе циклита С — бурение МЗС. Кроме того, расчеты показали, что принципиальной экономической разницы в направлении разбуривания вкрест или вдоль простирания нет. Показатели эксплуатации скважин, пробуренных перпендикулярно сносу осадков, незначительно выше, но при таком их расположении увеличивается число кустов. На стадии ОПР экономически целесообразно минимизировать капитальные вложения за счет оптимального числа скважин в кусте.

В настоящее время на Тазовском месторождении в качестве ОПР пробурены 12 ГС длиной 2000 м и 3 МЗС с общей суммарной проходкой около 2600–4000 м по каждой. Из них 11 ГС и 2 МЗС успешно освоены и введены в эксплуатацию. Отмечается рост продуктивности скважин с увеличением эффективной проходки (рис. 4), в том числе при бурении МЗС, продуктивность которых в среднем выше на 26%.


Полученные результаты подтверждают эффективность бурения скважин более сложных конструкций (МЗС и по технологии Fishbone). Особенно это актуально для сильно расчлененного и несвязного по латерали коллектора.

В период ОПР принятая базовая концепция полномасштабного освоения Тазовского месторождения с разбуриванием скважинами протяженностью 2000 м показала свою состоятельность. По мере уточнения геологического строения и получения новых данных, с учетом опыта разбуривания Восточно-Мессояхского месторождения планируется совершенствование системы разработки за счет увеличения длины ГС и бурения скважин более сложных конструкций.

Таким образом, интеллектуальный подход и высокие технологии закачивания скважин способствуют успешной разработке тонких нефтяных оторочек высоковязкой нефти континентального генезиса. Выбор технологии определен типом вскрываемого разреза: в монолит-ном хорошо связном коллекторе перспективнее бурение ГС, МЗС, в расчлененном — рекомендуется бурение МЗС и МЗС по технологии Fishbone.

Список литературы

  1. Стратегия учета латеральной неоднородности пласта ПК при сопровождении бурения горизонтальных скважин на Восточно-Мессо-яхском месторождении / Б. В. Белозеров, И. В. Коваленко, И. М. Ниткали-ев, Д. И. Тенгелиди // PROНЕФТЬ. — 2018. — № 1 — С. 12–14.
  2. Гипотезы образования многоконтактных залежей в условиях континентального генезиса отложений пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения / И. М. Ниткалиев, Н. В. Жуйкова, А. Г. Орлов [и др.] // Нефтяное хозяйство. — 2016. — № 3. — С. 34–37.
  3. Пат. 2267009 РФ. Способ разработки нефтяной залежи (варианты) / Д. А. Сугаипов, О. М. Мирсаетов, В. А. Савельев; патентообладатели: Д. А. Сугаипов, О. М. Мирсаетов; — № 2004101977/03; заявл. 22.01.2004, опубл. 27.12.2005.
  4. Проект «Мессояха»: уникальные технологии освоения самого се-верного нефтяного материкового месторождения России / Д. А. Сугаипов, А. В. Билинчук, А. Р. Сарваров [и др.] // Нефтяное хозяйство. — 2016. — № 12. — С. 12–15.
  5. Пути повышения прогнозной способности геологической модели континентальных отложений пласта ПК Восточно-Мессояхского месторождения / Е. В. Загребельный, Б. В. Белозеров, А. С. Бочко [и др.] // Нефтяное хозяйство. — 2017. — № 1. — С. 12–15.
  6. Опыт применения многоствольных скважин в пластах аллювиального генезиса Восточно-Мессояхского месторождения / Д. А. Сугаипов, И. Ф. Рустамов, О. С. Ушмаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. — 2017. — № 12. — С. 49–51.

References 

  1. Belozerov B.v. , Kovalenko I.v. , Nitkaliev I.M. et al., The strategy of taking into accountthelateralheterogeneityofthePK13reservoirduringgeologicalsup-port of horizontal wells drilling at the Vostochno-Messoyakhskoye field (In Russ.), PROneft', 2018, no. 1, pp. 12–14.
  2. Nitkaliev I.M., Zhuykova N.v. , Orlov A.G. et al., Multicontact''s trap origin hy-potheses for PK formation of Vostochno-Messoyakhskoye field (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2016, no. 3, pp. 34–37.
  3. Patent no. 2267009 RF, Oil reservoir development method (variants), Inven-tors: Sugaipov D.A., Mirsaetov O.M., Savel’ev v. A.
  4. Sugaipov D.A., Bilinchuk A.v. , Sarvarov A.R. et al., Messoyakha Project: the unique technologies to develop the northernmost oilfield reserves in Russia (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2016, no. 12, pp. 12–15.
  5. Zagrebel’nyy E.v. , Belozerov B.v. , Bochko A.S. et al., Benchmarking of tech-niques for improvement of geological model predictive ability (PK forma-tion, Vostochno-Messoyakhskoye field) (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2017, no. 1, pp. 12–15.
  6. Sugaipov D.A., Rustamov I.F., Ushmaev O.S. et al., Multilateral wells applica-tion in continental facies of Vostochno-Messoyakhskoye field (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2017, no. 12, pp. 49–51.

Возврат к списку