Выбор оптимальной системы разработки нефтяного месторождения

Д.А. Сугаипов ПАО «Газпром нефть», к.т.н., Г.Н. Воробьева, Р.Р. Галеев, М.А. Монжерин, А.Ф. Назмутдинов, Р.А. Рыбаков ООО «Газпромнефть НТЦ»

Журнал «Нефтяное хозяйство»

Одновременная максимизация коэффициента извлечения нефти (КИН) и чистого дисконтированного дохода (NPV) является основной задачей при выборе оптимальной системы разработки неразбуренных участков месторождения. Успешное решение данной задачи основано на комплексе геологических, технологических и экономических параметров, а также на корректно выбранной методике расчета. Одними из главных параметров, характеризующих пласт в межскважинном пространстве, являются параметры, полученные при интерпретации 3D сейсморазведочных работ (СРР).

Основная проблема при применении технологий СРР связана с переходом многих компаний к разработке объектов с запасами низкого качества: «тонкие» пласты (первые метры), объекты с высокой расчлененностью и переслаиванием маломощных прослоев. Вследствие отсутствия на таких участках надежной корреляционной связи сейсмических атрибутов с эффективными нефте-, водонасыщенными толщинами, коэффициентом пористости и другими параметрами, качество прогноза фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по площади может не отвечать требованиям к планированию бурения скважин. Кроме того, значительная латеральная неоднородность также снижает точность прогноза ФЕС в неразбуренных зонах.

В ПАО «Газпром нефть» при планировании разработки в неразбуренных районах Царичанского месторождения предложен и успешно применен следующий подход к снижению геологических рисков.

  1. Комплексирование результатов спектральной декомпозиции ЗD СРР [1, 2], стандартных и специальных геофизических (ГИС), гидродинамических (ГДИС) исследований скважин, а также данных их эксплуатации для выделения зон качества коллектора на месторождении.
  2. Объединение зон качества коллектора со схожими ФЕС в крупные блоки.
  3. Планирование и бурение опережающих скважин с геологической нагрузкой в неразбуренных блоках для подтверждения ФЕС.
  4. Выбор оптимальной системы разработки для неразбуренных блоков с подтвержденными ФЕС на основе многовариантных серийных расчетов в корпоративном гидродинамическом симуляторе на трубках тока по методике ПАО «Газпром нефть».



Рассмотрим результаты применения данного подхода на Царичанском месторождении, эксплуатация которого началась в 2006 г.

В 2015 г. на основе результатов спектральной декомпозиции ЗD СРР, стандартных и специальных ГИС, ГДИС и эксплуатации скважин были выделены и откартированы 12 зон качества коллектора основного (терригенного) объекта месторождения (рис. 1, а). С использованием карты качества коллектора неразбуренные районы месторождения со схожими ФЕС объединены в блоки 2 и 3 (рис. 1, б).

Для подтверждения ФЕС в данных блоках в 2016—2017 гг. пробурены четыре опережающие скважины с функцией доразведки, по результатам бурения которых в 2017 г. уточнена карта качества коллектора (см. рис. 2, а).

  1. В скв. W1, расположенной изначально в зоне низкого качества коллектора блока 2, определены более высокие его ФЕС, чем ожидалось. Скважины в этом районе введены в эксплуатацию с дебитами 50 т/сут и обводненностью 20%, вся зона впоследствии охарактеризована как хорошая.
  2. Скв. W2, пробуренная в зоне высокого качества коллектора блока 2, подтвердила качество зоны: начальный дебит составил 70 т/сут, обводненность — 10%.
  3. По результатам бурения скв. X1 и W3, расположенных в зоне низких ФЕС блока 3, коллектора в целевом пласте не обнаружено, что привело к корректировке карты нефтенасыщенных толщин (рис. 2, б) и частичной отмене бурения скважин в данном блоке.

Таким образом, бурение опережающих скважин позволило уточнить границы блоков, а полученная геолого-геофизическая информация использовалась при обосновании оптимальных систем разработки.

Для выбора оптимальной системы разработки и способа заканчивания скважин блоков 2 и 3 в корпоративном гидродинамическом streamline-симуляторе проведены многовариантные расчеты КИН, NPV, индекса рентабельности (PI) систем разработки с регулярной сеткой скважин (пяти-, семиточечная, рядная лобовая и шахматная), одиночным/кустовым бурением, с наклонно направленными (ННС) и горизонтальными (ГС) скважинами с разными длиной и числом стадий гидроразрыва пласта (ГРП); разными режимами работы добывающих и временем отработки нагнетательных скважин с учетом изменения капитальных вложений и эксплуатационных затрат. Для уменьшения числа варьируемых параметров при определении оптимальных длин ГС и межрядных расстояний использовано соотношение, полученное в работе [3]


где Lx — сумма длин ГС и расстояния между скважинами в ряду; Lу — расстояние между рядами скважин; А — плотность сетки скважин (ПСС).

В работе [3] при моделировании сделаны следующие допущения: пласт однородный, сетка скважин регулярная, компенсация отбора закачкой равна единице, режим течения — установившийся. Данные допущения в представленной методике обеспечены за счет выделения блоков, в которые включены зоны с близкими ФЕС. Для блока 2 получены следующие параметры оптимальной системы разработки и ПСС: длина ГС — 1000 м, восемь стадий ГРП, система разработки — рядная, расстояние между скважинами в ряду — 480 м, расстояние между рядами — 420 м, ПСС — 62 га/скв, данные параметры соответствуют максимальному NPV (рис. 3).


Для всех рассчитанных вариантов блока 3 бурение оказывалось нерентабельным: NPV — отрицательный, что обусловлено низкими нефтенасыщенными толщинами и проницаемостью. В таблице приведены ФЕС блоков Царичанского месторождения.


Полученные таким образом оптимальные параметры системы разработки и заканчивания скважин стали входными для расчета профилей добычи на полноразмерной 3D гидродинамической модели. На рис. 4 приведена фактически реализованная сетка скважин для блоков 2 и 3 Царичанского месторождения.


За 2017—2018 гг. на блоках 2 и 3 пробурено и введено в эксплуатацию 40 новых скважин с успешностью 73%. Критерием успешности является отклонение фактически достигнутых дебитов жидкости и нефти от плановых, составляющее не более 15%.

Таким образом, разработанный в ПАО «Газпром нефть» подход к выбору оптимальной системы разработки показал свою эффективность в условиях значительной геологической неопределенности, когда стандартные результаты ГИС, лабораторных исследований керна, 3D СРР и классических методик моделирования дают низкую точность прогноза геологических параметров. Успешность представленного подхода позволяет рассматривать его тиражирование на ряде месторождений компании, запасы которых характеризуются как трудноизвлекаемые, требуют гибкого подхода к изменению стратегии освоения разных по своим ФЕС и геолого-физическим характеристикам участков залежи

Список литературы

  1. Буторин А. В. Изучение геологических объектов Ачимовской свиты при помощи спектральной декомпозиции волнового поля // Геофизика. — 2016. — № 2. — С. 10–18.
  2. Муртазин Д. Г. Спектральная декомпозиция — новые возможности детального динамического анализа сейсмических данных // Геофизика. — 2016. — № 5. — С. 68–73.
  3. Стационарный дебит горизонтальных скважин в рядных системах разработки / М. М. Хасанов, О. Ю. Мельчаева, А. П. Рощектаев, О. С. Ушмаев // Нефтяное хозяйство. — 2015. — № 1. — С. 48–51.

References

  1. Butorin A.v. , The study of geological objects achimov formation using a spectral decomposition (In Russ.), Geofizika, 2016, no. 2, pp. 10–18.
  2. Murtazin D.G., Spectral decomposition — new opportunities in detailed dynamic interpretation of seismic data (In Russ.), Geofizika, 2016, no. 5, pp. 68–73.
  3. Khasanov M.M., Mel’chaeva O.Yu., Roshchektaev A.P., Ushmaev O.S., Steady-state flow rate of horizontal wells in a line drive pattern (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2015, no. 1, pp. 48–51.

Возврат к списку