Интегрированное моделирование разработки нефтяной оторочки Песцового месторождения

И. В. Коваленко к.т.н., А. Г. Выдрин, А. Ю. Семенов, А. Н. Суханов ООО «Газпромнефть-НТЦ», М. В. Федоров ООО «Газпромнефть — Развитие»

Журнал «Нефтяное хозяйство»

Основной задачей при разработке нефтяной оторочки, представляющей собой сложный природный объект, является максимизация добычи нефти до момента расформирования оторочки. Оптимальные параметры разработки нефтяной оторочки зависят от многих факторов: пластового давления, соотношения объемов газовой шапки и оторочки, соотношения подвижностей нефти, газа и воды и др. Важную роль в этих условиях играют подходы к процессу разработки.

Особенностью разработки нефтяных оторочек является наличие дополнительного источника энергии, связанного с расширением газовой шапки. Однако данный процесс приводит к конусообразованию газа, что снижает эффективность извлечения нефти из нефтяной оторочки. Аналогичным процессом сопровождается движение воды от водонефтяного контакта (ВНК).

Единственным способом снижения негативного эффекта конусообразования является выбор оптимальной депрессии для работы скважины с дебитом ниже критического, выше него происходит конусообразование. Однако величина депрессии при критическом дебите часто не превышает гидростатический перепад давления между абсолютной отметкой проводки скважины и плоскостью ВНК. В связи с этим при разработке нефтяных оторочек с газовой шапкой для увеличения дебита и, как следствие, повышения экономической эффективности используют горизонтальные или многозабойные (МЗС) скважины, позволяющие увеличить контакт с пластом и снизить депрессию.

Особенности геологического строения пласта БУ92 Песцового нефтегазоконденсатного месторождения

Пласт БУ92 формировался в мелководных прибрежноморских условиях, его основная продуктивная часть представлена фацией вдольберегового бара, разбитого разветвленной системой врезных каналов, представленных главным образом глинистой фракцией. Формирование происходило в пять этапов, соответствующих пяти регрессивным циклитам. Циклиты характеризуются увеличением зернистости и уменьшением числа глинистых прослоев вверх по разрезу. Границы циклитов определяются по глинистым пачкам, образующимся при локальной трансгрессии. Именно фациальными особенностями пласта (гидродинамической разобщенностью вследствие наличия заглинизированных каналов и седиментологической цикличности) обусловлена вариация флюидальных контактов по разрезу и площади (рис. 1). Таким образом, по общему геологическому строению пласт БУ92, можно представить в виде нескольких пластов, гидродинамически не связанных между собой и имеющих различные уровни водонефтяного и газонефтяного (ГНК) контактов.


Корректировка решений по разработке месторождения

Действующим проектом разработки пласта БУ92 Песцового нефтегазоконденсатного месторождения предусматриваются разбуривание нефтяной оторочки горизонтальными скважинами по рядной системе и разработка на режиме истощения. Вследствие циклической прерывистости пласта эффективность эксплуатации горизонтальной скважины оценивается невысоко, так как из-за малой проходки ствола по каждому продуктивному циклиту степень вовлечения запасов в разработку невысокая. Кроме сложности вовлечения запасов нефти в разработку существуют традиционные проблемы при разработке водоплавающих нефтяных оторочек с массивными газовыми шапками, связанные с ростом обводненности и газового фактора. Динамика формирования конуса газа и воды непосредственно зависит от фактических депрессий1: чем ниже депрессия, тем менее интенсивно происходит конусообразование.

Таким образом, в геологических условиях Песцового месторождения основной задачей является повышение охвата пласта по разрезу с минимизацией рисков прорывов газа и воды к забоям скважин. Данная задача может быть решена в результате применения современных технологий, позволяющих увеличить объем дренируемых запасов пласта без снижения забойного давления: многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП) и бурение МЗС.

По данным многовариантных расчетов было обосновано оптимальное применение конкретной технологии заканчивания каждой скважины (рис. 2).


Всего на пласт БУ92 планируется пробурить 28 нефтяных горизонтальных скважин с длиной ствола до 2000 м: 18 МЗС и 10 скважин с МГРП.

Технология МГРП в горизонтальных скважинах показала эффективность на участках, где отсутствуют нижележащие воды и вышележащий газ. Такие участки возникают из-за сводового строения нефтяной оторочки, в них локально формируются чисто нефтяные зоны. На других участках нефтяной оторочки приоритетным является бурение МЗС.

Применение альтернативных методов воздействия на пласт

При оценке различных технологий разработки нефтяной оторочки пласта БУ92 на режиме истощения отмечено, что на начальном этапе эксплуатации залежи пластовое давление снижается на 50% за первые 5 лет. Следовательно, целесообразно рассмотреть дополнительные варианты разработки, позволяющие поддержать пластовую энергию при помощи закачки в пласт различных агентов.

Закачка воды. Классический способ закачки воды в пласт в настоящее время не нашел широкого применения при разработке нефтяных оторочек с газовыми шапками вследствие высоких рисков прорыва воды по загазованным каналам и обводнения скважин с быстрым их выходом из эксплуатации. Тем не менее расчеты показали высокую эффективность рядного заводнения пласта БУ92 (рис. 3, а). Прирост дополнительной добычи нефти составил около 50%, что обусловлено:

  • высокой расчлененностью пласта с низкой дифференциацией по фильтрационно-емкостным свойствам, позволяющей воде эффективно вытеснять нефть из тонких прослоев без прорывов по наиболее проницаемым прослоям;
  • оптимистичным с точки зрения вытеснения нефти водой видом функций относительных фазовых проницаемостей (ОФП) относительно пластов-аналогов.

Несмотря на высокую эффективность закачки воды, необходимы дополнительные работы по ее оценке, так как существует высокий риск неподтверждения эффективности. Так, при расчетах с ОФП, принятыми на соседних месторождениях, практически весь дополнительный эффект от закачки воды существенно снижается. В связи с этим в настоящее время планируется проведение опытно-промышленных работ по определению эффективности закачки воды в условиях оторочки Песцового месторождения.

Закачка сухого газа. Поскольку с экономической точки зрения основное внимание в проекте уделяется добыче нефти, целесообразно рассмотреть вариант поддержания пластового давления закачкой добытого и осушенного (сайклинг) газа. По оценочным расчетам наиболее эффективна закачка газа в ряд добывающих скважин, ближайших к ГНК. При этом одна часть газа вытесняет нефть из нефтяной оторочки, другая — позволяет отмыть выпавший в пласте конденсат через добывающие газовые скважины (рис. 3, б).


Общий эффект от закачки осушенного газа составил 33% прироста добычи нефти относительно варианта с разработкой на режиме истощения. Риски данного метода повышения добычи нефти также высоки: недоизучены механизмы вытеснения нефти газом в тонких прослоях Песцового месторождения, требуется изучение эффектов испарения нефти в газе и характеристик концевых точек ОФП при вытеснении газом.

Таким образом, несмотря на эффективность обоих рассмотренных методов альтернативного воздействия на пласт, базовой остается эксплуатация нефтяной оторочки на режиме истощения, но с дальнейшей проработкой вариантов увеличения нефтеотдачи путем закачки воды и газа.

Построение интегрированной модели Песцового месторождения

Интегрированная модель — это единая цифровая модель месторождения, состоящая из моделей пласта, скважин и детальной модели поверхностного обустройства, предназначенная для оптимизации характеристик каждого объекта отдельно (пласта или поверхностного обустройства) и учитывающая их взаимовлияние.

Поскольку основные показатели разработки определяются по гидродинамической модели (ГДМ), главная задача интегрированной модели — обоснование числа наземных линейных и площадных объектов, а также их характеристик при сохранении уровня добычи, обоснованного при расчетах на ГДМ, а при невозможности сохранения рассчитанной добычи проведение ее оптимизации.

В ходе расчетов были определены характеристики наземной системы сбора исходя из всех технологических ограничений, а также обоснованы оптимальные параметры, в частности, повышено давление на входном узле дожимной насосной станции (до 3,4 МПа), что позволило снизить скорость движения флюидов в трубопроводе при сохранении уровня добычи и уменьшить средний диаметр трубопроводов с 426 мм до 325 мм, а также дополнительно оптимизировать режимы эксплуатации скважин (рис. 4).


Построенная интегрированная модель показывает, что планируемая конфигурация системы сбора обеспечивает пропускную способность по нефти с оптимальными параметрами в соответствии с ранее рассмотренными решениями по разработке.

Выводы

  1. Нефтяная оторочка пласта БУ92 Песцового месторождения является сложным объектом разработки, состоит из нескольких гидродинамически разобщенных циклитов с включениями заглинизированных врезных каналов. Ее разработку осложняют также массивная газовая шапка и подстилающая вода.
  2. Успешная разработка объекта подобной сложности возможна благодаря применению современных технологий: бурение МЗС (с длиной горизонтального ствола до 2000 м) и проведение МГРП, позволяющих существенно увеличить объем вовлекаемых в разработку запасов.
  3. Рассмотренный комплексный подход к разработке водоплавающей нефтяной оторочки с массивной газовой шапкой с использованием МЗС и МГРП, проведением расчетов на интегрированной модели и оптимизацией поверхностного обустройства месторождения дал возможность вовлечь в экономически эффективную разработку значительное количество запасов нефти Песцового месторождения.

Возврат к списку