Повышение эффективности бурения новых скважин на основе оптимизации системы разработки юго-западного блока восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

19.03.2019

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2019 - № 1(11). – С. 29-33

УДК 622.276.1/.4

Д.А. Сугаипов
ПАО «Газпром нефть»
А.А. Яковлев д.ф.-м.н.,
И.М. Галяутдинов, к.э.н., М.А. Монжерин, В.С. Девяткин
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Электронный адрес: galyautdinov. IM@gazpromneft-NTC.ru

Ключевые слова: система разработки, горизонтальная скважина (ГС), карбонатный коллектор, трещиноватость, эффективность бурения, экономическая эффективность, вариативная оценка, кислотный многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП)

Рассмотрена методика выбора оптимальной системы разработки на примере восточного участка Оренбургского НГКМ. Уделено внимание основным аспектам разработки месторождения с газовой шапкой и сложным трещинно-поровым типом коллектора. Приведен подробный анализ эффективности бурения восточного участка Оренбургского НГКМ, рассмотрен опыт оптимизации системы разработки юго-западного блока восточного участка Оренбургского НГКМ с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Показаны результаты бурения оптимизированных горизонтальных скважин с длиной ГС 800–1000 метров.

Improving of new wells drilling efficiency based on the selection of optimal drilling pattern for the south-western block of Orenburg oil, gas and condensate field

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2019, no. 1(11), pp. 29-33

D.A. Sugaipov
(Gazprom Neft PJSC, RF, Saint-Petersburg)
A.A. Yakovlev, I.M. Galyautdinov, M.A. Monzherin, V.S. Devyatkin
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

E-mail: galyautdinov. IM@gazpromneft-NTC.ru

Keywords: drilling pattern, horizontal well, fracture, drilling efficiency, economic efficiency, variable evaluation, multistage acid fracturing, carbonate reservoir

The article concerns the technique of selection of optimal drilling pattern on the example of Eastern block of Orenburg oil, gas and condensate field. The main reservoir engineering aspects for a field with a gas cap and reservoir with pores, vugs and fractures are reviewed. The drilling performance of Eastern block of Orenburg oil, gas and condensate field is thoroughly analyzed, the experience of drilling pattern optimization is described on the example of a south-western block with poor reservoir quality. The results of drilling of optimized 800–1000 m horizontal wells are reviewed.

DOI: 10.24887/2587-7399-2019-1-29-33 

Введение

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) является крупнейшим в регионе по запасам нефти и газа. Месторождение приурочено к Оренбургскому валу, который находится в крайней северной наиболее высокой части Соль-Илецкого свода.

Компания ООО «Газпромнефть-Оренбург» владеет лицензией на разработку восточного участка (нефтяная оторочка) Оренгбургского ОНГКМ (рис. 1). Он занимает крайнюю восточную периклиналь месторождения и находится в 10–20 км к юго-востоку от г. Оренбурга. Ближайшими населенными пунктами являются пос. Ивановка, Благословенка.

Краткая характеристика восточного участка

В пределах лицензионного участка основные запасы нефти (до 99%) сосредоточены в карбонатных пластах P4 и P5 артинско-сакмарского яруса. Генезис отложений — прибрежноморской (карбонатная платформа). Отложения характеризуются высокой расчлененностью (при расстоянии между скважинами 300 м). Разрез имеет сложную структуру, породы литологически неоднородны с наличием твердых битумов, вследствие чего флюидоразделы нефть — вода, газ — нефть варьируются по площади на разных гипсометрических отметках [1].

По результатам петрофизических исследований в отложениях артинского яруса преобладает трещинно-поровый тип коллектора. Эффективная емкость коллектора определяется преимущественно пористостью матрицы, а его фильтрационные свойства обусловлены как проницаемостью матрицы, так и микротрещиноватостью.

Основными геологическими осложнениями и неопределенностями на восточном участке
Оренбургского месторождения являются [1]:

  • низкая проницаемость (менее 1 мкм2);
  • наличие трещин и разломов;
  • неравномерное распределение трещиноватости по площади;
  • высокая изменчивость фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по площади;
  • наличие массивной газовой шапки (в основной части залежи газонефтенасыщенные толщины достигают 30–50 м);
  • высокое содержание H2S.

Разработка пластов P4-P5 (P1art) на восточном участке Оренбургского НГКМ была начата в 1994 г. Высокие газовый фактор и содержание H2S (до 6%) в продукции нефтяных скважин определили основной способ эксплуатации — фонтанный с последующим переходом на газлифтный. Более 90% скважин работают с обводненностью не выше 3%. Незначительная часть скважин (5%), эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов, приурочена к высокопродуктивным локальным зонам, которые характеризуются повышенной трещиноватостью и обводненностью добываемой продукции более 50%.

Система разработки восточного участка

Разработка пластов сакмарско-артинского яруса восточного участка ОНГКМ осуществляется с 1994 г. на основании «Технологической схемы опытно-промышленной разработки нефтяных оторочек восточной зоны Оренбургского НГКМ».

В отсутствие результатов исследования трещиноватости разработка залежи прежним недропользователем осуществлялась с использованием системы вертикальных и горизонтальных скважин, пробуренных кустовым способом: три горизонтальные скважины длиной 500 м с углом между траекториями 120° и одна нагнетательная вертикальная скважина, плотность сетки скважин (ПСС) составляла 16 га/скв. С 2005 г. на опытно-промышленном участке месторождения реализуется закачка воды. Трехлучевая система разработки имела недостатки, такие как интерференция скважин и высокие риски прорыва воды к добывающим скважинам вдоль распространения трещиноватости. Следует отметить, что на момент принятия решения методика выбора/обоснования оптимальной системы разработки отсутствовала. В 2012 г. на основе полученных данных разработки и проведенных специальных исследований установлено преимущественное направление трещиноватости (восточная часть — направление трещин С-Ю; западная часть — С-З — Ю-В), выполнены работы по выбору оптимальной системы разработки на базе разработанной в компании методики (рис. 2).

Основной принцип подхода базируется на классических условиях выбора оптимальной системы разработки: рационального способа размещения скважин, расстояния между ними и способа заканчивания скважин. Правильный выбор системы разработки основывается на максимизации экономической эффективности, следовательно, критериями могут быть экономические показатели — чистый дисконтированный доход и/или индекс доходности [2, 3]. В результате выполненных технико-экономических расчетов в качестве основной системы разработки принята рядная система горизонтальных скважин (ГС) длиной 600 м и ПСС, равной 44 га/скв.

При этом практика компаниипредусматривает выполнение оптимизационных расчетов для адаптации системы разработки к новым участкам, где в результате бурения опережающих скважин установлено значительное отклонение ФЕС пород от средних по залежи.

C 2014 г. стратегия разбуривания залежи предусматривает выход на юго-западный блок восточного участка Оренбургского НГКМ (рис. 3).

Вовлечение в разработку юго-западного блока восточного участка

В январе 2014 г. пробурена и введена в эксплуатацию первая ГС в юго-западной части месторождения, которая подтвердила возможность промышленно рентабельной разработки. Разбуривание участка началось по ранее утвержденной сетке (ГС длиной 600 м, ПСС равна 44 га/скв).

На основе комплексного изучения данных эксплуатации скважин, 3D сейсморазведки и специальных геофизических исследований скважин была установлена низкая плотность естественных трещин по юго-западному блоку (коллектор преимущественно порового типа). С учетом полученной информации для повышения эффективности проводились опробования кислотного многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в новых скважинах для создания дополнительных трещин в условиях карбонатного коллектора. Средний запускной дебит нефти по скважинам, введенным в эксплуатацию в 2014 г., составил 28 т/сут, в 2015 г. с учетом скважин с кислотным МГРП — 33 т/сут. Прирост дебита нефти по скважинам с кислотным МГРП увеличился в среднем в 1,5–2 раза.

Применение данной технологии освоения позволяет повысить продуктивность скважин до 40% на объектах с низкой проницаемостью и слабо развитой трещиноватостью. Юго-западный блок характеризуется слабо развитой трещиноватостью (рис. 3), низкой проницаемостью (менее 1 мкм2) — запасы в данном блоке относятся к трудноизвлекаемым, минимальными рисками прорыва газа из газовой шапки и воды — расстояние от ГС до ВНК более 30 м, высокой расчлененностью. В связи с этим юго-западный блок с точки зрения геологии и ФЕС подходит для эффективного внедрения технологии гидроразрыва пласта (ГРП).

За счет приобщения микротрещинноватости и протравливания большего объема трещин [4] технология кислотного МГРП с конца 2016 г. применяется во всех скважинах юго-западного блока. Расстояние между портами, как правило, равно не менее 100 м.

Как отмечено выше, значения ФЕС в юго-западном блоке существенно ниже средних по залежи, в связи с чем повышаются риски недостижения плановых показателей по новым скважинам. В соответствии с методикой ПАО «Газпром нефть» для юго-западной части месторождения в 2016 г. выполнены техникоэкономические расчеты для адаптации системы разработки, позволяющей повысить экономическую эффективность бурения новых скважин и выработку запасов углеводородов.

Результаты многовариантных расчетов представлены на рис. 4. С учетом снижения стоимости и наработанного опыта бурения горизонтальных скважин оптимальной с технико-экономической точки зрения является длина ГС от 800 до 1000 м.

Ожидаемый параметр Q/Capex (Q — накопленная добыча нефти, CAPEX — капитальные вложения в бурение новых скважин) после оптимизации системы разработки увеличился примерно на 20–25%.

Результаты бурения гс длиной 800-1000 м

Существующая статистика успешности бурения показывает, что ГС длиной от 800 до 1000 м с кислотным МГРП на юго-западном блоке восточного участка Оренбургского НГКМ подтверждают прогнозные запускные параметры, темпы падения и ожидаемую накопленную добычу нефти. На рис. 5, а приведено сопоставление прогнозных и фактических темпов падения добычи нефти, на рис. 5, б — кросс-плот пластовых и фактических запускных дебитов нефти.

Опытно-промышленные работы по внедрению технологии кислотно-проппантного мгрп

Запасы юго-западного блока восточного участка отнесены к категории трудноизвлекаемых.
Эффективная разработка данного участка возможна только с применением МГРП. Однако,
как показал анализ, темпы падения дебитов
нефти в скважинах с обычным кислотным МГРП
достаточно высокие (более 50%). Подобная динамика обусловлена следующими факторами:

  • снижение подвижности нефти в результате разгазирования (при снижении забойного давления);
  • смыкание трещин ГРП;
  • слабый приток из матрицы пласта, которыйнеобходимо поддерживать периодической эксплуатацией скважин.

С целью снижения темпов падения добычи в рамках технологической стратегии компании на юго-западном участке бурения проводятся опытно-промышленные работы по внедрению кислотно-проппантного МГРП. На текущий момент имеются две скважины, в которых применена данная технология.

Попеременная закачка кислоты и проппанта способствует созданию дополнительных трещин в породе и длительное время препятствует их смыканию. Это позволяет достичь более высокую продуктивность скважин и существенно увеличивает продолжительность эффекта от ГРП [5].

Основные запускные параметры по скв. X1 и X2 представлены в табл. 1. Сравнение запускных показателей скв. Х1 и Х2 с кислотно-проппантным МГРП с показателями окружающих скважин аналогичной конструкции (ГС длиной 800–1000 м) с обычным кислотным МГРП показано в табл. 2. Из нее видно, что коэффициент продуктивности в скважинах с кислотно-проппантным МГРП на 46% выше, чем в аналогичных скважинах с обычным кислотным МГРП. На рис. 6 приведено сравнение темпов падения дебита нефти. Очевидно, что в скважинах с кислотно-проппантным МГРП темпы падения значительно ниже (более чем в 2 раза), чем в скважинах с обычным кислотным МГРП.

Выводы

  1. На примере восточного участка Оренбургского НГКМ показано успешное применение методики обоснования оптимальной системы разработки, учитывающей геолого-физические, технологические и экономические показатели.
  2. Реализованные мероприятия по адаптации системы разработки к юго-западному блоку восточного участка Оренбургского НГКМ с ухудшенными ФЕС пород позволили снизить риски недостижения проектных показателей новых скважин и повысить экономическую эффективность добычи трудноизвлекаемой нефти примерно на 20–25% (по параметру Q/Capex).
  3. В рамках реализации технологической стратегии компании эффективно внедрена технология кислотного МГРП во всех скважинах югозападного блока восточного участка Оренбургского НГКМ, что дало возможность увеличить запускные дебиты 1,5–2 раза.
  4. Успешно проведен кислотно-проппантный МГРП в трещинно-поровом карбонатном коллекторе восточного участка Оренбургского НГКМ. Применение данной технологии позволило увеличить коэффициент продуктивности добывающих скважин в среднем на 46% и снизить темпы падения добычи нефти более чем в 2 раза по сравнению с темпами падения в скважинах с обычным кислотным МГРП.

Список литературы

  1. Галяутдинов И.М., Череповицын А. Е. Комплексный подход к подбору скважин-кандидатов для проведения ГТМ (на примере Восточного участка Оренбургского НГКМ) // Нефть. Газ. Новации. — 2017. — № 7. — С. 23 — 33.
  2. Динамика добычи из скважин с гидроразрывом пласта в экономически оптимальных системах разработки / М. М. Хасанов, О. Ю. Мельчаева, А. Н. Ситников, А. П. Рощектаев // Нефтяное хозяйство. — 2013. — № 12. — С. 36–39.
  3. Выбор оптимальных параметров системы разработки нефтяного месторождения / М. М. Хасанов, О. С. Ушмаев, С. А. Нехаев, Д. М. Карамутдинова // Нефтяное хозяйство. — 2012. — № 12. — С. 26–31.
  4. Кислотный МГРП. Новаторский подход для карбонатных коллекторов / И. В. Титов, А. Ю. Конопелько, И. Г. Файзуллин [и др.] // Нефтесервис. — 2016 — № 4. — С. 50 — 55. 5. Здольник С. Е. Башнефть: пенокислотный ГРП с проппантом — оптимальный выбор для ТрИЗ в карбонатных отложениях. — http://oilgascom.com/bashneftzdolnik-frackingfluid/

Reference

  1. Galyautdinov I.M., Cherepovitsyn A.E., Complex approach to candidate well selection for hydro-fracturing (at the example of Eastern Part of Orenburg oil and gas condensate field) (In Russ.), Neft'. Gaz. Novatsii, 2017, no. 7, pp. 23 — 33.
  2. Khasanov M.M., Mel’chaeva O.Yu., Sitnikov A.N., Roshchektaev A.P., Dynamics of hydraulically fractured wells production for economically optimal development systems (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2013, no. 12, pp. 36–39.
  3. Khasanov M.M., Ushmaev O.S., Nekhaev S.A., Karamutdinova D.M., Selection of optimal parameters of oil field development (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2012, no. 12, pp. 26–31
  4. Titov I.v. et al., Acid multistage fracturing. Innovative approach for carbonate reservoirs (In Russ.), Nefteservis, 2016, no. 4, pp. 50 — 55. 5. Zdol’nik S.E., Bashneft': Peno-kislotnyy GRP s proppantom — optimal’nyy vybor dlya TrIZ v karbonatnykh otlozheniyakh (Bashneft: Foam-acid fracturing with proppant — the best choice for hard-to-recover reserves in carbonate sediments), URL: http://oilgascom.com/bashneftzdolnik-frackingfluid/



Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

Д.А. Сугаипов, А.А. Яковлев, И.М. Галяутдинов, М.А. Монжерин, В.С. Девяткин. Повышение эффективности бурения новых скважин на основе оптимизации системы разработки юго-западного блока восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2019 — № 1(11). — С. 29–33.


The reference to this article in English is:

D.A. SugaipovA.A., Yakovlev, I.M., Galyautdinov, M.A., Monzherin, V.S. Devyatkin. Improving of new wells drilling efficiency based on the selection of optimal drilling pattern for the south-western block of Orenburg oil, gas and condensate field (In Russ.), PRONEFT''. Professional’no o nefti, 2019, no. 1(11), pp. 29–33.


Возврат к списку