Технологические вызовы при разработке нефтяных оторочек Новопортовского месторождения

Р.Р. Бадгутдинов, Р.Т. Апасов, к.т.н., М.В. Федоров, О.С. Ушмаев, д.т.н., А.Н. Ситников, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), Д.Ю. Баженов, Д.А. Гаренских (ООО «Газпром нефть Новый Порт»)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

Новопортовское месторождение, расположенное в пределах п-ва Ямал, открыто в 1964 г. В 2012 г. месторождение введено в опытно-промышленную разработку, в настоящее время ведется его активное разбуривание.

Нефтегазоносными являются 19 пластов месторождения. Ниже приведены основные геолого-геофизические характеристики объекта Ю2-6, рассматриваемого в данной статье.

Средняя толщина, м:
газонасыщенная 15,4
нефтенасыщенная 16,3
Коэффициент пористости 0,18
Проницаемость, 10-3 мкм2 12,6
Коэффициент песчанистости 0,31
Расчлененность 35,9
Вязкость нефти, мПа⋅с, в условиях:
пластовых 0,82
поверхностных 8,2
Газовый фактор, м3 110

Текущей концепцией разработки объекта Ю2-6 предусматриваются рядная система горизонтальных скважин длиной 1000 м (расстояние между рядами — 400 м, между скважинами в ряду — 100 м), проведение многостадийного гидроразрыва пласта (МСГРП), отработка нагнетательных скважин.

В 2015 г. в рамках опытно-промышленных работ (ОПР) в шести скважинах проведены МСГРП с последующей краткосрочной отработкой. По результатам эксплуатации нескольких скважин отмечаются резкий рост газового фактора и высокая обводненность. Это свидетельствует о распространении трещин ГРП по высоте за пределы нефтяной оторочки. В связи с этим актуальной задачей становится выработка альтернативных проектных решений, в частности, рассмотрение различных вариантов заканчивания скважин.

С учетом опыта разработки месторождений с высокой расчлененностью, наличием газовой шапки, подстилающей воды и низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) пластов одним из перспективных методов увеличения нефтеотдачи, сокращения капитальных вложений и эксплуатационных затрат может быть бурение длинных или многоствольных горизонтальных скважин.

Основные запасы нефти и газа сосредоточены в пласте Ю3. Учет его положения относительно водонефтяного (ВНК) и газонефтяного (ГНК) контактов и степени глинизации разреза в целом позволил сформировать матрицу характерных зон нефтяной оторочки (рис. 1). На основе результатов ОПР по бурению и эксплуатации двух горизонтальных скважин (в том числе с проведением МСГРП), выполненных на месторождении в 2012 и 2015 г., и сформированной матрицы характерных зон построена карта зонирования технологий заканчивания скважин (рис. 2).

Новые технологические решения и применение новых технологий разработки подгазовых зон с использованием в том числе многозабойных скважин (МЗС) обосновано на базе 3D математических экспериментов и с привлечением современных методов компьютерного моделирования и аналитических подходов. С одной стороны, это позволило учесть различные геолого-физические условия и факторы, с другой, — избежать постановки сложных и дорогостоящих промысловых экспериментов.

Алгоритм расчета эффективности различных вариантов заканчивания скважин предусматривал:

— оценку технологической готовности к бурению скважин сложной конструкции;

— выбор расчетных секторов гидродинамической модели (ГДМ);

— оценку эффективности проводки горизонтального ствола в разрезе;

— анализ эффективности применения МЗС и увеличения длины горизонтальной части ствола;

— оценку экономической эффективности.

19-1.png

Рис. 1. Матрица выделения зон по глинистости:
ГС — горизонтальная скважина; ПАВ — поверхностно-активные вещества

19-2.png

Рис. 2. Карта зонирования технологий заканчивания скважин

Оценка технологической готовности бурения скважин сложной конструкции

Рассматриваемые варианты заканчивания горизонтальных скважин в первую очередь были проанализированы в контексте ограничений при бурении, дополнительных условий при реализации, дополнительного времени на бурение, технологической готовности и возможных рисков, таких как потеря ствола, риск недоспуска хвостовика и др. (табл. 1).

Для последующего сравнительного анализа с текущей технологией (длина горизонтального ствола — 1000 м) выбраны следующие варианты: двухствольная скважина — МЗС (2×1000 м), пятиствольная скважина — fish bone (основной ствол 1000 м + 4×200 м). Схема расположения расчетного проектного фонда скважин с различными вариантами заканчивания в пределах выбранного сектора представлена на рис. 3.

Выбор расчетных секторов ГДМ

Выбранные секторные ГДМ характеризуются средними ФЕС и согласно карте зонирования технологий (см. рис. 2) предполагают разработку объекта горизонтальными скважинами. На следующих этапах на основе численных расчетов выбранного сектора на ГДМ проводится сравнительный анализ усредненных характеристик вытеснения по добывающим скважинам.

Оценка различных вариантов проводки горизонтальной части ствола в разрезе

В ходе работы рассмотрены варианты проводки горизонтальной части ствола на различных абсолютных отметках в пределах 20 м толщины нефтяной оторочки, а также вариант с субгоризонтальными скважинами, вскрывающими основную нефтенасыщенную часть пласта под меньшим углом. В результате расчетов определена оптимальная проводка горизонтальной части ствола в диапазоне абсолютных отметок -(2007—2012) м.

Анализ эффективности применения МЗС и увеличения длины ГС в ранее выбранном оптимальном коридоре проводки

На основе моделирования траекторий скважин сложной конструкции, оценки рисков и увеличения стоимости бурения выбрана траектория, которая предусматривает длину основного обсаженного ствола 1000 м с четырьмя дополнительными необсаженными стволами длиной по 200 м (fish bone).

19-3.png

Рис. 3. Схема размещения проектного фонда скважин с различными вариантами заканчивания

19-4.png

Примечание. РУС — роторная управляемая система; ВЗД — винтовой забойный двигатель.

19-5.png

Рис. 4. Характеристики вытеснения нефть — жидкость (а) и нефть — газ (б)

На рис. 4 представлены результаты гидродинамического моделирования эксплуатации скважин. Из него видно, что характеристики вытеснения при применении технологий заканчивания ГС и fish bone в целом схожи. Это свидетельствует о том, что с учетом представленной конструкции fish bone (с незначительным отходом дополнительных стволов от основного ГС) увеличение числа и длины стволов способствует росту продуктивности и дебита скважины и несущественно повышает коэффициент извлечения нефти (КИН). Применение технологии ГС+МСГРП в рассматриваемой зоне снижает конечную выработку запасов нефти и увеличивает объемы попутно добываемого газа.

С учетом рисков раннего конусообразования рассмотрена возможность эксплуатации добывающих скважин, законченных по технологии fish bone, со снижением депрессии. Данный вариант конструкции характеризуется более обширной воронкой депрессии по сравнению с ГС (1000 м) и при одинаковой депрессии — более интенсивной динамикой газового фактора. По сравнению с ГС (1000 м) уменьшение депрессии в варианте fish bone обеспечивает сопоставимые дебит и накопленную добычу нефти (табл. 2).

Применение МЗС-2 (2×1000 м) позволяет увеличить дренируемый объем пласта и конечный КИН, при этом начальные дебиты и накопленный отбор нефти больше, чем при использовании горизонтальных скважин (рис. 5). В данном случае необходимо отметить, что в дальнейшем при рассмотрении двухствольных скважин необходимо детально изучить вопрос оптимизации си- стемы заводнения.

19-6.png

Примечание. Qнак газ, Qнак нефть — накопленная добыча соответственно газа и нефти.

19-7.png

Рис. 5. Сопоставление дебитов и накопленной добычи по вариантам с учетом стоимости строительства скважин разной конструкции

Оценка экономической эффективности

По результатам выполненных расчетов сформирован проект технологического плана, который учитывает как ограничения по бурению, так и оценку дополнительных затрат относительно базовой технологии и экономической эффективности (табл. 3).

19-8.png

С учетом возможных рисков при реализации рассмотренных вариантов заканчивания и оценки экономической эффективности первоочередными технологиями для апробации в рамках ОПР являются:

— ГС длиной 1500 м;

— пятиствольная скважина по технологии fish bone (1 обсаженный ствол 1000 м + 4 необсаженных ствола по 200 м);

— двухствольная скважина (1 обсаженный ствол 1000 м + 1 необсаженный ствол 1000 м).

Кроме того, в настоящее время для юрских отложений Новопортовского месторождения в рамках созданной геомеханической модели проводятся расчеты устойчивости открытого ствола для оценки возможности эксплуатации скважин с открытым забоем.

Предполагается, что на следующем этапе применение одной из расчетных систем разработки на основе многозабойных добывающих скважин в сочетании с нагнетательными горизонтальными скважинами позволит сократить проектный фонд скважин, число кустовых площадок, увеличить начальные дебиты нефти либо существенно уменьшить объемы попутно добываемого газа.

Выводы

1. Оптимальный коридор проводки горизонтальных скважин в рамках выработанного подхода к зонированию технологий определен на абсолютных отметках -(2007—2012) м.

2. При проводке МЗС в данном коридоре:
— эксплуатация пятиствольной скважины (fish bone) обеспечивает плановые дебит и накопленный отбор нефти (сопоставимый с ГС) при снижении депрессии и минимизации рисков раннего конусообразования;
— применение двухствольной скважины за счет увеличения коэффициента охвата позволяет значительно прирастить дебит и накопленную добычу нефти; при этом необходимо детально рассмотреть вопрос оптимизации системы заводнения.

2. Вследствие высокой степени геологической неоднородности объекта Ю2-6 увеличение длины ГС от 1000 до 2000 м незначительно повышает начальный дебит и накопленный отбор нефти.

3. С учетом возможных рисков при бурении и оценки экономической эффективности предложены первоочередные технологии для апробации в рамках ОПР.

Список литературы

1. Григорян А.М. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. — М.: Недра, 1989. — 192 с.

2. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. — М.: ООО «Недра-Бизнес- центр». — 2001. — 199 с.

3. Обоснование применения многозабойных скважин на Самотлорском месторождении/А.Ф. Сунагатуллин, А.В. Аржиловский, Т.Ф. Манапов, Ю.В. Михеев//SPE 136085. — 2010.

4. Хруленко А.А., Золотухин А.Б. Подход для моделирования и оптимизации работы высокотехнологичных скважин в рамках полномасштабных гидродинамических моделей//SPE 149926. — 2011.

5. Quantifying the benefits of multi-lateral producing wells/J.D. Gallivan, N.R. Hewitt, M. Olsen [et al.]//SPE 3044. — 1995. 6. Vullinghs P., Dech J.A. Multilateral Well Utilization on the Increase//SPE 5695. — 1999.

7. Multilateral-Complex Well Optimization/P.I. Crumpton, W.A. Habiballah, P.G. Wardell-Yerburgh, [et al.]//SPE 140882. — 2011.

8. Coupling Reservoir and Well Completion Simulators for Intelligent Multi- Lateral Wells: Part 1/G.A. Carvajal, N. Saldierna, M. Querales [et al.]// SPE 164815, 2013.

Возврат к списку