Эффективность разработки на истощении низкопроницаемой тюменской свиты
    Чезганова О.Н., Вострикова А.Г., Патраков Д.П., Гладких М.А.

    Тюменский нефтяной

    научный центр

    В данной работе рассматривается поиск оптимального режима и системы разработки месторождения с низкой проницаемостью, малой изученностью
    и отсутствием промышленной разработки. Приведены сопоставления расчетов технологических показателей вариантов с заводнением и вариантов на истощении.
    Сравнение эффективности разработки с ППД и на истощении для низкопроницаемой тюменской свиты
    Несмотря на существенный рост доли низкопроницаемых трудноизвлекаемых запасов
    на месторождениях Западной Сибири, их выработка не превышает 17 % [1]. Одним из ключевых вопросов освоения таких запасов является выбор оптимальной системы разработки. Наиболее часто используется заводнение с применением горизонтальных скважин (ГС) [2]. Однако слабовыраженный эффект от закачки, а также высокие капитальные вложения на организацию системы поддержания пластового давления (ППД) определяют значительное снижение экономической привлекательности проектов, в связи с этим разработка низкопроницаемых коллекторов на естественном режиме может являться альтернативным вариантом [3, 4].
    Особенно актуален вопрос выбора системы разработки в условиях ввода в эксплуатацию нового месторождения. При значительном уровне геологической неопределенности и высокой стоимости освоения месторождения отмечается существенное повышение экономических рисков при реализации выбранной схемы разработки. В данной работе рассматривается поиск оптимального режима и системы разработки на примере месторождения с малой изученностью и отсутствием промышленной разработки.
    Геологическая характеристика изучаемого объекта
    Основная часть геологических запасов нефти месторождения сосредоточена в тюменской свите (пласты группы Ю). Коллекторы тюменской свиты имеют неблагоприятные для разработки характеристики: резко неоднородный характер строения с частыми фациальными переходами
    и замещениями песчано-алевритовых пород глинами, ультранизкие значения абсолютной проницаемости (средняя проницаемость на уровне 0,3 мД), низкая плотность концентрации запасов.
    Выбор способа разработки объекта, помимо крайне низких фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), осложнен также недостаточной изученностью месторождения, что требует использования опыта разработки соседних месторождений и месторождений-аналогов. Коллекторы рассматриваемого месторождения характеризуются более низкими ФЕС в сравнении
    с месторождениями-аналогами (рис. 1).
    Рис. 1. Гистограммы распределения ФЕС по керновым исследованиям

    На рассматриваемом месторождении практически не отмечается концентрация зон так называемых «хороших» запасов. Районы с улучшенными ФЕС отсутствуют, коллекторы равномерно «размазаны» по разрезу, что предопределяет сложность в проводке скважин. При такой структуре запасов максимальный охват выработкой по разрезу может быть достигнут за счет проведения операции гидроразрыва пласта (ГРП) (рис. 2, 3).
    Рис. 2. Разрезы по кубу пористости в ГДМ

    Рис. 3. Разрезы по кубу проницаемости в ГДМ

    Вопрос изучения причин и механизмов выработки запасов из такого рода низкопроницаемых коллекторов довольно широко освещен в научной среде нефтегазовой отрасли. В работе [5] авторы по результатам анализа лабораторных исследований керна показали, что фильтрация в низкопроницаемых коллекторах характеризуется отклонением от линейного закона фильтрации Дарси. С уменьшением проницаемости коллектора величина отклонения закона фильтрации от линейного становится более значительной. Зависимость скорости фильтрации от градиента давления показывает очень большое значение начального градиента давления, запускающего фильтрацию. Таким образом, в фильтрации будет задействована только часть дренируемых запасов.
    Анализ капилляриметрических исследований месторождений-аналогов показал (рис. 4), что доля пор, участвующих в фильтрации, снижена (≈45 %) ввиду отсутствия крупных каналов (доля пор радиусом менее 1 мкм составляет ≈55 %). Такая структура порового пространства обуславливает снижение фильтрационных характеристик пород за счет создаваемых капиллярных давлений. Соответственно, при разработке месторождений с низкой проницаемостью с применением закачки воды может возникнуть ситуация, когда для существенной части порового объема создаваемый перепад давления не обеспечит превышение капиллярных сил, и вытеснение нефти водой происходить не будет.
    Рис. 4. Распределение объемной доли капилляров по радиусу (гистограмма) и объемной доли работающих капилляров (график). Месторождение-аналог

    Особенности разработки месторождений-аналогов
    Показательным примером, как система разработки влияет на процесс выработки, является анализ фактических темпов падения на месторождениях-аналогах. Из проведенного анализа отмечается, что в целом система ППД эффективно влияет на процесс выработки, обеспечивая стабилизацию и незначительный рост дебитов жидкости по сравнению с режимом на истощении [6]. Если разделить темпы падения по зонам с низкими и высокими ФЕС, то эффект от ППД не столь очевиден. В зонах
    с низкими ФЕС темпы падения дебитов жидкости становятся сопоставимы с режимом на истощении (рис. 5).
    Рис. 5. Усредненные темпы падения дебита жидкости по месторождению-аналогу

    Данный факт объясняется тем, что в условиях сниженной проницаемости и ухудшения геологической связности пласта эффект от закачки практически не проявляется на динамике работы добывающих скважин: дебиты по скважинам продолжают снижаться. В таких условиях, применительно к новому месторождению, опираясь на фактические данные по разработке аналогов, можно предположить, что разработка на истощении будет иметь большую экономическую эффективность.
    Для подтверждения полученных выводов был использован традиционный на сегодняшний день подход: проведена серия расчетов на трехмерной гидродинамической модели.
    Расчеты на ГДМ
    Для выбора оптимальной системы разработки на выбранном месторождении за основу для добывающих скважин выбраны системы ГС. В условиях Западной Сибири данная технология на сегодняшний день зарекомендовала себя как эффективная с точки зрения добычи и экономики [7].
    Опираясь на фактические данные разработки пластов-аналогов, можно с уверенностью утверждать, что преимущество системы ГС с гидравлическим разрывом пласта (ГС+ГРП) перед традиционной системой плотной сетки наклонно направленных скважин (ННС) по входным дебитам и значениям извлекаемых запасов значительно увеличивается по мере ухудшения коллекторских свойств. Система ГС+ГРП позволяет увеличить дебиты скважин, темпы отборов и сократить сроки разработки. Для нагнетательных скважин выбрана традиционная система ННС, так как эффективность ГС ППД на сегодняшний день не так очевидна, в связи с неравномерной закачкой по стволу ГС.
    В текущей работе выполнены расчеты технологических показателей вариантов с заводнением и вариантов на истощении с оптимизацией следующих параметров: длина добывающих ГС, расстояние между рядами добывающих и нагнетательных скважин, расстояние между добывающими скважинами в ряду, количество стадий ГРП и массы проппанта (рис. 6).
    Рис. 6. Схема многовариантных расчетов

    Условия расчета прогнозных вариантов на гидродинамической модели:
    • единовременный ввод скважин;
    • отработка нагнетательных скважин 6 месяцев в вариантах с ППД;
    • отключение нагнетательной скважины, если в окружении нет работающих добывающих скважин.
    Единовременный ввод скважин был выбран для корректного сопоставления результатов расчетов с вариацией параметров и оценки их влияния на итоговый коэффициент извлечения нефти (КИН). Для расчета прогнозных вариантов были приняты дизайны ГРП, смоделированные по результатам испытаний разведочных скважин. Траектории ГС проведены в пределах пласта с наименьшей расчлененностью и с учетом захвата трещиной ГРП наиболее продуктивных слоев (рис. 7).
    Рис. 7. Вскрытие пластов трещинами ГРП

    Гидродинамическое моделирование проведено на основе трехмерной изотермической модели нелетучей нефти «black oil» трехфазной фильтрации (нефть, вода, газ) несмешивающихся жидкостей. Использовалась полностью неявная схема вычисления. Для поиска оптимальной системы разработки был подобран участок месторождения, соответствующий следующим основным критериям: район фактических скважин, с актуальными данными испытаний, наличие зон с «хорошими» и «плохими» ФЕС, большая площадь участка (156 км2).
    По результатам многовариантных расчетов были выбраны два лучших варианта. Вариант 1 — реализация системы ППД с горизонтальными скважинами длиной 1 500 метров и с расстоянием между рядами добывающих и нагнетательных скважинам 400 метров с 15 портами ГРП и массой проппанта 200 тонн на стадию. Вариант 2 — реализация системы на истощение с ГС длиной
    1 500 метров и расстоянием между рядами скважин 500 метров с 15 портами ГРП и массой проппанта 200 тонн на стадию. Эти варианты были рассчитаны на полномасштабной модели.
    По варианту 1 с ППД отмечается высокий темп падения дебитов: в среднем за 90 суток дебит
    по жидкости снизился до 75 % (рис. 8), медленное продвижение закачанной воды, вызванное низкими ФЕС пласта. Через год работы скважины темпы падения дебитов жидкости замедляются, но не настолько, чтобы компенсировать затраты на организацию закачки дополнительной добычей нефти.
    Рис. 8. Сопоставительные графики по результатам расчетов лучших вариантов на полномасштабной модели

    Динамика пластового давления в варианте 2 ведет себя характерно для режима на истощении. Давление в варианте 1 в начальный момент времени также снижается, с момента работы системы ППД начинается постепенный рост, а затем стабилизация. Стоит учитывать, что пластовое давление приведено в целом по ГДМ и включает районы нагнетательных скважин с высоким пластовым давлением. При этом динамика обводненности в варианте с ППД указывает на крайне низкую степень воздействия закачки на добывающие скважины.
    Согласно полученным результатам расчетов, вариант с ППД позволяет добыть на 6 % больше запасов, чем вариант с истощением. Однако если учитывать только рентабельные запасы,
    то вариант на истощении позволяет добыть на 20 % больше, чем вариант с заводнением (рис. 9),
    что говорит о низкой технико-экономической эффективности варианта с ППД.
    Рис. 9. Сопоставление КИН режимов разработки

    Чезганова О.Н., Вострикова А.Г., Патраков Д.П., Гладких М.А.

    ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия

    onchezganova@tnnc.rosneft.ru
    Статья представляет собой изложение результатов компьютерного моделирования способов разработки месторождений нефти и газа с низкопроницаемыми пластами.
    тюменская свита, трудноизвлекаемые запасы нефти (ТрИЗ), низкопроницаемый коллектор (НПК), горизонтальная скважина (ГС), обоснование системы разработки, эффективность системы поддержания пластового давления (ППД), режим истощения
    Чезганова О.Н., Вострикова А.Г., Патраков Д.П., Гладких М.А. Сравнение эффективности разработки с поддержанием пластового давления и на истощении для низкопроницаемой тюменской свиты // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 8. С. 56–60. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-8-56-60
    17.11.2023
    УДК 553.98
    DOI: 10.24412/2076-6785-2023-8-56-60
    Рекомендуемые статьи
    Добыча
    Гидродинамические исследования сеноманских скважин
    Анализ результатов гидродинамических исследований сеноманских отложений в условиях наличия проницаемой перемычки
    Геология
    Литогенез опок на примере пласта НБ1
    Выявление признаков различной степени кристаллизации аморфного кремнезема
    © Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
    +7 (495) 414-34-88
    office@runeft.ru