Совершенствование системы разработки залежей Тюменской свиты

Современное развитие нефтедобывающей промышленности России характеризуется ухудшением структуры запасов нефти. Все больший объем стали занимать трудноизвлекаемые запасы, эффективность выработки которых может быть достигнута лишь при условии применения новых технологий повышения нефтеотдачи пластов [1].

Большое значение при разработке месторождений имеет правильный выбор профиля скважины. Профиль скважины необходимо выбирать таким, чтобы при минимальных затратах времени и средств довести ее до проектной глубины без каких-либо осложнений, обеспечив надлежащее качество ее для длительной и безаварийной эксплуатации. Рациональный профиль позволяет сократить до минимума работу с отклонителем, обеспечить необходимое смещение забоя и допустимую интенсивность искривления, а также свободное прохождение по стволу компоновки низа бурильной колонны. Профиль должен позволять эксплуатировать скважину глубинными насосами, в том числе и штанговыми насосами, причем должно исключаться протирание обсадных труб штангами и обрыв последних [4].

Появление современных концепций трехмерного моделирования было неиз- бежным и важным шагом на пути совершенствования разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, поскольку это очередной эволюционный шаг в развитии понимания геологической структуры месторождения, обстановки осадконакопления и процессов, происходящих при разработке месторождений нефти и газа.

Для анализа эффективности применения того или иного профиля скважины была построена модель пласта ЮС2 Тюменской свиты с конкретными фильтрационно-емкостными свойствами пористого пространства и физико-химическими характеристиками пластовых флюидов Пе-телинского месторождения, на которой исследовались различные профили скважин с помощью программной платформы Petrel. Была построена гидродинамическая модель реального паста месторождения, сформирован рейтинг бурения для разработки участка месторождения (информация с точными данными является конфиденциальной по требованию компании) [2].

Для разработки залежей принято применять как наклонно-направленные (ННС), так и горизонтальные скважины (ГС). В отличие от НВС, ГС обладают значительно большей площадью дренирова- ния, охватом пропластков коллекторов, тем самым имея более выгодные показатели работы.

Рассматривается участок залежи (кустовая площадка), этаж нефтеносности – 100 м. Разработка ведется в течение 25 лет. Первую скважину кустовой площадки начинают эксплуатировать в июне 2024 года. Более подробно рассмотрим предложенные варианты

Базовый вариант

В данном случае разработка планируется наклонно-направленными скважинами

(ННС) в количестве 23 скважины из которых 18 добывающих скважин и 5 нагнетательных. Конструкция скважины – двухколонная (2кк). Угол ухода в пласт 0-45⁰. Длина ствола – до 100 м. Срок строительства 1 скважины – 13,86 сут.

Наибольший объем добычи приходится на июнь 2025 года (13,65 тыс. т нефти), после чего добыча начинает снижаться.

Разрез пласта ЮС2 при разработке месторождения приведен на рисунке 1. 3D визуализация расположения скважин кустовой площадки приведена на рисунке 2.

Рис. 1. Разрез пласта ЮС2 при разработке пласта ННС

Рис. 2. 3D визуализация расположения скважин при разработке наклонно- направленными скважинами

Двухэтажные горизонтальные скважины

В данном случае рассматривается разработка кустовой площадки двухэтажными горизонтальными добывающими скважинами (2 ГС) (6 скважин) и наклоннонаправленными скважинами (6 скважин).

Конструкция скважины – трехколонная (3кк). Угол ухода в пласт 80-85⁰. Длина ствола – 1000 м. Срок строительства 1 скважины – 26,76 сут.

Наибольший объем добычи приходится на апрель 2025 года (14,41 тыс. т нефти), после чего добыча начинает снижаться.

Рис. 3. Разрез пласта ЮС2 при разработке пласта 2 ГС

Рис. 4. 3D визуализация расположения скважин при разработке горизонтальными скважинами

Пологие наклонно-направленные скважины

В данном случае разработка планируется пологими наклонно-направленными скважинами (ПННС) в количестве 21 скважины из которых 12 добывающих ПННС скважин и 9 нагнетательных ННС.

Конструкция скважины – двухколонная (2кк). Угол ухода в пласт 60-65⁰. Длина ствола – 200-250 м. Срок строительства 1 скважины – 14,69 сут.

Наибольший объем добычи приходится на июль 2025 года (10,92 тыс. т нефти), после чего добыча начинает снижаться.

Рис. 5. Разрез пласта ЮС2 при разработке пласта ПННС

Рис. 6. 3D визуализация расположения скважин при разработке ПННС

Пологие горизонтальные скважины

В данном случае разработка планируется пологими горизонтальными скважинами (ПГС) в количестве 14 скважин из которых 8 добывающих ПГС скважин и 6 нагнетательных ННС. Конструкция скважины – трехколонная (3кк). Угол ухода в пласт 80-85⁰. Длина ствола – 800-850 м. Срок строительства 1 скважины – 25,83 сут.

Наибольший объем добычи приходится на март 2025 года (13,50 тыс. т нефти), после чего добыча начинает снижаться.

Рис. 7. Разрез пласта ЮС2 при разработке пласта ПГС

Рис. 8. 3D визуализация расположения скважин при разработке ПГС

Сравнение полученных результатов

В процессе исследования было смоделировано 4 варианта разработки различными видами скважин:

– наклонно-направленными скважинами (ННС+ННС);

– двухэтажными     горизонтальными скважинами (ГС+ННС);

– пологими наклонно-направленными скважинами (ПННС+ННС);

– пологими горизонтальными скважинами (ПГС+ННС).

Наблюдалось, что максимальная добыча углеводородного сырья приходится на 2025 год.

График добычи нефти для каждого варианта приведен ниже на рисунке 9.

Рис. 9. Графики добычи нефти кустовой площадки Петелинского месторождения

Для выбора оптимального варианта разработки одним из решающих параметров является численная величина добытой нефти. На декабрь 2025 года накопленная добыча нефти для каждого варианта разработки:

• -    605,83 тыс. т (ННС+ННС);

• -    768,42 тыс. т (ГС+ННС);

• -    952,56 тыс. т (ПГС+ННС);

• -    700,63 тыс. т (ПННС+ННС).

По вышеперечисленным данным, видно, что наибольшая суммарная добыча нефти за 25 лет будет при разработке пологими горизонтальными скважинами. Отметим то, что пологий наклоннонаправленный профиль обеспечивает большее вовлечение разреза относительно ННС, минимизирует появление осложнений при бурении, имеет малый цикл строительства, имеет низкую стоимость строительства и освоения по сравнению с горизонтальными скважинами. Результаты исследования схем разработки кустовой площадки Петелинского месторождения приведены в таблице 1.

Исходя из полученных значений результатом исследования, следует, что для максимально эффективного извлечения нефти, наиболее оптимальным вариантом разработки является применение пологих горизонтальных скважин, но эти скважины не являются экономически эффективными.

Таблица 1. Результаты исследования

Показатели

ННС+ННС

ГС+ННС

ПННС+ННС

ПГС+ННС

Вовлечение разреза по вертикали

Запускные дебиты

Накопленная добыча нефти

Наименьшие риски в процессе бурения

Малый цикл строительства

Низкая    стоимость строительства и освоения скважин