Выбор оптимальной системы разработки низкопроницаемых

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.1/.4:553.98
© Коллектив авторов, 2013
Выбор оптимальной системы разработки низкопроницаемых
пластов с применением горизонтальных скважин
с множественными трещинами гидроразрыва
Р.Р. Галеев,
А.М. Зорин,
А.В. Колонских, к.т.н.,
Г.И. Хабибуллин
(ООО «РН-УфаНИПИнефть»),
Т.Р. Мусабиров, к.т.н.,
И.В. Судеев
(ОАО «НК «Роснефть»)
Адрес для связи: GaleevRR@ufanipi.ru
Ключевые слова: низкопроницаемые пласты, горизонтальные
скважины с множественными трещинами гидроразрыва пласта
(ГРП), оптимальный вариант разработки, заводнение.
еразбуренные участки нефтяных месторождений
ООО «РН-Юганскнефтегаз» представляют собой
краевые зоны низкой проницаемости с большой
расчлененностью и малой связностью песчаных тел. Стандартные варианты разработки с применением гидроразрыва
пласта (ГРП) в наклонно направленных скважинах (ННС) не
обеспечивают их рентабельную разработку. В связи с этим актуальным является использование новых систем заканчивания, в частности, применение горизонтальных скважин (ГС) с
множественными трещинами ГРП (МГРП). При этом планирование широкого использования ГС с МГРП становится комплексной задачей, так как выбор параметров системы заканчивания (числа и геометрии трещин ГРП, ориентации и
длины горизонтального ствола) в рамках конкретной системы заводнения существенно влияет на эффективность разработки залежи.
В статье обосновывается выбор оптимального варианта
разработки низкопроницаемых коллекторов с применением
ГС с МГРП для 22 кустов Приобского и Приразломного месторождений. Целью работы являлось создание методики выбора
такого варианта на основе автоматизированных многовариантных расчетов трехмерных геолого-гидродинамических
моделей (ГГДМ).
Н
Геолого-промысловая характеристика участков
для бурения ГС с МГРП
На Приобском месторождении в разработке находятся
три продуктивных пласта: АС10, АС11 и АС12. Пласты АС10 и
АС11 относятся к шельфовым отложениям барового типа с
62
10’2013
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
Optimal waterflood pattern selection with use
of multiple fractured horizontal wells
for development of the low-permeability formations
R.R. Galeev, A.M. Zorin, A.V. Kolonskikh, G.I. Habibullin
(RN-UfaNIPIneft LLC, RF, Ufa),
T.R. Musabirov, I.V. Sudeev (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow)
E-mail: GaleevRR@ufanipi.ru
Key words: low-permeability reservoirs, multiple fractured horizontal wells,
optimal waterflood well pattern.
In the region of RN-Yuganskneftegaz LLC undeveloped parts of oil fields are
edge zones with high shale factor, low continuity of sand bodies and low permeability. In order to maintain the profitable oil production levels application
of new well completion methods are needed to increase well productivity,
such as horizontal wells with multistage hydraulic fracturing. In the Rosneft oil
company that problems are solved within the bounds of target innovative
project of low-permeability formations development. Generalized approach to the optimal waterflood pattern design selection with widely use of
multiple fractured horizontal wells is presented with case study on the Priobskoye and Prirazlomnoye fields. Based on analysis of technical and economics characteristics of development performance the advantages and disadvantages of fractured horizontal wells compared to the fractured vertical
wells are discussed. Some methodological aspects of waterflooding modeling in low-permeability formations are discussed.
хорошо коррелируемыми прослоями, а пласт АС12 – к глубоководным морским отложениям с высокой глинистостью
и расчлененностью. Средняя проницаемость пластов АС11 и
АС12 в неразбуренных зонах месторождения составляет
(1-2)⋅10-3 мкм2 [1].
Основным объектом разработки Приразломного месторождения является пласт БС4-5, который сформировался в
прибрежных условиях мелководного шельфа. Характерной
чертой его строения является слоистая неоднородность.
Пласт представляет собой аналог пласта АС11 Приобского месторождения: проницаемость, песчанистость, расчлененность
и коэффициенты продуктивности имеют схожие значения.
Коллекторы данных месторождений принято называть низкопроницаемыми, однако в это понятие многие специалисты
вкладывают различный смысл. В связи с отмеченным для
дальнейшего обсуждения прежде всего необходимо внести
некоторую ясность. В настоящее время существует множество
различных классификаций терригенных коллекторов по проницаемости: П.П. Авдусина и М.А. Цветковой (1943 г.), Г.И. Теодоровича (1943 г.), Ф.А. Требина (1945 г.), И.А. Конюхова
(1961 г.), А.А. Ханина (1965 г.), Berg (1975), Li (1997 г.).
В России наиболее широко используется классификация
А.А. Ханина, согласно которой коллекторы разделяются на
шесть классов:
I-III – проницаемость более 0,1 мкм2;
IV (средний) – проницаемость 0,01-0,1 мкм2;
V (низкий) – проницаемость 0,001-0,01 мкм2;
VI (очень низкий, непромышленный) – проницаемость
0,0001-0,001 мкм2.
Описание подхода к выбору оптимальной системы
разработки
Приступая к проектированию разработки с применением
ГС с МГРП, необходимо, во-первых, принимать во внимание
увеличение числа параметров, определяющих систему заканчивания и схему размещения скважин (длина и азимут горизонтального ствола, число стадий ГРП, геометрия и ориентация трещин, плотность сетки скважин и др.). Во-вторых, учитывать, что темпы снижения дебита жидкости горизонтальных скважин с МГРП и наклонно направленных скважин с
ГРП существенно различаются [6], следовательно, нельзя исключать эффекты нестационарной фильтрации. В связи с отмеченным для обоснования оптимальной системы разработки на выбранных участках Приобского и Приразломного месторождений предложен подход на основе автоматизированных многовариантных расчетов трехмерных ГГДМ. Расчеты
проводятся в корпоративном гидродинамическом симуляторе «РН-КИМ». Уникальность этого симулятора заключается в
том, что трещины ГРП моделируются методом источников с
учетом их геометрии (высоты, полудлины и раскрытия) и
проводимости без локального измельчения сетки [6].
На первом этапе задаются параметры одного элемента разработки (геометрические размеры; число, тип и назначение
проектных скважин; технологические параметры) для каждого
варианта. С помощью набора процедур, реализованных в системе Matlab, в приготовленную заранее шаблонную секторную ГГДМ автоматически вставляется определенное число элементов разработки, содержащих проектные скважины с заданными параметрами. Таким образом, создается набор моделей,
которые автоматически рассчитываются на кластере, затем
вычисляются технико-экономические показатели центрального элемента каждой модели разработки.
Уменьшение влияния краевых эффектов на полученные результаты и повышение точности расчетов достигается за счет
увеличения числа элементов разработки, реплицируемых вокруг
анализируемого центрального элемента, однако при этом существенно уменьшается скорость вычислений. Для выбора оптимального числа реплицируемых элементов разработки были
проведены тестовые расчеты девятиточечной системы заводнения с 1, 9, 25 и 49 элементами. Различие накопленной добычи
жидкости и нефти составило соответственно 18,03 и 23,87 %,
–0,63 и –1,04 %, –0,02 и –0,03 % для систем соответственно с 1, 9,
25 элементами по отношению к системе с 49 элементами.
Из приведенных данных видно, что оптимальным числом реплицируемых элементов является 9 (3×3), так как в этом случае
погрешность по накопленным показателям не превышает 1 %.
При подготовке шаблонной секторной ГГДМ используется
следующий алгоритм:
1) создается секторная ГГДМ участка месторождения;
2) проводятся адаптация добычи и расчетной характеристики вытеснения секторной ГГДМ с помощью изменения
формы кривых модифицированных относительных фазовых проницаемостей (МОФП) для воды и нефти, а также
адаптация продуктивности скважин с использованием данных, полученных по участкам-аналогам [7];
3) выполняются многовариантные расчеты с целью выбора
оптимальной системы разработки с помощью адаптированной ГГДМ согласно предложенному подходу;
4) осуществляются расстановка проектных скважин по выбранной системе разработки в созданной и адаптированной
секторной ГГДМ и детальный расчет профилей добычи по
ним с учетом динамики ввода скважин в эксплуатацию.
Рассмотрим процесс выбора оптимальной системы разработки с использованием предлагаемого подхода на примере
одного куста Приразломного месторождения.
Выбор оптимальной системы разработки
По результатам проведенных предварительных расчетов с
использованием моделей более низкого уровня сложности [8]
для последующего анализа были выбраны пять вариантов систем разработки, представленные на рис. 1.
Вариант 0 представляет собой девятиточечную систему разработки, состоящую из ННС с ГРП с плотностью сетки скважин (ПСС) 25 га/скв, которая в настоящее время реализуется
на Приобском месторождении. Направление трещин ГРП на
рис. 1 совпадает с преимущественным направлением распространения трещин ГРП, выявленным в результате специальных исследований и анализа результатов разработки.
Рис. 1. Рассматриваемые варианты систем разработки:
а, в – расстояние между соответственно рядами и скважинами в ряду; L – длина ГС
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
10’2013
63
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Неразбуренные зоны рассматриваемых месторождений
приурочены к коллекторам проницаемостью менее
0,002 мкм2, в которых содержится более половины извлекаемых запасов. Пятьдесят лет назад эти коллекторы относили к
VI классу, т.е. к неколлекторам. В настоящее время развитие
технологий добычи нефти позволяет проводить их рентабельную эксплуатацию. Одной из таких технологий, успешно
применяемых в мировой практике и на опытном участке Приобского месторождения, является бурение ГС с МГРП [2-6].
В связи с этим возникла необходимость технико-экономической оценки использования данной технологии для разработки краевых зон Приобского и Приразломного месторождений и выбора оптимальной системы разработки.
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Вариант 1 является модернизированным вариантом пятиточечной системы разработки и предусматривает бурение добывающих ГС с множественными поперечными трещинами
ГРП и наклонно направленных нагнетательных скважин.
Размещение скважин в варианте 2 аналогично рядной системе. Вариант предусматривает бурение добывающих и нагнетательных ГС с МГРП. Горизонтальные стволы ориентируются в направлении преимущественного распространения
трещин ГРП (максимального горизонтального напряжения) с
целью создания продольных трещин в скважинах и высокоэффективной линейной системы заводнения. Нагнетательные
скважины в начальный период отрабатывают на нефть.
В варианте 3 скважины размещаются аналогично рядной
системе. Вариант предусматривает бурение добывающих ГС
с множественными продольными трещинами ГРП и наклонно-направленных нагнетательных скважин (с целью уменьшения затрат).
Вариант 4 отличается от варианта 3 отсутствием одной
ННС в нагнетательном ряду с целью уменьшения общего
числа скважин и повышения экономической эффективности
проекта. Эффективный охват заводнением при этом достигается за счет развития техногенных протяженных трещин
авто-ГРП в нагнетательных ННС, эксплуатируемых с забойными давлениями, выше давления разрыва горных пород [9].
При создании технологической схемы опытно-промышленной разработки (ОПР) на основе данных, полученных по
окружающим и разведочным скважинам, а также результатов
интерпретации 3D сейсморазведки, были построены и адаптированы секторные ГГДМ по 22 кустам Приобского и Приразломного месторождений.
Для определения оптимального варианта системы разработки и параметров систем заканчивания скважин на адаптированной секторной ГГДМ одного из участков Приразломного месторождения были выполнены множественные расчеты
рассмотренных вариантов разработки с различными длинами горизонтальных стволов, числом трещин ГРП и ПСС. Исходные данные для расчетов приведены ниже.
Средняя пористость........................................................................................0,16
Средняя начальная нефтенасыщенность .....................................0,55
Средняя эффективная толщина коллектора, м.......................12,5
Средняя фазовая проницаемость для нефти, мкм2,
при начальной нефтенасыщенности ........................................0,0005
Начальное пластовое давление, МПа...............................................25,4
Давление насыщения, МПа .......................................................................11,6
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3 .........0,87
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа⋅с.........................1,34
Объемный коэффициент нефти, м3/м3 ...........................................1,2
Газовый фактор, м3/т .........................................................................................75
Прогнозные расчеты в модели проводились с постоянным
забойным давлением в добывающих и нагнетательных скважинах. На рис. 2 представлены технико-экономические показатели разработки по вариантам через 50 лет. Из него видно,
что оптимальными являются варианты 2, 3 и 4. Существует оптимальное значение ПСС, обеспечивающее максимальный параметр NPV/ S (рис. 3).
Для выбора варианта, наиболее устойчивого к рискам и
неопределенностям исходных данных, был проведен анализ
чувствительности результатов расчета. Исследовалось изменение критерия NPV/S в зависимости от длины трещины
авто-ГРП и направления распространения трещин ГРП в
скважинах.
64
10’2013
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
Рис. 2. Зависимость удельного чистого дисконтированного дохода NPV/S (S – площадь) и коэффициента извлечения нефти (КИН)
от варианта разработки
Рис. 3. Зависимость NPV/S от ПСС для вариантов 2 (а), 3 (б) и 4 (в)
Список литературы
1. Байков В.А., Бочков А.С., Яковлев А.А. Учет неоднородности
при геолого-гидродинамическом моделировании Приобского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2011. –
№5. – С. 50-54.
2. Sayapov E., Diyashev I.R., Brovchuk A.V. Application of horizontal wells with multiple hydraulic fractures for the development
of low permeability oil reservoir in Western Siberia//IPTC 13395. –
2009.
3. Investigation and Application of Multistage Hydrajet-fracturing in Oil and Gas Well Stimulation in China/Li Gensheng, Huang
Zhongwei, Tian Shouceng [et al.]//SPE 131152. – 2010.
Рис. 4. Зависимость NPV/S от полудлины трещины автоГРП (а) и
угла поворота трещины (б) для вариантов 2, 3 и 4
На рис. 4 приведены результаты анализа чувствительности
для 2, 3 и 4 вариантов. Для варианта 2 расчеты выполнялись
только для изменения направления распространения трещин
(с фиксированной полудлиной трещин ГРП в нагнетательных
ГС). Было установлено, что при недостижении заданной
длины трещины авто-ГРП NPV/S для варианта 3 может уменьшиться почти в 1,5 раза, для варианта 4 – почти в 3 раза. По
степени выработки запасов вариант 4 также наиболее чувствителен к длине трещин авто-ГРП. Кроме того, эффективность вариантов 3 и 4 в значительной степени зависит от изменения угла поворота трещины (направления ее распространения). С увеличением степени отклонения угла от запланированного экономические показатели проекта уменьшаются более чем в 2 раза.
Вариант 2 слабо чувствителен к углу поворота трещины.
Кроме того, за счет большей приемистости по сравнению с
ННС с ГРП использование нагнетательных ГС с МГРП позволяет обеспечивать необходимую компенсацию при более
низких забойных давлениях. Это снижает вероятность образования высокопротяженных трещин авто-ГРП и прорыва по
ним воды к добывающим скважинам. Недостатком варианта 2
являются более низкие показатели экономической эффективности по сравнению с вариантами 3 и 4 за счет увеличения затрат на строительство нагнетательных ГС с МГРП.
С учетом снижения рисков при выработке запасов на рассматриваемом участке Приразломного месторождения был
рекомендован к реализации 3 вариант разработки, на одном
из участков Приобского месторождения – 2 вариант. На
остальных участках Приобского и Приразломного месторождений были проведены аналогичные расчеты и рекомендован
3 вариант.
Таким образом, для условий низкопроницаемых пластов
Приобского и Приразломного месторождений создана методика выбора оптимальной системы разработки с ГС с МГРП на
4. Redevelopment of the Cardium Formation Using Fractured
Horizontal Wells: Reservoir Engineering Perspectives and Early
Case Histories/E.N. Omatsone, M.A. Bagheri, B. Curtis, K. Frankiw//SPE 137737. – 2010.
5. Ellis P.D., Kniffin G.M., Harkrider J.D. Application of Hydraulic
Fractures in Openhole Horizontal Wells//SPE 65464. – 2000.
6. Опыт применения горизонтальных скважин с множественными трещинами ГРП для разработки низкопроницаемых
пластов на примере опытного участка Приобского месторождения/ Г.Г. Гилаев, И.С. Афанасьев, А.В. Тимонов // Научно-технический Вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2012. – №2. –
С. 22-26.
7. Каневская Р.Д. Методы введения модифицированных фазовых проницаемостей //Тр. ин-та/ВНИИ. – 1988. – Вып. 94. –
С. 45-52.
8. Novel Approach to Waterflood Design to Enhance Pattern
Performance with Massive Hydraulic Fracturing Applications/
M.M. Khasanov, V.A. Krasnov, T.R. Musabirov, R.K. Mukhamedshin//SPE 125750, 2009.
9. Multi-Layer Steady-State Injection Test With Higher Bottomhole
Pressure Than the Formation Fracturing Pressure/ A.Y. Davletbaev, V.A. Baikov, E. Ozkan [et al.]//SPE 136199, 2010.
References
1. Baykov V.A., Bochkov A.S., Yakovlev A.A., Neftyanoe khozyaystvo – Oil Industry, 2011, no. 5, pp. 50-54.
2. Sayapov E., Diyashev I.R., Brovchuk A.V., Application of horizontal wells with
multiple hydraulic fractures for the development of low permeability oil reservoir in Western Siberia, IPTC 13395, 2009.
3. Gensheng Li, Zhongwei Huang, Shouceng Tian et al., Investigation and application of multistage hydrajet-fracturing in oil and gas well stimulation in
China, SPE 131152, 2010.
4. Omatsone E.N., Bagheri M.A., Curtis B., Frankiw K., Redevelopment of the
Cardium formation using fractured horizontal wells: reservoir engineering perspectives and early case histories, SPE 137737. – 2010.
5. Ellis P.D., Kniffin G.M., Harkrider J.D., Application of hydraulic fractures in
openhole horizontal wells, SPE 65464, 2000.
6. Gilaev G.G., Afanas'ev I.S., Timonov A.V., Nauchno-tekhnicheskiy Vestnik
OAO “NK “Rosneft'”, 2012, no. 2, pp. 22-26.
7. Kanevskaya R.D., Proceedings of VNII, 1988, V. 94, pp. 45-52.
8. Khasanov M.M., Krasnov V.A., Musabirov T.R., Mukhamedshin R.K., Novel
approach to waterflood design to enhance pattern performance with massive hydraulic fracturing applications, SPE 125750, 2009.
9. Davletbaev A.Y., Baikov V.A., Ozkan E. et al., Multi-layer steady-state injection test with higher bottomhole pressure than the formation fracturing pressure, SPE 136199, 2010.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
10’2013
65
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
основе многовариантного трехмерного гидродинамического
моделирования с учетом параметров, определяющих систему
заканчивания и схему размещения скважин. Обоснована система разработки с наилучшими технико-экономическими показателями и минимальным потенциальным риском при ее реализации: система разработки с добывающими ГС с продольными МГРП и нагнетательными ННС с ГРП (вариант 3).
Предложенная система разработки внедряется на 22 кустах
скважин рассмотренных месторождений в рамках технологической схемы ОПР.