Размещено на http://www.allbest.ru/

ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧЕК НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Бакин Д.А.¹, Рожкова В.В.²,Сугунушев С.С.³

¹Тюменский индустриальный университет,

²Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть»,

³ООО «Глобал Марин Дизайн» BakinDmitriy@gmail.com

Разработка нефтяных оторочек является перспективным направлением, за счёт которого компании в условиях истощающихся традиционных ресурсов могут поддерживать и наращивать добычу. В настоящее время в России и мире накоплен обширный исследовательский и практический опыт разработки таких залежей. Необходимо учитывать результаты проведенных исследований при выборе системы разработки, сочетая лучшие практики, для увеличения нефтеотдачи и экономического эффекта.

Ключевые слова: нефтяная оторочка, технологический фактор, вариация параметров, вариант разработки, горизонтальная скважина

Oil rims development is a prospective direction, that allows companies to maintain and increase oil production in conditions of depleting resources. Nowadays a vast experience is accumulated in this area in Russia and worldwide. It is necessary to consider known results while choosing a development strategy, to combine best practices for enhancing of oil recovery and reaching a high economical result.

Key words: oil rim, technological factor, parameter variation, development strategy, horizontal well

В настоящее время происходят значительные изменения в структуре разрабатываемых нефтегазовыми компаниями запасов. Ввиду уменьшения добычи нефти в традиционных регионах, на зрелых месторождениях [7], компании вынуждены искать пути поддержания стабильной добычи нефти. Такими путями являются освоение новых регионов добычи как на Востоке, так и на Севере страны, разработка мелких месторождений, вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов. Одним из таких направлений становится разработка нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей, возрастание числа и значимости которых связано с увеличением глубин осваиваемых залежей и выходом в Восточную Сибирь и на Ямал [2]. Так, только на балансе группы «Газпром» находятся более 35 нефтегазоконденсатных месторождений с совокупными извлекаемыми запасами, превышающими 4.9 млрд.т. [5]. По информации компании «Газпром нефть», в подгазовых нефтяных залежах компании содержатся 542 млн.т. запасов нефти, из которых 300 млн.т. возможно добыть традиционными технологиями, а для добычи остальных необходима новая технологическая стратегия [1].

Опыт разработки многочисленных нефтегазовых залежей показывает, что при разработке нефтяных оторочек возможно достижение как очень высокого (84% - месторождение Хоукинс), так и очень низкого (8 % - месторождение Степновское) коэффициента извлечения нефти (рисунок 1).

Этот показатель зависит от большого количества факторов, среди которых выделяют геолого-физические и технологические [6,12].

К геолого-физическим факторам относят: мощность нефтяной оторочки, проницаемость, неоднородность, величину насыщенностей, капиллярные давления, величину переходной зоны, размер газовой шапки, активность аквифера, угол падения пласта, вязкость флюидов, давление, температуру пласта.

Рисунок 1 - Нефтеотдача месторождений с нефтяными оторочками, по материалам источника [5]

месторождение нефтяной оторочка

Эта группа факторов не поддаётся изменению, и основная задача при работе с ними - как можно более точно и полно воспроизвести их в процессе проектирования разработки месторождения, оценить роль и величину влияния на показатели разработки.

К технологическим факторам относят: очерёдность ввода нефтяной и газовой частей залежи, конструкцию и расположение скважин, плотность сетки скважин, режим их работы, режим работы залежи, применение методов увеличения нефтеотдачи.

Перечисленное выше можно назвать группами параметров, т.к. они содержат в себе большое количество вариаций. Так, режим работы скважин должен учитывать входные дебиты, величины депрессий (репрессий), ограничения по газовому фактору, добыче жидкости и обводнённости, постоянный или циклический режим работы скважин.

Параметры этой группы являются оптимизируемыми, и основной задачей при работе с ними является подбор комбинации, дающей максимальный технологический и экономический эффекты (КИН и ЧДД).

В настоящее время наибольшей популярностью характеризуется способ подбора оптимального варианта разработки на основе гидродинамического моделирования, позволяющего осуществить перебор большого количества вариантов. Однако, такой метод требует значительных временных затрат и вычислительных мощностей, ведь для известных геолого-физических условий и перебора десяти параметров с хотя бы тремя разными вариациями каждого из них необходимо рассчитать 3¹⁰ варианта.

В этой связи становится важным сокращение числа варьируемых параметров. Решением этой проблемы является учёт имеющегося опыта разработки и результатов научных исследований. Рассмотрим более подробно каждый из перечисленных выше технологических параметров разработки с позиции уже опубликованных исследований.

Очерёдность ввода нефтяной и газовой частей. Очередность ввода традиционно определяется выбором приоритетного для добычи ресурса - нефти или газа, а также толщинами газовой и нефтяной частей и их отношением (М-фактор) [1]. Как правило, приоритетная разработка нефтяной части ведётся при толщине оторочки более 9 метров и М-факторе менее 2 [12]. Для максимизации добычи нефти ввод в разработку газовой шапки должен быть отложен [15]. Срок ввода при этом будет являться оптимизируемым параметром. Может быть также рассмотрен вариант одновременного ввода нефтяной и газовой частей [10].

Конструкция скважин. Наклонно-направленные скважины не могут обеспечить рентабельные дебиты нефти при безводном и безгазовом режимах работы [2, 15, 9], поэтому при разработке нефтяных оторочек рекомендуется применять горизонтальные скважины [9, 11, 14], при этом в качестве варьируемого параметра выступает длина горизонтального участка скважины.

Также перспективным направлением является бурение многоствольных скважин [1], использование устройств контроля притока [12, 13].

Расположение скважин. Положение нагнетательных/добывающих скважин относительно ВНК и ГНК является оптимизируемым параметром и в каждом конкретном случае в зависимости от геолого-физической характеристики пластов. Для идеализированного случая максимальную нефтеотдачу обеспечивает вариант с расположением добывающей и нагнетательной ГС в середине и на уровне 9/10 высоты оторочки относительно ВНК, соответственно [4]. Для горизонтальных скважин важную роль играет также направление горизонтального ствола. Для предупреждения прорывов воды в случае нагнетания, увеличения коэффициента вскрытия направление должно совпадать с направлением естественной трещиноватости [3].

Плотность сетки скважин. В случае разработки горизонтальными скважинами понятие плотности сетки скважин не является информативным показателем, более приемлемо в таких случаях рассматриватьплотность продуктивных забоев - отношение суммарной длины скважин пласта к нефтенасыщенному объему пласта [8]. Этот параметр подбирается исходя изфильтрационных характеристик пласта и флюидов (чем выше проницаемость и меньше вязкость нефти, тем меньшая плотность необходима для достижения, утвержденного КИН) и от показателей экономической эффективности проекта (с увеличением плотности КИН будет увеличиваться, однако, рентабельность с в определенный момент начнет снижаться) [8].

Режим работы скважин. Экспериментально доказано [2], что для достижения максимальной нефтеотдачи необходимо поддерживать режим критических безводных и безгазовых дебитов добывающих скважин, не превышая их. При этом расход нагнетательной скважины должен обеспечивать напряженное состояние оторочки, препятствуя загазовыванию добывающей скважины и при этом не приводить к преждевременному обводнению. Как правило, этот расход равен дебиту добывающей скважины Кроме того, необходимо наличие контроля газового фактора на основе возможностей оборудования и наземных сетей.

Режим работы залежи. Возможна разработка нефтяной оторочки на естественном режиме (истощение), на искусственном с системой ППД закачкой газа или воды. Основываясь на опубликованных исследованиях [2, 3], наиболее эффективным способом является комбинирование режимов: разработка на режиме истощения на начальном этапе, закачка реагентов в дальнейшем.

Таким образом, на сегодняшний день в России и мире накоплен значительный теоретический и практический опыт разработки нефтяных оторочек. Его использование позволит уменьшить количество расчётных вариантов и тем самым оптимизировать временные затраты при определении оптимальной системы разработки.

Список литературы

1. Алексеев, А. Газпром нефть: скрытый ресурс/А.Алексеев // Rogtec. -2017. - вып.49 - С.66 - 73;

2. Закиров С.Н. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа/ С.Н. Закиров [и др.]; под ред. А.Н. Дмитриевского - М.: - 2004. - 520 c.;

3. Золотухин А.А., Салихов М.Р. «Поиск оптимального варианта разработки тонкой нефтяной оторочки с организацией системы ППД при закачке газа в газовую шапку, на примере пласта ПК 1-3 Западно-Мессояхского месторождения». Доклад SPE 181917-RU Российской нефтегазовой технической конференции SPEв Москве, 24-26 октября 2016 г.;

4. Ибрагимов И.И. Обоснование рациональных технологических параметров разработки горизонтальными скважинами нефтяных оторочек газоконденсатных залежей: дисс. канд. техн. наук: 25.00.17 / Ибрагимов Ильдар Ильясович; РНГУНГ им И.М. Губкина. - М., 2009 - 115 с.;

5. Косачук, Г.П.Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений с нефтяными залежами и оторочками/ Г.П. Косачук, Д.З. Сагитова, Т.Н. Титова//Газовая промышленность. - 2005. - вып. 3 - С. 27-30;

6. Колбиков С.В. «Оценка факторов, влияющих на разработку нефтяных оторочек». Доклад SPE 160678 Российской нефтегазовой технической конференции SPE в Москве, 16-18 октября 2012 г.;

7. Нефтяная отрасль России: Итоги 2016 г. и перспективы на 2017-2018 гг.: Vygon consulting;

8. Растрогин, А.Е. Исследование и разработка технологии циклического дренирования подгазовых зон нефтегазовых залежей: дисс. канд. техн. наук: 25.00.17 / Растрогин Артур Евгеньевич; ТюмГНГУ. - Тюмень, 2009 - 150 с.;

9. Хасанов М.М. и др. «Метод определения оптимальных параметров системы разработки газонефтяных зон нефтяных оторочек». Доклад SPE 166898 конференции SPEпо разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике в Москве, 15-17 октября 2015 г.;

10. Язьков А.В. и др. «Применение горизонтальных скважин со сложным заканчиванием как один из способов эффективной разработки трудноизвлекаемых запасов нефти тонких подгазовых оторочек с подошвенной водой». Доклад SPE 181907-RU Российской нефтегазовой технической конференции SPEв Москве, 24-26 октября 2016 г.;

11. Kazeem A. et.al. «Preliminary Assessment of Oil-Rim Reservoirs: A Review of Current Practices and Formulation on New Concepts». SPE 136995, at 34th Annual SPE ICE in Tinara-Calabar, Nigeria, 2010;

12. Olamigoke O., Peacock A. «First-Pass Screening of Reservoirs with Large Gas Caps for Oil Rim Development». Paper SPE 128603 presented at the 33th Annual SPE International Technical Conference and Exhibition in Abuja, Nigeria, August 3-5, 2009;

13. Sigurd M.E. «Production Experience from Smart Wells in the Oseberg Field». SPE 62953- MS, presented at SPE Annual Technical Conference and Exhibition in Dallas, Texas, 1-4 October, 2000;

14. Vo, D.T., Waryan, S., Dharmawan, A., Susilo R., Wicaksana, R. (2000). Lookback on performance of 50 Horizontal Wells Targeting Thin Oil Columns, Mahakam Delta, East Calimantan. SPE 64385, SPE Asia Pasific Oil & Gas Conference, Brisbane;

15. Yushkov A.Y. et al. «New approaches to Improve Economical Efficiency of Development of Gas-Condensate Reservoirs with Thin Oil Rims. Paper SPE 149927 presented at the SPE Conference on developing fields in complex conditions in Arctic environment, Moscow, Russia, October 18-20, 2011.

Размещено на Allbest.ru