Повышение эффективности разработки

Повышение эффективности разработки низкопроницаемых турнейских отложений
многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием
на примере участка Бавлинского месторождения
В.В. Ахметгареев (институт «ТатНИПИнефть»)
В залежах карбонатных коллекторов по состоянию на 01.01.2014 г. в республике
Татарстан сосредоточено более 25 % остаточных геологических запасов нефти (кат.
А+В+С1). Из них 85 % составляют турнейский, башкирский ярусы и верейский горизонт,
разработка которых осуществляется крайне низкими темпами. Основными причинами
этого являются высокая вязкость нефти (в среднем 30-250 мПа·с в пластовых условиях),
низкая проницаемость матрицы (в среднем 40-150 мД) и наличие трещин. Последнее
приводит к прорыву воды к забоям скважин и значительному падению пластового
давления, несмотря на наличие созданных систем заводнения.
Оптимизация заводнения является важнейшей задачей при разработке карбонатных
коллекторов месторождений Республики Татарстан. В работе на элементе с двойной
проницаемостью и пористостью гидродинамической модели компании CMG проведены
расчеты технологических показателей при различном размещении добывающих и
нагнетательных скважин и их конфигурации. Исходные данные элемента: размеры–
420х420 м, нефтенасыщенная толщина – 15 м, водонасыщенная – 5 м, вязкость нефти в
пластовых условиях – 60 мПа·с, проницаемость матрицы – 50 мД, проницаемость трещин
– 1000 мД, расстояние между скважинами – 150 м, длина горизонтального ствола – 200 м,
начальные геологические запасы нефти участка – 343,9 тыс. т, срок разработки – 20 лет.
На рис. 1 представлены варианты размещения вертикальных, горизонтальных,
многозабойных скважин.
По результатам моделирования для данных условий были сделаны следующие
выводы:
1. При отсутствии подпора краевых и/или подошвенных вод КИН в естественном
режиме характеризуется очень низкими значениями для вертикальных скважин (вариант
1) – 0,03 доли ед., горизонтальных (3) – 0,05 доли ед.
2. При заводнении КИН для вертикальных скважин (2, 6) достигает 0,05-0,10 доли
ед.
1
3. Применение совместно горизонтальных скважин (ГС) и вертикальных (5, 8, 9, 10,
20) обеспечивает КИН = 0,10-0,17 доли ед., многозабойных горизонтальных (МЗГС) и
вертикальных скважин (11, 12, 13, 14, 15, 16) – 0,08-0,18 доли ед.
4. При расположении ГС по толщине (в вертикальной плоскости): сверху –
добывающих, снизу – нагнетательных (23, 24) КИН достигает 0,12-0,15 доли ед.
5. Применение только ГС (4, 7) обеспечивает КИН = 0,15-0,19 доли ед., ГС и МЗГС
(17, 19, 21, 22) – 0,12-0,21 доли ед., только МЗГС (18) – 0,16 доли ед.
6. При применении восходящих скважин (26) был достигнут КИН 0,20 доли ед.,
круговых скважин (25) – 0,21 доли ед.
- вертикальная добывающая
скважина;
- вертикальная нагнетательная
скважина;
- горизонтальная добывающая
скважина;
- горизонтальная нагнетательная
скважина;
- многозабойная
горизонтальная добывающая
скважина;
- многозабойная
горизонтальная нагнетательная
скважина
Рисунок 1 – Схемы расположения скважин
Таким образом, из рассмотренных вариантов наиболее оптимальным является
вариант размещения двух добывающих ГС или одной МЗГС с нагнетательной ГС
посередине и его различные конфигурации. Хороший результат показало применение
круговой скважины, проектирование которой рассматривается далее.
Технология разработки круговыми скважинами включает разбуривание залежи
горизонтальными и вертикальными скважинами по квадратной сетке и формирование
элементов бурением МЗГС в форме дуги, охватывающей три стороны элемента с одним
восходящим ответвлением в середине полукруга, направленным в угол элемента для
выработки запасов нефти в прикровельной части продуктивного пласта и в центре
элемента вертикальной и/или наклонно направленной нагнетательной скважины [1]. На
рис. 2а представлены схемы размещения скважин на участке залежи по 2 варианту:
2
скважины 1-4 – вертикальные нагнетательные, скважины 5-8 – добывающие МЗГС. На
рис. 2б представлен профиль низа МЗГС одного элемента.
а)
б)
Рисунок 2 – Схема размещения МЗГС по варианту 2
3
Для внедрения данной технологии был выбран участок залежи турнейских
отложений Бавлинского месторождения. Особенностью разреза турнейского объекта на
рассматриваемом участке является пластовой характер залегания нефтенасыщенного
коллектора, когда продуктивный интервал подстилается плотными породами.
Расчеты проведены на гидродинамической модели на участке размером 1200х1200
м. Общая толщина участка 20 м, из которой эффективная нефтенасыщенная – 7 м.
Предусматривается бурение одной добывающей МЗГС 5 и одной вертикальной
нагнетательной скважины 1, расстояние между стволом МЗГС и нагнетательной
скважины – 400 м. Проницаемость матрицы коллектора – 47 мД, проницаемость трещин –
100 мД, вязкость нефти в пластовых условиях – 20,8 мПа·с, начальное пластовое давление
– 11,5 МПа, давление насыщения нефти газом – 3,27 МПа. Давление закачки – 18,0 МПа;
забойное давление добывающей скважины – 3,5 МПа, нагнетаемый агент – пластовая
вода.
Для оценки эффективности также был рассчитан базовый вариант (вариант 1), в
котором вместо одной МЗГС бурят три вертикальные скважины. Исходные данные для
расчетов такие же.
Расчеты проведены на 15 лет. За прогнозный период по 1 варианту было добыто 46,1
тыс. т нефти и 159,5 тыс. т жидкости, по 2 варианту – 76,1 тыс. т нефти (больше на 65% по
сравнению с 1 вариантом) и 269,9 тыс. т жидкости. Начальный дебит нефти одной
вертикальной скважины в варианте 1 составил 5,0 т/сут, начальный дебит нефти одной
МЗГС в варианте 2 – 25,8 т/сут. Однако вариант 2 имеет свои недостатки. Во-первых,
согласно расчетам, происходит значительное снижение пластового давления в процессе
разработки до 6 МПа, т.к. длина ствола в продуктивной части пласта вертикальных
скважин и МЗГС отличается на порядок. Во-вторых, при бурении длинных круговых
МЗГС в стволе возникают большие напряжения, что осложняет процесс бурения и
снижает межремонтный период скважины.
Поэтому был рассчитан вариант 3, в котором добывающую МЗГС выполняют в
форме полу эллипса, большая ось которого направлена под углом 30-60° к направлению
трещин, а вертикальную нагнетательную скважину заменяют горизонтальной и
размещают в плане вдоль большей оси полу эллипса МЗГС. Горизонтальные стволы
МЗГС располагают у кровли продуктивного пласта, а горизонтальные стволы
нагнетательных скважин – у водо-нефтяного контакта пласта. Данный способ разработки
позволяет облегчить процесс бурения, увеличить межремонтный период скважины,
4
повысить продуктивность, снизить темпы обводнения, поддерживать пластовое давление
и увеличить темпы отбора и коэффициент нефтеизвлечения.
На рис. 3а представлена схема размещения скважин на участке залежи по варианту
3: скважины 1-4 – горизонтальные нагнетательные, скважины 5-8 – добывающие МЗГС.
На рис. 3б представлен профиль низа МЗГС одного элемента.
а)
б)
5
Рисунок 3 – Схема размещения МЗГС по варианту 3
За прогнозный период (15 лет) по 3 варианту было добыто 93,0 тыс. т нефти (больше
на 22% по сравнению со 2 вариантом) и 286,2 тыс. т жидкости. Начальный дебит нефти
одной МЗГС в варианте 3 составил 33,8 т/сут.
Оценка экономического эффекта проведена в ценах 2014 г (приложение П 1.1). Цена
нефти марки Urals 101 долл./барр., цена реализации 9938 руб./т, стоимость бурения
вертикальных скважин 24,6 тыс.руб./м, горизонтальных – 33,9 тыс.руб./м, МЗГС – 31,1
тыс.руб./м. За расчетный период по 1 варианту чистый дисконтированный доход (ЧДД)
составил минус 93 млн. руб., затраты не окупаются (приложение П 1.2, П 1.3); по 2
варианту ЧДД – 19 млн. руб., срок окупаемости – 9 лет; по 3 варианту ЧДД – 37 млн. руб.,
срок окупаемости – 7 лет.
Выводы:
1.
Оптимизация
заводнения
является
важнейшей
задачей
при
разработке
карбонатных коллекторов. Рассмотрены различные варианты размещения скважин,
наиболее оптимальным является вариант с расположением двух добывающих ГС или
одной МЗГС с нагнетательной ГС посередине и его различные конфигурации, а также
применение круговой скважины.
2. При традиционной разработке вертикальными скважинами турнейский объект
Бавлинского месторождения оказывается в силу своих геолого-физических характеристик
низкорентабельным. Применение технологии разработки залежей нефти МЗГС, особенно
добывающих в форме полу эллипса и горизонтальных нагнетательных, позволяет решить
задачу увеличения безводного периода эксплуатации скважин, увеличения срока их
работы, продуктивности скважин, увеличения охвата пласта, КИН и ЧДД.
Список литературы
1. Пат. 2439299 Российская Федерация, МПК E 21 B 43/20.
6