Введение
В объектах с нефтяными оторочками нефтегазоконденсатных месторождений сосредоточены значительные запасы нефти. Однако, вследствие возникновения больших рисков при освоении таких объектов нефтегазовые компании откладывают реализацию данных проектов.
Основные риски при разработке объектов с нефтяными оторочками – небольшая толщина пласта (от 2–3 до 15 м) и динамическая связь нефти с газовой шапкой и/или подстилающей водой. Актуальной становится задача, обусловленная прорывом газа газовой шапки и/или подстилающей воды, чреватой выбытием фонда скважин, недостижения запланированного коэффициента извлечения нефти (КИН) и чистого дисконтированного дохода [1–8].
Нефтегазоконденсатное месторождение Большехетской впадины является одним из приоритетных проектов ПАО «ЛУКОЙЛ», в настоящее время продолжается его активное доизучение. Месторождение представлено объектами с нефтяными оторочками и характеризуется сложным геологическим строением: чередованием в разрезе газоконденсатных, нефтегазоконденсатных и нефтяных залежей. В разработке находятся шесть эксплуатационных объектов.
Выбор системы разработки объектов с нефтяной оторочкой
Вследствие сложного строения объектов с нефтяной оторочкой эксплуатация фонда осложнена образованиями конусов газа газовой шапки и подстилающей воды, поэтому на стадии проектирования разработки было рассмотрено их освоение с применением:
– наклонно-направленных скважин (ННС);
– горизонтальных скважин (ГС);
– горизонтальных и многозабойных скважин (ГС+МЗС).
После проведения расчетов и оценок, в том числе на основе актуальной геолого-гидродинамической модели месторождения, была сформирована уникальная система разработки, сочетающая применение ГС и МЗС, размещенных по обращенной семиточечной системе [1].
При обосновании предлагаемой системы разработки методами гидродинамического моделирования были определены оптимальные длины горизонтальных стволов и ответвлений, обоснованы проектные депрессии, позволяющие увеличить период добычи нефти без прорывов воды и газа из газовой шапки, а также проводки горизонтальных участков относительно водонефтяного (ВНК) и газонефтяного (ГНК) контактов.
При анализе оптимальных проводок ГС+МЗС были рассмотрены варианты их проводки:
– вблизи ГНК;
– между ГНК и ВНК (оптимальная вариативность размещения);
– вблизи ВНК.
При проектной депрессии 4 МПа в варианте с проводкой скважин вблизи контура ГНК наблюдался прорыв газа газовой шапки с первых лет эксплуатации и значительный рост обводненности. При проводке скважины вблизи ВНК отмечалась высокая обводненность (начальная – около 50 %) в отличие от варианта проводки в нефтяной части между ГНК и ВНК (начальная обводненность – примерно 20 %). Таким образом, в варианте с проводкой в нефтяной части коллектора между контурами ГНК и ВНК газовая шапка способствует равномерному вытеснению нефти, и газ постепенно прорывается через 5 лет работы скважины.
Для каждого варианта проводки скважин также была проведена оценка динамики добычи углеводородов при проектных депрессиях, равных 2, 4, 6 МПа. Анализ изменения рабочих депрессий позволяет прогнозировать сроки прорыва газа из газовой шапки и уточнить границу между одновременной добычей газа и нефти и преимущественным отбором нефти. По результату анализа работы скважин на различных режимах в варианте с депрессией 2 МПа наблюдается незначительная добыча газа из газовой шапки после 5 лет эксплуатации и небольшой рост обводненности. При этом дебиты нефти и ее накопленная добыча были соответственно в 2 и 2,5 раза ниже, чем в варианте с депрессией 6 МПа. При работе скважин с депрессией 6 МПа в вариантах отмечались прорыв газа с первых лет эксплуатации и значительный рост обводненности. При депрессии 4 МПа происходила равномерная выработка запасов нефти, а добыча газа газовой шапки – через 5 лет эксплуатации скважин. Динамика технологических показателей работы скважины представлена на рис. 1.
Согласно гидродинамическим расчетам оптимальным вариантом разработки нефтесодержащих объектов с газом газовой шапки и подстилающей водой является бурение скважин по траектории ниже центральной части залежи с проектной депрессией 4 МПа.
После обоснования системы разработки необходимо оценить эффективность реализованной системы разработки. Для этого в работе приведены применяемые методы мониторинга и анализа эффективности системы разработки объектов с нефтяной оторочкой и газовой шапкой данного месторождения, основанные на фактических данных.
Характеристика текущего состояния разработки и проблема прорывного газа
Эксплуатационный фонд на рассматриваемых объектах составляет 44 скважины, из них 32 – добывающие (две скважины находятся в пьезометрическом фонде) и 12 – нагнетательные. В контактных зонах нефтяного пласта с газом газовой шапки эксплуатируются 22 скважины (50 %). Согласно историческим промысловым данным, на объектах с нефтяной оторочкой в первые месяцы работы скважин происходило снижение дебита нефти, в том числе, обусловленное повышением количества добываемого газа газовой шапки. Так, уменьшение дебита жидких углеводородов за первые 6 месяцев составило 34% и сохранялось на этом уровне. Объем газа за первые 6 месяцев увеличился на 14 %, к концу года – до 22 %.
Так как над нефтяным слоем находится газовая шапка, которая динамически связана с нефтью, при интенсивной разработке нефтяной оторочки быстро происходит прорыв газа. В связи с этим важно поддерживать депрессию на таком уровне, чтобы текущий дебит скважины был ниже критического. Под критическим дебитом понимается максимальный дебит скважины, до которого соблюдается условие равенства гидродинамического и гравитационного градиентов потенциала на фронте вытеснения. Для контроля преимущественной добычи воды и газа газовой шапки скважины вводятся в эксплуатацию на докритическом режиме. Оценка всего фонда добывающих скважин показала, что с превышением критического дебита эксплуатируется только одна скважина, остальные – на докритических режимах. Таким образом, при работе скважин риск подтягивания конусов воды и газа контролируется.
Для анализа изменения дебита нефти и газа за определенный период используется ABC-диаграмма. Для ее построения необходимы исторические промысловые данные о дебитах нефти, жидкости и газа на даты, относительно которых проводится оценка изменения дебитов.
На диаграмме в координатах нефть-вода по оси абсцисс откладываются отношение дебита чистой воды к ее дебиту на начальный период анализа. По оси ординат откладывается аналогичное отношение, рассчитанное по дебиту нефти. Таким образом, величины, расположенные по осям, являются безразмерными. Если полученное значение меньше единицы, то имеются потери, если больше – происходит рост параметра за рассматриваемый период.
На рис. 2 приведены ABC-диаграммы (потери по нефти и газу), согласно которых можно оценить процесс выработки запасов по объектам разработки.
Из рис. 2 следует, что по объектам №№ 1, 4 и 5 за последний год изменение дебитов нефти находится в допустимом диапазоне (около 20 %). По объекту № 2 отмечается существенное снижение дебита нефти при незначительном увеличении дебита воды, что связано с ограничением скважин, эксплуатируемых в фонтанном режиме, устьевыми штуцерами. Потери дебита нефти по объекту № 3 обусловлены проводкой одной из двух разбуренных на данный момент скважин вблизи ВНК. По объекту № 6 при снижении дебита нефти дебит воды возрастает вследствие подтягивания конуса воды.
При этом по объекту № 1 наблюдается повышение дебитов газа примерно в 1,5 раза, что обусловлено изменением пластового давления и необходимостью своевременного формирования системы поддержания пластового давления (ППД). По объекту № 6 увеличение дебитов газа связано с прорывом газа из газовой шапки в единственной эксплуатируемой скважине. На уменьшение дебита нефти из объектов №№ 3, 2, 6 повлияло искусственное ограничение притоков в скважинах для снижения объемов прорывного газа газовой шапки.
Рост добычи газа из объектов с нефтяной оторочкой и газовой шапкой – процесс естественный. Увеличение дебита газа за последний год можно оценить как умеренное. В настоящее время одной из главных задач мониторинга разработки является сохранение дебитов нефти.
Таким образом, одним из основных рисков потерь дебита нефти является прорыв газа из газовой шапки. В результате анализа всех добывающих скважин в контактных зонах по критерию прорыва газа были выделены три группы:
– прорыв газа из газовой шапки сразу после освоения;
– прорыв газа из газовой шапки в первый год эксплуатации скважины;
– отсутствие прорыва газа.
Таким образом, одним из основных рисков потерь дебита нефти является прорыв газа из газовой шапки.
Пороговым значением идентификации прорыва газа из газовой шапки является превышение утвержденного газового фактора, учитывая, что давление насыщения равно начальному пластовому давлению. По критериям прорыва газа в основной доле скважин (86 %), пробуренных в контактных с газом зонах, отмечался прорыв газа газовой шапки сразу после освоения или в первый год их эксплуатации. Средняя депрессия по этим скважинам в среднем составила 3,6 МПа, что близко проектной, равной 4 МПа. Без прорыва газа эксплуатировались три скважины (14 % общего числа скважин).
Фазовый состав добываемых флюидов
На основе мирового и отечественного опыта разработки месторождений с нефтяной оторочкой [2–4] по фазовому составу добываемых флюидов предлагается концепция очередности добычи газа из газовой шапки и нефтяной оторочки. Системы разработки классифицируются следующим образом:
– опережающая разработка газовой шапки;
– опережающая разработка нефтяной оторочки;
– одновременная разработка нефтяной оторочки и газовой шапки.
Данная классификация базируется на геологическом строении залежей – толщинах нефтяной оторочки и газовой шапки. Отношение толщины газовой шапки к толщине нефтяной оторочки определяет границу добычи только газа, а толщина нефтяной оторочки – границу перехода к преимущественному отбору нефти. Этот параметр называется «М-Фактор». Согласно данной концепции, при разработке нефтяных оторочек будет извлекаться преимущественно газ за исключением объекта № 5, где толщина нефтяной оторочки существенна. В данной статье предпринята попытка адаптировать существующую классификацию к условиям объектов рассматриваемого месторождения.
Поскольку выработку запасов объектов с нефтяными оторочками дополнительно осложняет граничное значение давления насыщения, находящееся на уровне начального пластового, особое внимание уделяется динамике текущих показателей эксплуатации скважин и характеристикам вытеснения. На рис. 3 представлены характеристики вытеснения, нормированные по максимальным значениям добычи жидких углеводородов и газа (суммы нефтяного газа и газа газовой шапки) для каждого из анализируемых объектов.
Исходя из рис. 3, можно сделать вывод об удовлетворительной выработке запасов. При этом в основном увеличение добычи газа с начального периода наблюдается по объектам № 1 и № 4, по объекту № 6 – через 9 месяцев с начала эксплуатации, по остальным объектам выработка запасов равномерная. Отмечаются диаметрально противоположные характеристики вытеснения для объектов № 4 и № 6. Основная причина связана с толщиной нефтяной оторочки, повлиявшей на процесс конусообразования газа при одинаковых депрессиях. Кроме того, вид характеристик вытеснения обусловлен временем эксплуатации и числом скважин. Чем больше эти показатели, тем более статистически значимыми являются полученные результаты. Для объекта № 1 время работы скважин составляет более 4 лет, для объектов №№ 2–5 – от 2 до 4 лет, для объекта № 6 – менее 2 лет.
На основе анализа фазового состава добываемых флюидов, в зависимости от геологического строения залежей по параметру прорыва газа газовой шапки, накопленной добыче нефти и газа, характеристикам вытеснения и рабочим депрессиям объекты №№ 1–6 разделили на три категории: 1) добыча газа; 2) одновременная добыча газа и нефти; 3) преимущественная добыча нефти, затем газа. Классификация объектов с нефтяной оторочкой по характеру добычи флюидов приведена на рис. 4.
Все рассматриваемые объекты размещены в двух группах: одновременная добыча газа и нефти (объекты №№ 1–4); преимущественная добыча нефти, затем газа (объекты №№ 5, 6). Следует отметить, что в настоящее время объекты находятся на стадии формирования системы разработки, на объекте № 6 – минимальный период наблюдения, поэтому по мере накопления данных пограничные значения отнесения объектов к той или иной классификации будут уточняться.
Выработка запасов
При анализе эффективности выработки запасов реализованной системой разработки рассчитана доля дренирования эффективного порового объема (рис. 5). Под этим параметром подразумевается отношение чистой (производительной) закачки [5, 6], представляющей собой разность накопленных закачки жидкости и добычи чистой воды к подвижному поровому объему, который рассчитывается по формуле
Vподв = [Vпор](1 – Swc – Sor),
где Vпор – объем пор; Swc, Sor – подвижность соответственно воды и нефти по данным относительных фазовых проницаемостей.
Для текущей стадии разработки месторождения можно отметить равномерную выработку запасов по объекту № 1 и эффективность реализуемой системы ППД по объектам №№ 2, 4 и 5. При этом видна опережающая динамика выработки запасов по объектам №№ 2 и 5, что, вероятно, обусловлено их малым размером и близостью добывающих скважин к контуру ВНК, вследствие чего в работу включается энергетика законтурной области.
Оценка эффективности реализуемой системы ГС и МЗС
Для оценки эффективности реализуемой системы разработки сопоставлены фактические значения добычи нефти с добычей по двум вариантам, утвержденным в ПТД 2011 и 2017 гг. Рассматривались следующие варианты:
1 – бурение скважин с горизонтальными стволами;
2 – бурение горизонтальных и многозабойных скважин;
3 – реализованная система разработки.
Значения добычи нефти и действующего фонда приведено на рис. 6.
С первого года отмечается положительная динамика добычи нефти относительно прогнозных вариантов с различным заканчиванием скважин. Сравнение вариантов разработки показывает, что при меньшем количестве введенных в эксплуатацию скважин и одинаковой депрессии получена большая добыча нефти. Относительная разница суммарной добычи нефти составляет: между текущей системой разработки и вариантом № 1 +31,7 %; между текущей системой разработки и вариантом № 2 +22,3 %. Удельная эффективность скважин при текущей системе разработки выше, чем в варианте № 1 на 84,6%, чем в варианте № 2 на 53,9 %. Полученные данные свидетельствуют об эффективности реализованной системы разработки.
Выводы
1. При реализации системы разработки дебит нефти скважин в первый год эксплуатации снижается на 34 % за 6 месяцев, далее отборы сохраняются на достигнутом уровне. Добыча прорывного газа из газовой шапки за первые 6 месяцев составила 14 %, а к концу 12 месяцев увеличилась до 22 %.
2. Для предупреждения образования конусов газа газовой шапки и воды соблюдается требование по ограничению депрессии и проводки скважин относительно уровней ВНК и ГНК, обоснованной на геолого-гидродинамической модели.
3. При анализе фазового состава добываемых флюидов и геологического строения разрабатываемых объектов была адаптирована и предложена классификация объектов с нефтяной оторочкой месторождения по характеру добычи флюидов.
4. Основным показателем с точки зрения денежных потоков является дополнительная добыча нефти от реализации системы разработки и проведения мероприятий по ее контролю. Относительно первого варианта разработки залежей только скважинами с горизонтальными стволами дополнительная добыча нефти возросла на 31,7 %. Следовательно, реализованная система разработки является эффективной.
