Результаты изучения и примеры реализации проектов разработки месторождений с нефтяными оторочками компании «Газпром нефть»

19.03.2019

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2019 - № 1(11). – С. 12-17

УДК 622.276.1/.4

С.В. Ковальчук, Е.В. Полушина, Е.А. Горенкова
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Электронные адреса: Kovalchuk.sv@gazpromneft-ntc.ru, Polushina.EV@gazprom-neft.ru, Gorenkova.EA@gazprom-neft.ru

Ключевые слова: трудноизвлекаемые запасы, нефтяная оторочка

Нефтяные оторочки содержат трудноизвлекаемые запасы, однако являются перспективными объектами разработки. Существует ряд факторов, которые затрудняют применение традиционных методов, в связи с чем возникла необходимость рассмотреть новые технологические решения, которые позволят вовлечь в эксплуатацию сложные запасы подгазовых залежей.
Представлен опыт реализуемых в компании ООО «Газпромнефть-НТЦ» проектов развития активов нефтегазоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками. Рассмотрены ключевые особенности геологического строения и параметров разработки, выявлены основные проблемы и пути их решения, а также представлены полученные результаты. Все изучаемые объекты: Заполярное, Восточно-Мессояхское, Чаяндинское, Новопортовское, Ен-Яхинское, Песцовое, Уренгойское месторождения, — характеризуются сложным геологическим строением, вторичными преобразованиями коллекторов, расположением в регионах со слабо развитой инфраструктурой.
Применен подход поиска зон улучшенных коллекторов, рассмотрены методики определения оптимальных параметров системы разработки, в ходе реализации проектов получен опыт бурения многозабойных горизонтальных скважин для разработки нефтяных оторочек. Приведены основные выводы и рекомендации, которые в дальнейшем могут применяться на подобных объектах.

Results of studying and realization examples of oil rims fields development in the Gazpromneft company

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2019, no. 1(11), pp. 12-17

S.V. Kovalchuk, Е.V. Polushina, Е.А. Gorenkova
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

E-mail: Kovalchuk.sv@gazpromneft-ntc.ru, Polushina.EV@gazprom-neft.ru, Gorenkova.EA@gazprom-neft.ru

Keywords: hard-to-recover reserves, oil rim

Oil rims refer to hard-to-recover oil reserves, but at the same time these objects are perspective for development. There are a lot of factors which make traditional methods of development difficult to use. In this regard, there is a need to consider new solutions which will allow to involve hard-to-recover reserves oil rims reserves in development. This article contains the experience of oil rims field development planning in the Gazpromneft Scientific and Technical Center. Key features of field geology and field development plans are considered in the article. Main issues and solution are also revealed. All studied fields (Zapolyarnoye, Vostochno-Messoyakhskoye, Chayandinskoye, Novoportovskoye, Han-Yakhinskoye, Pestsovoye, Urengoskoye fields) are characterized by a complex geology, secondary transformations of reservoir and arrangement in regions with poorly developed infrastructure. Approaches of searching high-quality reservoir zones is applied within fields study. Methods of field development parameters optimization are considered in the article as well as experience of drilling of branched-hole horizontal wells. Recommendations for similar oil rims reservoir development are provided by authors.

DOI: 10.24887/2587-7399-2019-1-12-17 

ВВЕДЕНИЕ 

В настоящее время в ресурсной базе «Газпром нефти» увеличивается доля запасов, приходящаяся на многокомпонентные залежи, содержащие нефть и газ. Поэтому одной из приоритетных задач стратегического развития компании является программа реализации проектов разработки подгазовых залежей. Нефтяная оторочка – это часть нефтегазовой или нефтегазоконденсатной залежи, в которой газ занимает существенно больший объем, чем нефть. Запасы нефтяных пластов с газовой шапкой относятся к трудноизвлекаемым, но в то же время такие объекты перспективны для разработки. 

Вовлечение в разработку нефтяных оторочек позволяет существенно увеличить добычу нефти в компании. Суммарные извлекаемые запасы нефти и конденсата в подгазовых залежах «Газпром нефти» превышают 500 млн т [1]. Месторождения с нефтяными оторочками характеризуются сложным геологическим строением, вторичными преобразованиями коллекторов. Они расположены в регионах со слабо развитой инфраструктурой и суровыми климатическими условиями (рис. 1). Данные факторы затрудняют применение традиционных методов разработки таких месторождений, в связи с чем возникла необходимость создания и внедрения новых технологий и подходов, которые позволяют получить максимальный экономический эффект. В настоящее время не существует конкретной методики изучения и определения оптимальных параметров системы разработки для подгазовых залежей. Каждый изучаемый объект (см. рис. 1) требует индивидуального подхода. Все проекты, реализуемые в «Газпром нефти», отличаются различной степенью геологической неопределенности изучаемых объектов и сложностью выполнения программ.


Рис. 1. Проекты с нефтяными оторочками ПАО «Газпром нефть»

ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧЕК 

Ключевые проблемы разработки нефтяных оторочек связаны с геологическими, технологическими и экономическими аспектами.

К основным геологическим аспектам относятся:

  • сложное концептуальное строение пластов (клиноформное, циклитное, блочное) и, как следствие, вариация флюидальных газонефтяных (ГНК)/водонефтяных (ВНК) контактов в разрезе и по площади, а также трудности с прогнозированием контактов в неразбуренных зонах;
  • неподтверждение результатов испытаний разведочных скважин и ГНК/ВНК;
  • неоднозначность интерпретации типа насыщения по данным геофизических исследований скважин (ГИС);
  • снижение фильтрационноемкостных свойств (ФЕС) под воздействием вторичных процессов преобразования коллектора.

Главным осложняющим фактором является геологическое строение объектов. Так, на Восточно-Мессояхском месторождении основные запасы сосредоточены в пластах, сформированных в речных и дельтовых условиях, что обусловливает высокую латеральную и вертикальную неоднородность [2]. В пределах пластов ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения выделены три седиментологических циклита разного генезиса в рамках континентальной среды осадконакопления: русловый комплекс, дельтовая равнина и приливно-отливные отмели (рис. 2). Циклиты различаются фильтрационно-емкостными и динамическими свойствами. В каждом циклите выделяются зоны с улучшенными коллекторскими свойствами и низкопроницаемые отложения с высокой расчлененностью, вследствие чего пласты характеризуются высокой неоднородностью по проницаемости (0,05–2,5 мкм2). Основным фактором, влияющим на успешность бурения проектных скважин, является принадлежность к фациальной обстановке. Благодаря комплексному анализу сейсмических, седиментологических и петрофизических данных удалось спрогнозировать распространение фаций по площади пласта, что позволило успешно пробурить более 300 горизонтальных скважин (ГС). Для решения геологических задач, обусловленных неоднородностью коллектора, а также экономических проблем, связанных с отношением накопленной добычи к капитальным вложениям в строительство и эксплуатацию, на Восточно-Мессояхском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) применяется бурение ГС с удлиненными стволами (до 1800 м), многоствольных скважин и скважин со сложной конструкцией fishbone («рыбья кость»). Применение данных технологий позволяет уменьшить площадь кустовой площадки, увеличить время работы скважины до прорыва газа, достичь плановых показателей, вовлечь в разработку запасы краевых частей месторождения, увеличить площадь дренирования меньшим числом скважин.


Рис. 2. Возможная модель строения отложений пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения [3]

Другим немаловажным геологическим фактором является влияние вторичных процессов преобразования коллектора. Отличительная особенность коллектора пласта БТ10 на Заполярном месторождении – наличие в песчанике цеолитов. Интенсивность цеолитизации варьируется от низкой (10–20  ) до высокой (50  ), или цеолитизация полностью отсутствует. В рамках опытно-промышленных работ (ОПР) проведены исследования на керновом материале, которые выявили двукратное снижение проницаемости и гелеобразование при взаимодействии цеолитизированного песчаника с пресными жидкостями и растворами хлористого кальция, что также негативно влияет на разработку месторождения. Кроме того, цеолитизация коллектора влияет на значения электрического сопротивления, поэтому интерпретация насыщения по данным ГИС и определение граничных значений вызывали существенные трудности [4]. В связи с указанным специалистами компании «Газпром нефть» было принято решение использовать буровой раствор на углеводородной основе.

Заполярное месторождение относится к сложным объекта для изучения, этот проект дал возможность специалистам накопить уникальный опыт, тиражирование которого планируется на подобных месторождениях, где существует проблема цеолитизации коллектора, например, на Яро-Яхинском месторождении.

Влияние вторичных процессов преобразования коллекторов отмечено также на Чаяндинском месторождении. Его нефтяные оторочки являются одним из перспективных объектов для разработки в Восточной Сибири. Нефтяные залежи приурочены к ботуобинскому и хамакинскому горизонтам. Коллектор представлен среднезернистым песчаником, хорошо сортированным, характеризуется хорошими ФЕС. При детальном изучении литологического состава пласта были выявлены вторичные преобразования, к которым относятся засолонение и ангидритизация (рис. 3), значительно ухудшающие коллекторские свойства. На основании анализа палеотектоники и седиментационной модели пласта было принято решение выделить зону ухудшенных коллекторов.


Рис. 3. Вторичные преобразования коллектора Чаяндинского месторождения

Описанный подход к выделению зон с разными коллекторскими свойствами также применим к месторождениям, где отмечается неравномерное распределение ФЕС. Фациальные модели послужили основой для разделения проекта на этапы, в первую очередь разрабатываются выделенные зоны улучшенных коллекторов. Успешный опыт имеется на Самбургском месторождении.

Кроме геологических проблем, существует риск неподтверждения результатов испытаний разведочных скважин, которые были взяты за основу при построении геологической модели и оценки активов на начальном этапе. Так, на Заполярном месторождении проводились ОПР, включавшие бурение четырех ГС и семи пилотных стволов. Ни одна пробуренная скважина не подтвердила результаты проведенных испытаний разведочных скважин, что обусловило сокращение нефтенасыщенных толщин и послужило причиной пересмотра геологической модели. В связи с этим рекомендуется уточнение геологической информации на старте проекта и проведение повторного испытания пробуренных скважин.

Вовлечь в разработку трудноизвлекаемые запасы нефтяных оторочек и существенно повысить их рентабельность позволяет решение технологических проблем, к которым относятся:

  • низкая продуктивность скважин;
  • возможность прорыва газа и воды к добывающим скважинам при интенсивном отборе нефти;
  • расформирование нефтяной оторочки вследствие первоочередных отборов газа из газовой шапки;
  • сложности расчета прогнозных показателей разработки.

Нефтяные оторочки являются одним из наиболее сложных объектов с точки зрения разработки. Массивные газовые шапки и подстилающая вода существенно осложняют освоение залежей и предъявляют более высокие требования к формированию оптимальной стратегии разработки. 

ВыРаботка эффектиВной стРатегии РазРаботки местоРождения с нефтяными отоРочками

Выработка эффективной стратегии разработки месторождения с нефтяными оторочками – ключевая задача, стоящая перед инженерамиразработчиками Научно-Технического Центра «Газпром нефти». Она может быть выполнена только с использованием интегрированного подхода, охватывающего все аспекты развития актива.

Одним из первых месторождений, прошедших через сложную последовательную цепочку выработки оптимальных решений по развитию актива, является Новопортовское НГКМ.

В процессе многовариантных расчетов по выбору оптимальных параметров системы разработки месторождения были определены различные типы заканчивания скважин, систем разработки и режимов эксплуатации скважин. Принцип разделения месторождения на зоны позволил провести оптимизацию системы разработки индивидуально для каждого участка месторождения. Для пластов группы НП была принята рядная система разработки ГС длиной 10001500 м с поддержанием пластового давления путем обратной закачки пластовой воды. Для пласта Ю2-6 (рис. 4) выбрана система разработки ГС длиной 1000 м с проведением многостадийного гидроразрыва пласта.


Рис. 4. Геологический разрез пласта Ю2-6 Новопортовского месторождения

Однако опыт бурения скважин на Новопортовском НГКМ показывает динамику увеличения длины горизонтального участка ствола от 1000 до 1500-2000 м. Практически достигнув технологических пределов при бурении ГС на месторождении при длине горизонтального ствола до 2000 м, специалисты «Газпром нефти» выполнили качественный переход от одноствольных ГС к многоствольным.

На основании имеющего опыта бурения ГС в 2017 г. на Новопортовском НГКМ была пробурена первая четырехствольная скважина, общая проходка которой составила 6756 м, проходка по продуктивному пласту – 4406 м. При этом по сравнению с традиционной ГС, пробуренной на пласт НП2-3, стоимость скважины увеличилась на 55  , а начальная продуктивность повысилась на 162   [5].

Анализ эффективности бурения скважин показывает, что многозабойные скважины дают возможность вовлечь в разработку участки залежей меньшим числом скважин, что в свою очередь позволит снизить объем капитальных вложений, необходимых для разработки месторождения (рис. 5). 

 

Рис. 5. Результаты повышения эффективности бурения

Опыт решения оптимизационных, технических и технологических задач на Новопортовском месторождении при выборе оптимальной стратегии разработки будет востребован при дальнейшем освоении новых месторождений во всех регионах нефтедобычи, где имеются месторождения с нефтяными оторочками. 

ВЛИЯНИЕ ГАЗОВОЙ шАПКИ И ПОДСТИЛАющЕЙ ВОДЫ НА РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНОЙ ОТОРОчКИ

Одним из основных факторов, оказывающих негативное воздействие на выработку запасов нефти нефтяных оторочек, является процесс добычи газа из газовой шапки залежи. К основным отрицательным процессам относятся следующие:

  • ускоренное снижение пластового давления, приводящее к разгазированию нефти в пласте, а также к необходимости уменьшения забойного давления в добывающих нефтяных скважинах;
  • движение нефтяной оторочки под действием водоносного горизонта вверх, в зону пониженного пластового давления, вследствие чего происходит расформирование нефтяной оторочки и уменьшение подвижных запасов.

Разработка газовой шапки может быть как опережающей, так и одновременной с разработкой нефтяной оторочки, однако наиболее выраженное отрицательное влияние на конечный КИН нефтяной оторочки оказывает опережающая разработка газовой шапки.

На Заполярном НГКМ, где «Газпром нефть» ведет работы по изучению нефтяной оторочки, разработка газовых шапок началась в 2011 г., разработка нефтяной оторочки находится на стадии ОПР. Специалистами Научно-Технического Центра «Газпром нефти» были проведены расчеты по оценке степени текущей расформированности нефтяной залежи, которые позволяют определить потенциальные потери подвижной нефти вследствие опережающей разработки газовой шапки. Снизить отрицательный экономический эффект от расформирования нефтяных залежей возможно только за счет консервации либо сдвига начала разработки газовой шапки.

Описанный процесс расформирования очень важно учитывать при прогнозных расчетах показателей разработки с целью недопущения переоценки нефтеотдачи залежи. Для этого в подразделениях Научно-Технического Центра «Газпром нефти» все гидродинамические расчеты показателей разработки проводятся на единых гидродинамических моделях «газовая шапка + нефтяная оторочка», которые позволяют учесть негативное влияние на разработку нефтяной оторочки вовлечения в добычу газа на месторождении (рис. 6). С целью оптимизации расчетного времени единой полномасштабной гидродинамической модели газовой и нефтяной залежей специалистами компании отработана методика построения секторных моделей нефтяных оторочек с небольшими сегментами газовой части залежи, без создания моделей с записью перетоков за границы участка моделирования. Данный подход позволяет максимально снизить расчетное время при прогнозировании показателей разработки нефтяной оторочки, учесть негативное влияние разработки газовой шапки залежи и воспроизвести динамику расформирования нефтяной оторочки.

Рис. 6. Влияние отборов газа на выработку запасов нефтяной оторочки (расчет на гидродинамической модели)

Проблемы разработки нефтяных оторочек также связаны с возможностью прорыва газа и воды к добывающим скважинам при интенсивном отборе нефти. Для снижения рисков необходимы корректное задание свойств пластовых флюидов и достоверное воспроизведение переходной водонефтяной зоны.

Вследствие наличия высокой депрессии в процессе отбора проб в пробоотборники попадает разгазированный флюид, свойства которого существенно отличаются от свойств пластового флюида.

От правильного воспроизведения обводненности по разрезу нефтяной оторочки зависит корректность динамики конусообразования воды, следовательно, точность прогнозных показателей разработки месторождения в целом.

Описанные выше задачи могут быть успешно решены при помощи современных промыслово-геофизических методов исследования пластов – испытателей пластов на трубах. Успешный опыт применения данного метода на Заполярном, Новопортовском, Яро-Яхинском месторождениях позволяет рекомендовать его к применению на месторождениях с нефтяными оторочками.

Кроме того, использование испытателей пласта на трубах дает возможность точно определить уровни флюидальных контактов, что является одной из основных задач при разработке нефтяных оторочек в связи с небольшой толщиной пластов. 

ВЫВОДЫ 

  1. Подгазовые залежи отличаются сложным геологическим строением. Высокая расчлененность, небольшие нефтенасыщенные толщины, низкие проницаемость и нефтенасыщенность, высокая обводненность пластов требуют комплексной проработки исходных данных при построении геологической модели.
  2. Для снятия неопределенностей, связанных с уровнем флюидальных контактов, рекомендуются проведение исследований ГДК-ОПК (гидродинамический каротаж — опробование пластов приборами на кабеле) и расширенного комплекса ГИС, а также переиспытание скважин на старте проектов.
  3. При прогнозных расчетах показателей разработки необходимо учитывать негативное влияние на разработку нефтяной оторочки вовлечения в добычу газа газовых шапок. Для этого рекомендуется построение единой полномасштабной гидродинамической модели газовой и нефтяной залежей.
  4. Для дальнейшего вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефтяных оторочек необходимо продолжать поиск оптимальных технологических решений. С точки зрения технологической стратегии можно выделить подбор наиболее подходящих конструкций заканчивания скважин, необходимость расширения компетенций в области создания интегрированных моделей месторождений, а также применения различных систем поддержания пластового давления и методов увеличения нефтеотдачи, которые могут защитить от прорывов газа.
  5. Уникальный опыт проектирования и управления разработкой нефтяных оторочек может успешно тиражироваться на подобных месторождениях.

Список литературы

  1. Алексеев А. Скрытый ресурс // Сибирская нефть.2017.-№ 140.C. 50–55.
  2. Белозеров Б.В., Коваленко И.В., Ниткалиев И. М. Стратегия учета латеральной неоднородности пласта ПК3 при сопровождении бурения горизонтальных скважин на Восточно-Мессояхском месторождении // PROНЕФТЬ. — 2018. — № 1. — С. 16–19.
  3. Ювелирный гидроразрыв: увеличение стадийности при снижении размеров тещин в подгазовых нефтяных пластах Новопортовского месторождения / Е. Казаков, С. Верещагин, А. Кичигин // SPE 187680-RU. — 2017.
  4. Особенности петрофизического обеспечения интерпретации ГИС в разрезе терригенных пород с цеолитосодержащими песчаниками Тазовского района Западной Сибири / Ш. В. Мухидинов, Е. О. Беляков, Е. А. Жуковская, С. В. Ибрагимова // Геофизика. — 2018. — № 4. — С. 51–56.
  5. Опыт бурения многозабойных горизонтальных скважин для разработки нефтяных оторочек на примере Новопортовского месторождения / Д. А. Сугаипов, И. Ф. Рустамов, О. С. Ушмаев, Ф. А. Бурков // Нефтяное хозяйство. — 2017. — № 12. — С. 35–36.

Reference

  1. Alekseev A., Hidden resource (In Russ.), Sibirskaya neft', 2017, v. 140, pp. 50–55.
  2. Belozerov B.v. , Kovalenko I.v. , Nitkaliev I.M., The strategy of taking into account the lateral heterogeneity of the PK13 reservoir during geological support of horizontal wells drilling at the Vostochno-Messoyakhskoye field (In Russ.), PRONEFT'', 2018, no. 1, pp. 16–19.
  3. Kazakov E., Vereshchagin S., Kichigin A. et al., Precise fracturing: Increasing number of stages and reducing treatments size in oil rims of Novoportovskoe oil field (In Russ.), SPE 187680-RU, 2017.
  4. Mukhidinov Sh. v. , Belyakov E.O., Zhukovskaya E.A., Ibragimova S.v. , Feature approach of petrophysical support log data interpretation for zeolite-containing clastic rock of Western Siberia (In Russ.), Geofizika = Russian Geophysics, 2018, no. 4, pp. 51–56.
  5. Sugaipov D.A., Rustamov I.F., Ushmaev O.S. et al., Results of multilateral drilling on Novoportovskoye field (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2017, no. 12, pp. 35–36.



Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

С.В. Ковальчук, Е.В. Полушина, Е.А. Горенкова. Результаты изучения и примеры реализации проектов разработки месторождений с нефтяными оторочками компании «Газпром нефть». // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2019 — № 1(11). — С. 12–17.


The reference to this article in English is:

S.V. Kovalchuk, Е.V. Polushina, Е.А. Gorenkova, Results of studying and realization examples of oil rims fields development in the Gazpromneft company(In Russ.), PRONEFT''. Professional’no o nefti, 2019, no. 1(11), pp. 12–17.


Возврат к списку