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).
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).
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).
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).
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.
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.
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.
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.).
- 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.
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.).
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.
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].
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
- 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.
- 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.
- Для реализуемой однорядной блоковой системы разработки объекта АС10-12 наиболее предпочтительным является проведение пилотного уплотняющего бурения – по линиям основных добывающих рядов.
- 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.
- 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.
- Краевые участки месторождения, нерентабельные для разработки наклонно-направленными скважинами, целесообразно разбуривать системами горизонтальных скважин с применением многозонных гидроразрывов пласта.