Оценка перспектив избирательного уплотнения сетки скважин на Южной лицензионной территории Приобского месторождения

Assessment of perspectives of well pattern’s selective densing at Southern license territory of Priobskoe field

M. Cherevko, «Gazpromneft-Khantos», A. Yanin, K. Yanin, «TERM» Project bureau» LLC

Цель статьи – изучить перспективность избирательной корректировки первичной сетки объекта АС10-12 путем локального бурения уплотняющих скважин в зонах с наибольшими (> 50 м) нефтенасыщенными толщинами (hн) и чрезмерно высокими удельными запасами нефти, приходящимися на одну скважину.

The article’s aim is to study perspectives of selective correction of АС10-12 object’s primary pattern by local drilling of densing wells in zones with the biggest (> 50 m) oil-saturation thicknesses (hн) and extremely high specific oil reserves per one well.

В первые десятилетия с начала освоения нефтяных месторождений Западной Сибири интерес к направлению «уплотняющее бурение» был весьма высок [1 – 3]. Это объяснялось разреженной плотностью сетки в этот период – 42 – 56 га/скв. В конце XX – начале XXI вв. уплотняющее бурение в регионе снизилось до минимальных объемов, уступив место зарезкам боковых стволов (ЗБС) из старых скважин. Это обусловлено тем, что в этот период в регионе появился значительный фонд выбывших из эксплуатации скважин, пригодных для ЗБС. Тем не менее рассматриваемое направление, а именно избирательное уплотнение сетки скважин в соответствующих геологических условиях, имеет определенные перспективы и в настоящее время.

Авторы считают, что опытно-промышленные работы (ОПР) по локальному уплотнению сетки на ранней стадии разработки низкопроницаемых объектов (сразу после разбуривания основной эксплуатационной сетки) целесообразно проводить в зонах с выявленными значительными неф­тенасыщенными толщинами. Здесь извлечение утвержденных запасов нефти скважинами основной сетки может растянуться на длительный период (более 100 лет), а неработающий фонд, пригодный для ЗБС, появится лишь спустя десятки лет.

Южная часть Приобского месторождения является ключевым добычным активом ОАО «Газпром нефть», обеспечивающим более 1/3 текущих отборов нефти по компании. По количеству запасов Южная лицензионная территория (ЮЛТ) Приобского месторожденияТ относится к разряду уникальных месторождений и характеризуется очень сложным геологическим строением. На месторождении промышленно нефтеносны терригенные отложения нижнего мела. Продуктивны 10 пластов: АС7, АС8, АС9, АС1001, АС1002, АС101-3, АС104, АС111, АС121, АС123-5. Первые три пласта являются самостоятельными объектами, пока не разрабатываются и далее в статье не рассматриваются. Пласты с АС1001 по АС123-5 (всего их семь) – объединены в общий эксплуатационный объект АС10-12. В этом объекте сосредоточено более 95% запасов ЮЛТ. Геологические параметры объекта изучены по пробуренному фонду более чем двух тысяч скважин (табл. 1).
Табл. 1. Геологические параметры объекта
Средняя глубина залегания кровли объекта АС10-12 – 2400 м. Составляющие объект горизонты АС10 и АС12 в основном схожи по геологическим характеристикам, кроме параметров проницаемости и проводимости, которые по нижнему горизонту АС12 – в три раза меньше.

Общая интегральная площадь нефтеносности объекта АС10-12 составляет примерно 1500 км2. Разбуривание ЮЛТ началось с 2002 г. и активно продолжается до настоящего времени. Регулярной эксплуатационной сеткой скважин охвачена площадь ~450 км2. Последние годы характеризуются очень высокими темпами бурения, превышающими 1 млн м/год и вводом по 350 – 396 новых скважин ежегодно. За счет этого обеспечивался существенный (811 – 1210 тыс. тонн) ежегодный прирост добычи нефти (табл. 2).
Табл.2. Показатели добычи нефти по ЮЛТ Приобского месторождения
Рис. 1. Добыча нефти и эксплуатационное бурение
В настоящее время месторождение находится в стадии растущей добычи нефти (рис. 1), приближающейся к потенциально максимальной. Фактический уровень 11,270 млн тонн нефти достигнут в 2012 г. при темпе отбора от активных (вовлеченных) НИЗ нефти – около 5%. Накопленная добыча нефти – 61,3 млн тонн, или около 25% от активных НИЗ, текущий КИН от вовлеченных НГЗ – более 0,07. Средняя обводненность продукции скважин за 2012 г. – 36%, средний дебит нефти – 23,8 т/сут, жидкости – 37,2 т/сут. Эксплуатация объекта АС10-12 осуществляется на жестком водонапорном режиме. В действовавшем в 2012 г. фонде числилось 2265 скважин, в т.ч. 1447 добывающих и 818 нагнетательных; их соотношение равно 1,78.

Однако эффективность бурения новых скважин с течением времени заметно снижается. Это связано с закономерным падением дебитов нефти новых скважин вследствие уменьшения вновь вводимых нефтенасыщенных толщин объекта АС10-12 (рис. 2, табл. 3).
Рис. 2. Изменение средней нефтенасыщенной толщины (hн) и дебитов нефти (qн) новых скважин – по годам их ввода
Табл. 3. Показатели работы новых скважин


Ключевой технологией при разработке ЮЛТ является применение большеобъемных гидроразрывов пласта, которые проводятся во всех добывающих и нагнетательных скважинах. Во многих скважинах выполнены повторные и последующие гидроразрывы, показавшие неплохую эффективность в виде дополнительной добычи нефти.

По пробуренному на ЮЛТ значительному фонду скважин накоплен обширный материал для анализа эффективности их работы. В частности, проведено изучение зависимости дебитов скважин от вскрытых нефтенасыщенных толщин. Это позволило выявить следующие закономерности:
  • общая тенденция (хорошо известная [2] специалистам): чем выше hн, тем больше дебиты скважин, однако вид этой зависимости – нелинейный (особенно в интервале hн > 35 м);
  • установлено почти двукратное снижение дебитов нефти спустя 12 месяцев (после ГРП) эксплуатации добывающих скважин;
  • при снижении hн выявлена тенденция увеличения удельного дебита нефти (в расчете на 1 м вскрытой hн), также имеющая растущий (обратный) нелинейный тренд (особенно на участках с hн < 20 м).
Объект АС10-12 разбуривается по блоковой однорядной системе разработки при треугольном размещении скважин с расстоянием 500 м (ПСС – 21,65 га/скв.). С учетом предполагаемых (по имеющимся подсчетным планам) толщин неосвоенных участков был статистически спрогнозирован потенциал новых проектных добывающих скважин. Укажем, что средняя нефтенасыщенная толщина объекта АС10-12 в разбуренной области ЮЛТ – 17,6 м, а в неразбуренной части – 8,5 м, т.е. в среднем – вдвое ниже. Это обусловливает и уменьшение удельных извлекаемых запасов нефти на 1 скважину, вплоть до нерентабельных.

В неразбуренной части ЮЛТ (по проекту разработки 2011 г.) размещено более пяти тысяч новых наклонно-направленных скважин (ННС). Причем только 10% из них попадают на участки с hн > 20 м, а примерно 3,5 тысячи скважин (или 70%) расположены в зонах с малыми hн < 10 м. Более того, на площадки с hн менее 5 м приходится почти половина (45%) нового фонда ННС (рис. 3). Удельная накопленная добыча нефти по последней группе скважин не превысит 20 тыс. т/скв., что априори является недостаточным для окупаемости капитальных вложений в их строительство. Таким образом, экономическая эффективность значительной части оставшегося для бурения проектного фонда вызывает обоснованное сомнение.
Рис. 3. Ранжировка непробуренного фонда NБскв. по величине hн, дебиту и удельному отбору нефти
В связи с указанным, в качестве одного из новых (вспомогательных) направлений поддержания добычи нефти по ЮЛТ, параллельно с освоением неразбуренных участков, может рассматриваться избирательное уплотнение сетки (на разбуренных площадях) в зонах с «излишне высокой» (т.е. неоптимальной) плотностью (тыс.т/га) текущих подвижных извлекаемых запасов нефти.

Понятно, что для детального обоснования зон, перспективных для избирательного уплотнения сетки, необходимо использовать достоверные актуализированные трехмерные гидродинамические модели объекта АС10-12. Тем не менее некоей исходной базой могут служить также и предварительные геолого-промысловые оценки ожидаемой добычи нефти (в расчете на одну скважину) в зонах возможного уплотнения. Из табл. 4 следует, что на разбуренных площадях в зонах, имеющих максимальные (более 60 м) толщины при ПСС = 21,65 га/скв., удельные НИЗ нефти могут превышать 300 – 350 тыс. т/скв.
Табл. 4. Зависимость накопленной добычи нефти на 1 скважину от hн и ПСС по объекту АС10-12 (в тыс. т/скв.)
В качестве предварительного ориентира вначале рассмотрели все перспективные для уплотнения сетки участки ЮЛТ – с удельными НИЗ нефти более 120 тыс.т/скв. Учитывая, что уплотняющие скважины будут буриться на 7 – 10 лет позже основного фонда, их потенциал будет снижен и ограничен текущими запасами нефти. Поэтому более уместно сориентироваться на удельную добычу нефти с учетом «коэффициента интерференции», взятого эмпирически на уровне 0,5 (табл. 4б).

Из практики разработки месторождений Западной Сибири известно, что экономически оправданной (при глубинах залегания пластов ~ 2,5 км) может считаться скважина, обеспечивающая накопленный отбор нефти не менее 50 тыс. тонн. Следовательно, исходя из этого критерия, первоначальный интерес для проведения ОПР по уплотняющему бурению представляют участки с hн > 25 м. Было исследовано несколько подобных перспективных участков.

По результатам более детального анализа пяти основных перспективных зон объекта АС10-12 для дальнейшего моделирования был выбран Центральный участок (площадью 42 км2) со средней hн – 35 м. В границах участка в 2004 – 2007 гг. было пробурено около 200 скважин по базовой сетке 433х500 м. Максимальная добыча нефти по участку составляла 2170 тыс. тонн (2007 г.) при темпе отбора от НИЗ нефти участка – 6,4%. На долю рассматриваемой зоны приходится почти четверть от всей накопленной нефти, добытой на ЮЛТ. Средние удельные НИЗ нефти в выбранном блоке достаточно высоки – 175 тыс. т/скв. При этом средний фактический отбор нефти уже составил около 60 тыс. т/скв. Таким образом, удельные остаточные запасы (ОИЗ) нефти на одну пробуренную добывающую скважину оцениваются здесь в 115 тыс. т/скв.

Текущие показатели разработки по Центральному участку в 2011 г. были значительно выше средних по месторождению: дебит нефти 41 т/сут (по ЮЛТ – 25 т/сут), дебит жидкости – 75 т/сут (по ЮЛТ – 37 т/сут), обводненность – 46% (по ЮЛТ – 34%). Энергетическое состояние залежей объекта АС10-12 на участке вполне удовлетворительное, что позволяет проводить здесь опытные работы по уплотнению сетки.

Важным аргументом в пользу сгущения сетки по Центральному участку является тенденция к снижению среднесуточной добычи нефти с 5,9 тыс. т/сут – в 2007 г. до 4 тыс. т/сут – в 2011 г. при сохранении стабильно высоких (более 200 тыс. т/скв.) и не снижающихся с течением времени удельных ОИЗ нефти на одну скважину.
Рис. 4. Варианты уплотнения сетки по объекту АС10-12 Приобского месторождения


С учетом изложенного с целью выбора оптимальной стратегии опытно-промышленных работ рассмотрели шесть технологических вариантов уплотнения сетки (рис. 4) вплоть до условно гипотетического [4] – 7,2 га/скв.

Вариант 1 – базовая однорядная система разработки с ПСС – 21,65 га/скв.

Вариант 2 – уплотнение сетки по линии добывающих рядов до расстояния между добывающими скважинами в 250 м, ПСС – 14,4 га/скв., соотношение Nдоб./Nнагн. – 2:1.

Вариант 3 – преобразование однорядной системы в блочно-квадратную путем бурения в добывающих рядах уплотняющих скважин, как добывающих, так и нагнетательных. Расстояние между добывающими скважинами – 290 м. Усредненное расстояние между скважинами в стандартном элементе 2? – 352 м, ПСС – 12,4 га/скв., соотношение скважин – 4:3 = 1,33.

Вариант 4 – переход от однорядной системы к блочно-замкнутой путем перевода в ППД части скважин добывающих рядов и бурения уплотняющих добывающих скважин. Расстояние между добывающими скважинами в зонах уплотнения – 270 м, среднее 2? – 344 м, ПСС – 11,8 га/скв., соотношение скважин – 7:4 = 1,75.

Вариант 5 – преобразование однорядной системы в блочно-квадратную путем бурения в добывающих рядах уплотняющих скважин, как добывающих, так и нагнетательных. Расстояние между добывающими скважинами в зонах уплотнения – 270 м, усредненное 2? – 295 м, ПСС – 8,7 га/скв., соотношение скважин – 7:3 = 2,33.

Вариант 6 отличается наиболее плотной сеткой – 7,2 га/скв. Расстояние между добывающими скважинами – 240 м, среднее 2? – 270 м, соотношение скважин – 3:1.

Варианты 3 – 6, предусматривающие уплотнение сетки скважин с одновременным переходом на блочно-замкнутую систему, обеспечивают заметный прирост Кохв. Последний параметр был оценен геостатистическим путем – по методике известного тюменского ученого и проектировщика к.т.н. А.Н. Юрьева.

В целях экономии времени на выполнение 3D-моделирования оценка вариантов была выполнена вначале по небольшому типовому участку (ограниченных размеров), а именно – в пределах Основного «блока» Центрального участка. На рис. 5 представлены варианты размещения скважин уплотняющего фонда в указанном «блоке», а в табл. 5 – результаты технологических расчетов показателей по вариантам за 20-летний период разработки (2012 – 2031 гг.).
Рис. 5. Варианты уплотнения сетки в Основном «блоке» Центрального участка объекта АС10-12 Приобского месторождения
Табл. 5. Показатели 3D-моделирования вариантов уплотнения сетки (за 20 лет)
Моделирование вариантов разработки по Основному «блоку» показало следующее (табл. 5):
  • все варианты с уплотнением сетки скважин обеспечивают существенный прирост накопленной добычи нефти за 20 лет;
  • сплошное уплотнение сетки в реализованной системе разработки экономически неэффективно;
  • наилучшим выглядит вариант 2 (32 тыс. т/упл. скв.) за 20 лет, хуже остальных – варианты 3 и 4;
  • в варианте 3 с бурением дополнительных нагнетательных скважин, образующих замкнутые блоки, заметно ускоряется рост обводненности и увеличивается накопленный водонефтяной фактор;
  • в варианте 4 с переводом части добывающих скважин в ППД уплотняющее бурение не компенсирует общую потерю мощностей по добыче нефти;
  • в вариантах 5 и 6 с наиболее плотными сетками обеспечивается наибольший прирост добычи нефти, однако по удельному (за 20 лет) отбору нефти на одну уплотняющую скважину они уступают варианту 2.
Таким образом, 3D-моделирование разработки Основного «блока» позволило осуществить выбор оптимального подхода к ОПР по избирательному размещению уплотняющих скважин (вариант 2). Все прочие варианты уплотнения – с переходом от однорядной к блочно-замкнутым системам – оказались экономически убыточны и далее не рассматриваются.

Для оценки потенциала каждой уплотняющей скважины (по варианту 2) они были расставлены по всему Центральному участку, всего набралось 99 уплотняющих добывающих скважин. Прирост добычи нефти (по сравнению с базовым вариантом) от бурения этих уплотняющих скважин за 20-летний расчетный период оценивается в 2,5 млн тонн, т.е. в среднем по 25 тыс. т/скв. Отсюда следует важный вывод о том, что 100%-ное бурение всех этих уплотняющих скважин на Центральном участке нецелесообразно.

В ходе дальнейшей ранжировки для проведения ОПР были подобраны 23 первоочередные уплотняющие скважины. Еще 25 уплотняющих скважин (с невысокой коммерческой эффективностью) условно были отнесены к «зависимым». Остальные уплотняющие скважины (51) были исключены из дальнейшего рассмотрения из-за нерентабельности, вследствие малых удельных отборов нефти (в среднем – по 32 тыс. т/скв.).
Табл. 6. Показатели по группам уплотняющих скважин (за 20 лет)
Представленные в табл. 6 показатели эффективности по группам уплотняющих скважин указывают на высокую прогнозируемую эффективность только 23 уплотняющих скважин. За расчетный 20-летний период они отберут в сумме около 2,6 млн тонн нефти, или по 112 тыс. т/скв. Инвестиционная привлекательность этих скважин высокая: индекс доходности инвестиций – 2,5, а период окупаемости – около 3 лет.

Следует учитывать, что, несмотря на крайне низкую (3 – 8 мД) проницаемость коллекторов, из-за интерференции скважин часть добычи нефти, которую извлекут уплотняющие скважины, могла бы быть отобрана старыми скважинами основной сетки. В этой связи интерес вызывают не только собственные накопленные отборы нефти из новых скважин, но и реальный дополнительный прирост добычи по исследуемому участку в целом.

Для оценки реального эффекта уплотнения на 3D-модели рассчитаны:
  • базовый (без уплотнения) вариант разработки Центрального участка;
  • вариант с бурением 23 наилучших уплотняющих скважин.
Из расчетов следует, что истинная разница по накопленной добыче между этими двумя вариантами за 20 лет составляет – 1,575 млн тонн (рис. 6). Таким образом, реальный удельный дополнительный прирост нефти за счет уплотнения сетки составит около 68 тыс. т/упл. скв., а расчетный коэффициент интерференции будет равен 40%. Полученный результат в текущих (на 2012 г.) экономических условиях представляется весьма привлекательным.
Рис. 6. Истинный дополнительный эффект в добыче нефти от 23 уплотняющих скважин на Центральном участке ЮЛТ
Бурение в 2012 – 2015 гг. на первом этапе ОПР 23 наилучших уплотняющих скважин способно ощутимо повысить текущие годовые уровни добычи по Центральному участку ЮЛТ. Максимальный расчетный годовой прирост добычи нефти оценивается в 262 тыс. тонн и может быть достигнут в 2015 г.

Отметим, что указанные выше оценки получены за 20-летний период эксплуатации участка. Для оценки влияния уплотнения сетки на величину конечного КИН (рис. 7) можно воспользоваться материалами статьи [5], в которой обобщены фактические данные об эксплуатации 53 обводненных участков СЛТ Приобского месторождения (с преобладанием пласта АС12). Зависимость на рис. 7 построена А.Н. Яниным на основании обработки исходных показателей, приведенных в статье [5].
Рис. 7. Приближенная зависимость прогнозного КИН от ПСС по пласту АС12
С учетом полученной зависимости, а именно:

КИН = 0,480 – 0,0083·ПСС

прирост КИН по варианту 2 (ПСС – 14,4 га/скв.) по сравнению с базовым вариантом ПСС – 21,65 га/скв. может оказаться весьма существенным, составив по Центральному участку несколько процентных пунктов.

Из приведенных данных следует, что резервы увеличения КИН за счет избирательного перехода на более плотные сетки разбуривания по объекту АС10-12 могут оказаться весьма значимыми.

Выводы

  1. На объекте АС10-12 ЮЛТ Приобского месторождения избирательное уплотнение основной сетки скважин может рассматриваться как перспективное (вспомогательное) направление поддержания добычи нефти. Это мероприятие может быть реализовано (вначале – в небольших объемах) параллельно с освоением неразбуренных периферийных участков месторождения.
  2. С целью снижения рис­ка пилотное уплотняющее бурение рекомендуется провести на участках, обладающих наибольшими нефтенасыщенными толщинами и максимально высокой концентрацией текущих (на момент уплотняющего бурения) подвижных запасов нефти.
  3. Для реализуемой однорядной блоковой системы разработки объекта АС10-12 наиболее предпочтительным является проведение пилотного уплотняющего бурения – по линиям основных добывающих рядов.
  4. В качестве эффективных следует рассматривать уплотняющие скважины, способные отобрать за 20 лет нефть не менее 70 тыс. т/скв., поскольку из-за интерференции скважин часть (40%) этих отборов может быть извлечена скважинами основной сетки.
  5. Бурение первых уплотняющих скважин целесообразно начать в виде опытно-промышленных работ. Решение о развитии программы уплотнения сетки на ЮЛТ можно будет принять по результатам эксплуатации первоочередных 10 уплотняющих скважин Центрального участка месторождения.
  6. Краевые участки месторождения, нерентабельные для разработки наклонно-направленными скважинами, целесообразно разбуривать системами горизонтальных скважин с применением многозонных гидроразрывов пласта.

Литература

  1. Янин А.Н. Эффективность регулирования разработки месторождения с помощью бурения уплотняющих скважин // Нефтяное хозяйство. 1979. №10. С. 3 – 43.
  2. Янин А.Н. Проблемы разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Тюмень – Курган: Зауралье, 2010. 608 с.
  3. Закиров С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин – нефтеотдача». М.: Грааль, 2002. 314 с.
  4. Результаты разработки участка Мамонтовского месторождения по предельно плотной сетке скважин / Т.Ф. Манапов, Р.Г. Нугматуллин, А.Н. Янин и др. // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1998. №4 – 5. С. 7 – 13.
  5. Тимонов А.В. и др. Влияние неоднородности пласта на прогнозный коэффициент извлечения нефти на северном лицензионном участке Приобского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2012. №11. С. 38 – 40.

References

  1. A.N. Yanin. Regulating efficiency of field development with help of drilling densing wells // Oil economy. 1979. #10. Pp. 3-43.
  2. A.N. Yanin. Development problems of West-Siberian oil fields. Tyumen’-Kurgan: Trans-Urals, 2010. 608 pages.
  3. S.N. Zakirov. Analysis of problem “well pattern density – oil recovery”. M.: Graal’, 2002. 314 pages.
  4. Development result of Mamontovskoe field area as per ultimately dense pattern of wells / T.F. Manapov, R.G. Nugmatullin, A.N. Yanin et al. // Oilfield business. M.: VNIIOENG, 1998. #4-5. Pp. 7-13.
  5. A.V. Timonov et al. Influence of layer’s non-uniformity on prediction coefficient of oil extraction at northern license territory of Priobskoe field //Oil economy. 2012. #11. Pp. 38-40.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Черевко М.А.

    Черевко М.А.

    заместитель генерального директора – главный геолог

    ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ХАНТОС»

    Янин А.Н.

    Янин А.Н.

    генеральный директор

    ООО «Проектное бюро «ТЭРМ»

    Янин К.Е.

    Янин К.Е.

    к.э.н., заместитель генерального директора

    ООО «Проектное бюро «ТЭРМ»

    Просмотров статьи: 7662

    Rambler's Top100

    admin@burneft.ru