Многозабойные скважины (МЗС или разветвленно-горизонтальные скважины – РГС (рис. 1) являются одним из известных инструментов вовлечения в разработку продуктивных пластов, эффективным механизмом повышения охвата залежей дренированием и заводнением [1–2].
Но так ли привлекательна данная технология с точки зрения эффективности разработки нефтегазового месторождения? Технология бурения скважин РГС активно применяется не первый год на территориях как Западной, так и Восточной Сибири. Выбор данного метода бурения скважин обу-
словлен экономической рентабельностью, поскольку бурение МЗС дает, как правило, больший стартовый дебит по сравнению с традиционными методами разработки, при этом сокращаются издержки на строительство дополнительных промежуточных обсадных колонн.
На основании данных геологического разреза нефтяной залежи одного из месторождений Туруханского района был спроектирован участок месторождения с целью исследования и сравнения показателей разработки с применением двух методов освоения кустовой площадки, а именно– применение традиционной сетки разработки участка месторождения одноствольными скважинами с горизонтальным окончанием и при разработке такого же участка с технологией МЗС. Расчет показателей разработки для рассматриваемых вариантов осуществлен с помощью программного обеспечения Tempest MORE (Roxar) [3]. Выполнив пробный расчет по заданным параметрам, определили продуктивность пласта, и из формулы Джоши рассчитали радиус контура дренирования скважины (имитация проектного расчета данных, полученных с разведочной скважины),
где: Q – дебит нефти, м3/с; k – проницаемость продуктивного пласта, м2;
h – толщина продуктивного пласта, м; Pпл, Pз – соответственно пластовое и забойное давление, Па; μ – динамическая вязкость нефти, Па∙с; L – длина горизонтального участка, м; rс – радиус скважины, м.
Расчет контура дренирования скважины (рис. 2) необходим как для составления сетки разработки, так и для исключения рисков пересечения стволов при строительстве РГС.
При условии сохранения радиуса дренирования между скважинами были составлены 2 идеализированные схемы разработки участка месторождения площадью
2 км2, смоделированы соответствующие геолого-физические условия продуктивной залежи, характеризующейся однородностью коллекторских свойств.
Схема разбуривания составлена таким образом, чтобы участок залежи был вскрыт горизонтальными скважинами, расположенными параллельно друг другу на расстоянии Rk. (рис. 3 А).
При проектировании участка разработки скважинами МЗС также было учтено, что длина основного ствола превышает длину боковых стволов, данное решение позволило увеличить время безводной работы скважин (рис. 3 В) [4]. Для более точного сравнительного анализа выбрано кратное количество горизонтальных участков. Так, в схеме №1 смоделировано 30 одноствольных скважин, расположенных параллельно друг другу. В схеме №2 размещено 10 скважин, каждая из которых имеет по 2 боковых ответвления, таким образом, сократилось суммарное количество пробуренных скважин в 3 раза, количество вскрываемых горизонтальных участков не изменится и составит также 30 стволов. Голубым цветом на рис. 3 обозначены добывающие, а желтым цветом– нагнетательные скважины.
При расчете продуктивности залежи был рассмотрен период 10 лет при установившемся режиме добычи. По мере обводнения скважины переводились с режима добычи в режим нагнетания для поддержания давления в пласте. В случае схемы №2 стартовый дебит жидкости, как и стартовый дебит нефти, у скважин МЗС на 22 % выше, но к концу рассматриваемого периода разработки, итоговая продуктивность участка месторождения при традиционном методе больше на 30 %. Метод освоения одноствольными скважинами оказался более продуктивным, чем разработка месторождения скважинами многозабойной конструкции (табл. 1).
Следует отметить, что разработка месторождения одноствольными скважинами более вариативна, и дает возможность точечно воздействовать на продуктивный пласт. Однако, если на строительство ГС, в среднем, требуется 32 суток, и для освоения спроектированного участка необходимо 960 суток до сдачи последней скважины в эксплуатацию, то для метода разработки скважинами МЗС одна скважина будет буриться 45 суток и соответственно потребуется 450 суток для сдачи последней скважины в эксплуатацию. Это позволит раньше начать разрабатывать пласт и получать прибыль, а также сократит эксплуатационные затраты на обслуживание и капитальный ремонт скважин, поскольку количество скважин в случае освоения многозабойным методом сократится в 3 раза. Результаты расчета экономической эффективности представлены в табл. 2 (расчет производился в рассматриваемый период эксплуатации участка месторождения, т.е. в период добычи нефти) [5].
Как видно из табл. 2, прибыль и срок окупаемости традиционного метода разработки ГС меньше, чем у МЗС. Таким образом, имея средства на реализацию проекта одноствольными скважинами, альтернативно можно реализовать 2 проекта на бурение МЗС, при этом сроки окупаемости данного проекта составят 2 года вместо 4 [5].
Выводы
1. С точки зрения разработки нефтяной залежи и выработки запасов традиционный метод разработки скважинами ГС более предпочтителен. Но если рассматривать экономические показатели проекта, то освоение МЗС существенно выгоднее, как на этапе строительства скважины, поскольку нет необходимости нести затраты на бурение промежуточных колонн (направление, кондуктор), так и на этапе реализации добытой продукции, из-за сокращения издержек за счет уменьшения сроков строительства, ускорения сроков окупаемости каждой скважины за счет большего стартового дебита.
2. В зависимости от экономической и политической ситуации в стране и мире, следует использовать наиболее рентабельный метод бурения, освоения и разработки месторождения. Если на сегодняшний день стоимость барреля нефти высока, то следует использовать метод разработки скважинами МЗС, но если стоимость нефти низкая, то не стоит сокращать объемы бурения, а достаточно поменять технологию разработки нефтяной залежи на бурение ГС, при этом снизятся темпы отборов нефти и увеличится конечный коэффициент нефтеизвлечения из залежи.
