Концепция разработки трудноизвлекаемых запасов конформнозалегающих нефтяных оторочек

18.10.2017

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2017 - № 3(5). – С. 46-54

УДК 622.276.1/.4

А.С. Осипенко, И.В. Коваленко, к.т.н., О.И. Елизаров, С.В. Третьяков, А.А. Карачев, И.М. Ниткалиев
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Электронный адрес: Kovalenko.iv@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: конформнозалегающие пласты, многостадийный гидроразрыв пласта (ГРП), многозабойные горизонтальные скважины (МЗГС), одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ)

Даны описание проектирования разработки многопластовых месторождений системами горизонтальных многозабойных скважин и оценка возможности технической реализации на стадии концепта. Концепция разработки конформнозалегающих пластов Восточно-Мессояхского месторождения позволяет определить экономически эффективные объекты разработки при эксплуатации залежей горизонтальными и многозабойными скважинами с применением многостадийного гидроразрыва плпста (МГРП). В рамках концепции проведено ранжирование (приоритизация) пластов, определены первоочередные объекты разработки, а также объекты приобщения. Рассмотрены различные варианты регулярной и избирательной систем разработки. Проанализировано множество вариантов разработки как с помощью аналитических методов и секторного моделирования, так и с применением полномасштабного гидродинамического моделирования. На каждом этапе проводилась оценка возможности технической реализации разработки системами горизонтальных (ГС), в том числе многозабойных (МЗГС), скважин и одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) с проработкой различных вариантов заканчивания скважин. Результатом проведенной работы является реализация программы исследовательских работ и определение участков опытно-промысловых работ (ОПР) в рентабельных зонах при разработке как системами ГС, так и МЗГС с применением технологии ОРЭ. В проекте предусмотрена оптимизация проводки скважин с запроектированных кустовых площадок основного вышезалегающего объекта ПК1-3. Благодаря описанному в статье подходу к выбору интегрально-структурированных групп систем разработки удалось вовлечь в рентабельную разработку около 80% запасов по нижезалегающим пластам, которые ранее оценивались как самостоятельные нерентабельные объекты. В начале полномасштабной разработки или ОПР в случае изменения геологического строения залежи предложенный подход к определению рентабельных зон позволит скорректировать стратегию разбуривания многопластовых залежей без перестроения полномасштабных геологических и гидродинамических моделей. Кроме того, результаты аналитических методик и секторного моделирования позволят найти оптимум при изменении исходных экономических показателей, в том числе стоимости капитальных вложений в бурение скважин.

The concept for the development hard-to-recover reserves of conformal bedding oil rims

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2017, no. 3(5), pp. 46-54

A.S. Osipenko, I.V. Kovalenko, O.I. Elizarov, S.V. Tretyakov, A.A. Karachev, I.M. Nitkaliev
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

E-mail: Kovalenko.iv@gazpromneft-ntc.ru

Keywords: conformal bedding, multi-stage fracturing, multilateral horizontal wells, dual completion

In this article, authors described the design of development of multilayer deposits by systems with horizontal multilateral wells and assessment of engineering feasibility at the concept stage. The concept of conformal bedding layers development of Eastern-Messoyakhskoye field allows to define cost-effective development objects during exploitation of deposits with horizontal and multilateral wells with the use of multistage fracturing. Under the concept the ranking (prioritization) of layers were made prioritizing the development objects and the secondary objects of addition. Considered various options for regular and non-regular development systems with usage of analytical methods, sector modeling and full-scale simulation model. The development feasibility was evaluated of the horizontal well systems including multilateral wells and dual completion at each stage. The result of this work is implementation of the program research and determination of field regions of experimental program in cost effective areas in the development with both systems of horizontal wells and multilateral horizontal wells using the technology of dual completion. The project includes optimization of wells projected from well pads of main object PK1-3. Thanks to the approach described in the article, about 80% of the reserves at the secondary formations were involved into profitable development. These reserves before were estimated to be unprofitable. At the beginning of full-scale development or experimental program in the case of changes in the geological structure of the deposits, the proposed approach of determining cost-effective areas will allow you to adjust the strategy drilling of multilayer deposits without rebuilding a full-scale geological and simulation models. In addition, the results of analytical methods and sector modeling will allow finding the optimum in case of economic parameters changes, including capital costs for drilling wells.

введение

В данной статье концепция разработки трудноизвлекаемых запасов конформнозалегающих нефтяных оторочек рассматривается на примере Восточно-Мессояхского месторождения, которое на сегодня является самым северным материковым месторождением нефти в России [1]. Помимо основного объекта разработки пласта ПК1-3, вмещающим значительные запасы нефти и газа, на месторождении установлена нефтегазоносность еще в 30 пластах. Сложное структурно-тектоническое строение региона обусловило образование перспективных ловушек как тектонически, так и литологически экранированных. Проблемы, связанные с особенностью залегания пластов и реализацией концепции разработки, требуют различных технологических решений.

Проблематика

Примером перспективных ловушек на месторождении являются объекты Блока 4 (рис. 1), приуроченные к зоне локального понижения структуры, вызванного серией крупных тектонических нарушений, сформировавших грабен. Именно в районе грабена (см. рис. 1) сосредоточены 25 пластов с мелкими газонефтяными залежами и небольшой по толщине нефтяной оторочкой, в основном приуроченных к отдельным блокам (всего 40 залежей, из которых 22 – нефтяных, 12 – газонефтяных и 6 – газовых).


Рис. 1. Структурная модель Восточно-Мессояхского месторождения (а), Блок 4 с обособленными блоками (б) и продуктивные пласты Блока 4 (в)

К задачам разработки нижезалегающих объектов многопластовых залежей относятся как обеспечение экономической эффективности извлечения запасов, так и апробирование технологий их извлечения. Для введения объектов Блока 4 в полномасштабную разработку составлена блок-схема этапности их концептуального проектирования (рис. 2).


Рис. 2. Порядок проектирования объектов разработки Блока 4:
ГДМ – гидродинамичсекая модель; ППД – поддержание пластового давления; ГС – горизонтальные скважины; МЗГС – многозабойные горизонтальные скважины; ОРЭ – одновременно-раздельная эксплуатация; ОПР – опытно-промышленные работы

При создании концепции разработки нефтяного месторождения после определения размеров и основных геолого-физических параметров пластов необходимо решить задачу ранжирования выделенных объектов разработки и предварительной оценки ожидаемой продуктивности скважин и рентабельности разработки данных объектов. В ходе оценки приоритетности объектов разработки рассматривались пласты с запасами нефти категории С1, при этом объектами расчета являлись залежи каждого пласта.

Приоритетность объектов разработки определялась по методу суперпозиции на основе трех методов (аналитический коэффициентный, аналитическийтехнико-экономический, численный расчет по линиям тока).

Приоритизация объектов

Аналитический коэффициентный метод

  1. Вычисление коэффициента скорости отбора по формуле

  2. где k – проницаемость, определенная по данным геофизических исследований скважин; ∆р – перепад давлений между добывающей и нагнетательной скважинами; μ – вязкость нефти в пластовых условиях.

  3. Расчет коэффициента относительного дисконтирования по формуле

  4. где Kс.о.max – максимальный коэффициент скорости отбора.

  5. Выделение объектов по величине дисконтированных подвижных запасов нефти, определенной из выражения


где Qп – подвижные запасы нефти


Технико-экономический метод

  1. Нахождение начальных дебитов нефти при прямолинейном заводнении по формуле Маскета

  2. где L – длина элемента системы разработки; W – межрядное расстояние; hн – нефтенасыщенная толщина пласта; rw – радиус скважины.

  3. Определение коэффициентов падения добычи нефти
  4. Падение дебита q во времени t задается по экспоненциальному закону: q(t)=q0eDt (D = q0/Npw – коэффициент падения добычи; Npw – накопленная добыча по скважине). Таким образом Npw равна приходящимся на нее подвижным запасам


  5. Расчет чистого дисконтированного дохода, приходящегося на одну скважину, для каждого объекта разработки по формуле

  6. где FCFw(t) – чистый денежный поток, в наиболее простой форме FCFw(t)= q0eDtpnb ;

    pnb – net-back цена нефти за вычетом НДПИ; r – нормальный (непрерывный) коэффициент дисконтирования; cw – удельные капитальные вложения в бурение и строительство локальных объектов; θ – ставка налога на прибыль.

  7. Выделение объектов по величине ЧДД (7)


где Np – подвижные запасы объекта разработки.


Расчет линий тока

  1. Задание параметров пласта и системы разработки. Для проведения расчетов использовалась программа GP, реализующая метод линий тока для определения динамики добычи.
  2. Расчет динамики добычи нефти, жидкости, закачки воды
  3. Вычисление ЧДД.
  4. Выделение объектов по величине ЧДД.

После расчетов тремя методами была получена гистограмма с учетом приоритетности объектов (рис. 3). На данном этапе уже можно выделить перспективные объекты, которые будут являться первостепенными при разработке всего блока.


Рис. 3. Гистограмма приоритетности объектов разработки, постороенная на основе расчетов по трем различным методам

При низких значениях индекса доходности PI по объектам дополнительно рассчитана возможность приобщения пластов путем изменения капитальных вложений в бурение всей скважины (вовлечение запасов нефти за счет бурения ГС и МЗГС). Выделение объектов по суперпозиции результатов методик с учетом возможности приобщения пластов приведено на рис. 4.


Рис. 4. Итоговая приоритизация объектов

С учетом возможности использования МЗГС и применения ОРЭ рентабельны все рассматриваемые объекты, кроме БУ6 3. Определена итоговая приоритетность пластов: основными объектами являются БУ13 1, МХ4, МХ8-9, БУ6 1+2, БУ8, БУ10 1, БУ10 2, объектами приобщения – ПК20, ПК21, МХ4, БУ7, БУ9, БУ10 1, БУ12 2.

Для оптимизации затрат на разработку объектов была рассмотрена возможность объединения пластов в один эксплуатационный объект. Критериям такого объединения соответствуют пласты ПК20 и ПК21. Рекомендуется следующее: формирование избирательной системы разработки наклонно направленными скважинами или МЗГС; разработка пластов ПК20-21 как единого объекта; пласта ПК22 – возвратным или самостоятельным фондом скважин. Исходя из того, что фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) рассматриваемых пластов имеют довольно большой разброс, а также довольно высокую степень неопределенности, перед построением полномасштабных гидродинамических моделей были получены матрицы секторных моделей с учетом диапазонов изменения геолого-физических характеристик пластов. Созданы четыре матрицы секторных моделей. Такие параметры, как глубина залегания, пористость, нефтенасыщенность, песчанистость, начальное пластовое давление, вязкость нефти, были приняты средневзвешенными по группе рассматриваемых пластов. Секторные модели отличались нефтенасыщенной толщиной hн, отношением нефтенасыщенной толщины к газонасыщенной hг или к водонасыщенной hв, параметром k∆p/µ, а также расстоянием между скважинами при принятой однорядной системе разработки. Перед расчетом всех вариаций моделей были определены оптимальные режимы работы скважин и их расположение в разрезе в зависимости от нефтенасыщенной толщины.

Таким образом, после проведенных расчетов секторных моделей были построены матрицы устойчивости технико-экономического решения при различных геолого-физических характеристиках объектов (рис. 5).


Рис. 5. Матрица устойчивости технико-экономического решения при различных геолого-физических характеристиках объектов

В дальнейшем, оценивая диапазон неопределенности геологических параметров по каждой залежи, принималось решение о построении полномасштабной гидродинамической модели исходя из устойчивости рентабельности разработки объекта. Результаты оценки рентабельности при аналитических расчетах и секторном моделировании приведены в табл. 1, где выделены основные объекты разработки, по которым в дальнейшем предполагалось построение полномасштабных ГДМ.

Объект Блок
скважин
Категория
запасов
нефти
Рентабельность
по результатам
Необходимость
построения
3D ГДМ
Примечание
аналитич‑х
расчетов
секторного
моделир‑я
ПК20 50, 132 С12
=
Рассмотрение совместной эксплуатации объектов
ПК21 50, 132 С12 Малая hэф.н
МХ1 50, 132 С1 = Малая hэф.н
МХ4 50, 132 С12 =  
МХ4 33 С12  
МХ8-9 50, 132 С1  
МХ8-9 33 С1  
БУ6(1+2) 50, 132 С12  
БУ6(1+2) 33 С1  
БУ63 50, 132 С12  
БУ7 33 С12 =  
БУ8 33 С12  
БУ9 41 С1 = Малая hэф.н
БУ101 33 С12  
БУ102 33 С1  
БУ102 41 С1 Избирательная система разработки
БУ122 50, 132 С12 = Малая hэф.н
БУ131 38 С1  

Примечания.

  1. hэф.н – эффективная нефтенасыщенная толщина.
  2. = – высокие риски при разработке объекта.

Наличие карт нефтенасыщенных толщин, проницаемости и карты отношения толщин (газонасыщенные/нефтенасыщенные) позволяет получить карту рентабельных зон всех рассматриваемых пластов и применять ее без расчетов на полномасштабных моделях. Дополнительным преимуществом использования матрицы секторных моделей по сравнению с полномасштабными расчетами является скорость принятия решений о целесообразности бурения скважин после изменения геологического строения залежей.

Для детальной оценки профиля добычи и рентабельности объектов построены 3D ГДМ по 10 пластам. На основе выполненных расчетов на полномасштабных ГДМ и технико- экономических показателей разработки сформированы базовые варианты разработки объектов с возможностью применения МЗГС и технологии ОРЭ. Затем проведена оптимизация систем разработки объектов с учетом рентабельных зон, которые были опеределены на основе следующих данных:

  • экономические показатели разработки по результатам секторного моделирования (зависимость NPV от ФЕС);
  • результаты анализа профиля притоков нефти/газа/воды к скважине, полученные на полномасштабных ГДМ;
  • наличие глинистой перемычки между газом и нефтью (контактность).

Пример оптимизации системы разработки по вариантам для объекта БУ6 1+2 в районе разведочной скв. 33 представлен на рис. 6.


Рис. 6. Расположение скважин по вариантам разработки:
а – освоение объектов регулярной системой разработки;
б – адаптивная система разработки с учетом размещения скважин в рентабельных зонах;
в – избирательная система разработки с учетом размещения скважин в рентабельных зонах без ППД

После оконтуривания рентабельных зон базовый вариант разработки корректировался таким образом, чтобы скважины не располагались в нерентабельных участках залежи.

Экономические показатели рассчитывались через удельные исходные данные (дисконт 15 %) и представлены как положительный или отрицательный NPV.

С учетом определения технико-экономических показателей разработки по данному объекту рекомендуется избирательное размещение скважин без ППД, так как при таком сценарии выполняется условие максимального значения NPV.

Подобным образом по всем объектам рассматривалась оптимизация систем разработки с учетом наличия рентабельных зон. При проектировании разработки многопластовых месторождений системами многозабойных скважин важно оценить возможность технической реализации данной технологии. При этом необходимо решить следующие вопросы:

  • возможность объединения проектных целей разных объектов в одну многозабойную скважину;
  • возможность сдвига проектных целей, что связано с проблемами технической реализации;
  • проектирование многозабойных скважин с кустовых площадок Фазы 1 (объект ПК1-3);
  • моделирование профилей стволов скважин и расчет технической реализации;
  • выбор и учет уровня заканчивания многозабойной скважины на ее профиль;
  • выбор первоочередных кустов скважин для проведения ОПР;
  • оценка стоимости скважин при различных вариантах разработки и схем кустования.

Подготовительной работой перед моделированием являлось определение максимально возможной длины горизонтального участка для каждого объекта с точки зрения бурения. За основу расчетов были взяты данные предварительного кустования Блока 4 объектов МХ и БУ.

Затем для определения возможности бурения горизонтальных стволов различной длины приняты усредненные параметры по профилю скважин, полученные при кустовании. Путем моделирования бурения скважин с различной длиной горизонтального участка были выявлены ограничения по технической реализации бурения, возможности передачи нагрузки на долото. Классификатор технологий бурения скважин в зависимости от длины горизонтального участка ствола приведен в табл. 2. Он включает марку стали бурильной трубы, класс труб, КНБК, тип раствора.

Пласт Усредненная
длина по
стволу, м
Усредненная
глубина по
вертикали, м
Номер
скважины
для расчетов
Классификатор технологий бурения
в зависимости от длины ГС, м
1200 1500 2000
БУ61+2 4053 2114 106 G; P;
ВЗД / РУС;
РУО
G; P;
ВЗД / РУС;
РУО
S; P; РУС; РУО
БУ7 4251 2171 26 G; P;
ВЗД / РУС;
РУО
S; P;
РУС; РУО
Складывание
89 инструмента
БУ8 3859 2220 7 G; P;
ВЗД / РУС;
РУО
G; P;
ВЗД / РУС;
РУО
S; P; РУС; РУО
БУ101 4051 2269 1 G; P;
ВЗД / РУС;
РУО
S; P;
РУС; РУО
Складывание
89 инструмента

Примечание. G/S – марка стали бурильной трубы; Р – класс труб; ВЗД/РУС – винтовой забойный двигатель/роторная управляющая система; РУО – буровой раствор на углеводородной основе.

Первый этап работы – создание модели для кустования и получение исходных координат целей скважин. Модель для кустования была проработана при проектировании разработки Фазы 1 объекта ПК1-3 – вышележащего пласта на малой глубине, особенностью которого является плотное размещение целей.

По результатам изысканий и топографических и инфраструктурных ограничений итоговым результатом стало скорректированное проектное положение кустовых площадок Фазы 1 [2]. Дальнейшие работы проводились с учетом привязки новых проектных скважин к кустовым площадкам Фазы 1.

Были определены цели проектных скважин Блока 4 для каждой скважины по каждому объекту совместно с предложениями по объединению целей на разные объекты в одну скважину. Моделирование схемы кустования осуществлялось в специализированном ПК DSD WellPlanning.

В связи с необходимостью привязки проектных скважин к кустовым площадкам объекта ПК1-3 проводились работы по профилированию скважин. Сначала моделировался основной ствол, затем осуществлялась привязка вторых стволов к основным, т.е. объединение целей в одну скважину.

Поскольку существует вариативность привязки основного ствола к кустовым площадкам Фазы 1, работа выполнялась итерационным способом для обеспечения возможности технической реализации и минимизации проходки по скважине.

Далее на основе геологических предпосылок были определены первоочередные кустовые площадки стадии ОПР, включающие проектные скважины с максимальными извлекаемыми запасами и простыми траекториями стволов скважин.

Благодаря описанному в статье подходу к выбору интегрально-структурированных групп систем разработки удалось вовлечь в рентабельную разработку около 80 % запасов по нижезалегающим пластам, которые ранее оценивались как самостоятельные нерентабельные объекты

В итоге данный комплекс работ был проведен по трем вариантам разработки (реалистичный, оптимистичный и пессимистичный), каждый из которых подразделялся еще на два подварианта с построением многоствольных скважин и одиночным разбуриванием целей скважин.

По результатам моделирования кустования получены следующие данные:

  • координаты точек забоя и входа в пласт для каждой цели, исключающие их пересечения в процессе бурения;
  • параметры профиля по каждой скважине с описанием основных характеристик для оценки конструкции и стоимости каждой скважины;
  • результаты инклинометрии по каждому участку скважины;
  • порядок ввода скважин на кустовой площадке для расчета графика ввода и профиля добычи.

Эти данные были использованы для расчета графиков ввода скважин, профилей добычи, обоснования первоочередных кустов ОПР, экономической оценки вариантов разработки.

Технико-экономические показатели по рассмотренным вариантам разработки объектов Блока 4 приведены в табл. 3.

Параметры ГС МЗГС
(2 лифта)
МЗГС
(1 лифт)
Число скважин для бурения, в том числе: 61 50 50
     добывающих 42 34 34
     нагнетательных 19 16 16
Капитальные вложения, усл. уд. 2055 1733 1715
NPV (дисконт 10 %), усл. ед. 1724 2082 2053
PI 9 2,3 2,3
NPV (дисконт 10 %), усл. ед.
1185 1524 1507
PI 1,6 2,0 2,0

Примечание. Проектный период разработки – 2017–2053 гг.

Результатами проведенной работы с учетом рисков по бурению скважин являются определение участков ОПР в рентабельных зонах при разработке как ГС, так и МЗГС с применением технологии ОРЭ и реализация программы исследовательских работ. В концепте также предусмотрена оптимизация проводки скважин с запроектированных кустовых площадок основного вышезалегающего объекта ПК1-3. В начале полномасштабной разработки или ОПР в случае изменения геологического строения залежи предложенный подход определения рентабельных зон дает возможность скорректировать стратегию разбуривания многопластовых залежей без перестроения полномасштабных геологических и гидродинамических моделей. Кроме того, результаты аналитических методик и секторного моделирования позволяют находить оптимальные решения при изменении исходных экономических показателей, в том числе стоимости капитальных вложений в бурение скважин.

Выводы

  1. Благодаря описанному в статье подходу к выбору интегрально-структурированных групп систем разработки удалось вовлечь в рентабельную разработку около 80 % запасов по нижезалегающим пластам, которые ранее оценивались как самостоятельные нерентабельные объекты.
  2. В рамках концепции разработки пластов Блока 4 проведено ранжирование пластов, определены первоочередные объекты разработки, а также объекты приобщения.
  3. Для зон чисто нефтяной залежи по пластам Блока 4 предлагается на стадии ОПР опробование технологий с применением ГС, МЗГС, ОРЭ и многостадийного гидроразрыва пласта, для зон водогазонефтяной залежи – технологии с применением ГС, МЗГС и ОРЭ.

Список литературы

  1. Технологическая схема разработки Восточно-Мессояхского нефтегазоконденсатного месторождения: отчет о НИР в 3 т. / ЗАО «Мессояханефтегаз», ООО «Газпромнефть-Развитие», ООО «Газпромнефть Научно-Технический Центр». – Тюмень: 2014.
  2. Карсаков В.А. Определение оптимального количества кустовых площадок при проектировании разработки месторождений//SPE 171299-RU. – 2014.

Reference

  1. Research report «Tekhnologicheskaya skhema razrabotki Vostochno-Messoyakhskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya» (Technological scheme for the development of the East Messoyakh oil and gas condensate field): Tyumen': ZAO «Messoyakhaneftegaz», OOO «Gazpromneft'-Razvitie», OOO «Gazpromneft' Nauchno-Tekhnicheskiy Tsentr», 2014.
  2. Karsakov V.A., Decision for optimum number of well pads during phase of field development design (In Russ.), SPE 171299-RU, 2014.



Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

А.С. Осипенко, И.В. Коваленко, О.И. Елизаров, С.В. Третьяков, А.А. Карачев, И.М. Ниткалиев. Концепция разработки трудноизвлекаемых запасов конформнозалегающих нефтяных оторочек // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2017 — № 3(5). — С. 46-54.


The reference to this article in English is:

A.S. Osipenko, I.V. Kovalenko, O.I. Elizarov, S.V. Tretyakov, A.A. Karachev, I.M. Nitkaliev. The concept for the development hard-to-recover reserves of conformal bedding oil rims (In Russ.), PRONEFT''. Professional’no o nefti, 2017, no. 3(5), pp. 46-54.



Возврат к списку