К ВОПРОСУ О ВЫБОРЕ ОПТИМАЛЬНОГО ТИПА ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО «УДМУРТНЕФТЬ»

Анализ разработки нефтегазовых месторождений ОАО «Удмуртнефть» показывает, что на текущий момент достигнута значительная степень выработки запасов высокопроницаемых объектов. Как следствие, предприятие вынуждено вовлекать участки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ), представляющие собой зоны с низкой продуктивностью и большой расчлененностью.

Для повышения эффективности разработки ТРИЗ в ОАО «Удмуртнефть» требуется интенсивное внедрение методов интенсификации добычи нефти. Одним из перспективных направлений является бурение горизонтальных стволов (ГС) из существующих скважин.

В работе [4] показана высокая эффективности бурения ГС на примере Южно-Киенгопского месторождения. Расчеты показали, что бурение ГС позволит увеличить дебит нефти в скважине-кандидате на 50-250 т/сут и добыть дополнительно 25,0 тыс. т. нефти. Определено, что для условий Южно-Киенгопского месторождения определена оптимальная длина бокового горизонтального ствола, составляющая 150-200 м.

В данной работе предлагается развить тему и определить оптимальный способ заканчивания скважины.

Внедрение технологии многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в ГС является перспективным направлением, поскольку она позволяет увеличить темпы выработки и, как следствие, получить максимальный экономический эффект, а также ввести в разработку ранее нерентабельные запасы. С учетом высокой стоимостью бурения ГС+МГРП необходимо проведение технико-экономического обоснование каждой операции.

Для оценки продуктивности ГС+МГРП существует множество аналитических моделей, при использовании которых, в одних и тех же условиях, можно получить существенно отличающиеся друг от друга результаты. В работах [1, 3] приведен анализ существующих математических моделей за авторством Ли, Хорна, Гао, Шетчера и других. В работе сделан вывод, что наибольшую сходимость показывает модель Ли, но окончательный выбор расчетной модели может проводиться только при наличии опыта бурения такого рода скважин или при наличии месторождения-аналога.

Выбор типа заканчивания добывающей скважины зависит от геолого-физических характеристик пласта и является трудоемким процессом (рисунок 1).

Рисунок 1. Блок-схема определения способа заканчивания проектной скважины

В работе [2] приведено обоснование выбора оптимального дизайна МГРП: в гидродинамической модели выполнены расчеты продуктивности скважин в зависимости от геолого-физических характеристик коллекторов и количества стадий ГРП.

В модели варьировались следующие параметры: проницаемость с шагом 0,5х10^-3 мкм²; эффективная толщина пласта с шагом 5 м; число стадий МГРП с шагом 1. В общей сложности было создано и рассчитано 480 вариантов.

По окончании гидродинамических расчетов была построена зависимость чистого дисконтированного дохода (NPV) от числа стадий для всех масс проппанта и каждой пары геологических параметров и сформирована палетка с оптимальными (по максимальному значению NPV) числом стадий МГРП и массой проппанта на скважину для разных геологических условий (рисунок 2).

Рисунок 2. Палетка с оптимальными числом стадий МГРП и массой проппанта на скважину для разных геологических условий

Рассмотрим данную диаграмму для условий Южно-Киенгопского месторождения нефти. Геолого-физические характеристики турнейского объекта в зоне трудноизвлекаемых запасов приведены в таблице 1.

Таблица 1

Геолого-физические характеристики турнейского объекта

Для разрабатываемого турнейского яруса оптимальным будет выполнения МГРП с 5стадиями и закачкой 400 тонн проппанта.

Рассматриваемые типы заканчивания (в данной работе: наклонно-направленная скважина (ННС) с ГРП; ГС с длиной ствола 200 м; ГС с длиной ствола 200 м и 5 стадиями разрыва) были приведены к единым условиям, в которых основными параметрами, влияющими на продуктивность, являются проницаемость и эффективная мощность пласта [1]. Результаты расчетов приведены в виде плоскостной диаграммы на рисунке 3.

Рисунок 3. Продуктивность скважины в зависимости от геолого-физических характеристик пласта и способа заканчивания

На основании анализа диаграммы можно сделать выводы, что для условий турнейского яруса Южно-Киенгопского месторождения с эффективной мощностью 7 м и проницаемостью 12 мД продуктивность скважины при заканчивании по схеме ГС+МГРП выше других типов заканчивания. Второе место по величине продуктивности приходится на ГС.

Расчет экономической оценки типа заканчивания (ГС и ГС+МГРП) был проведен на основании стартовых показателей проектной скважины, геолого-физических характеристик пласта и аналитических темпов падения. Далее,

с помощью модели экономической эффективности произведен расчет экономического эффекта [1].

По полученным результатам создана матрица сравнения чистого дисконтированного дохода (NPV) для разных типов заканчивания проектной скважины в зависимости от ранее указанных параметров (таблица 2).

Таблица 2

Матрица эффективности применения ГС и ГС+МГРП

При сравнении NPV ГС и ГС+МГРП для условий Южно-Киенгопского месторождения, можно сделать вывод, что ГС+МГРП предпочтительнее для выработки ТРИЗ. Следует учитывать, что в краевых зонах при снижении нефтенасыщенных толщин до 2-3 м предпочтительнее бурение ГС без  проведения гидроразрыва пласта. При толщине пласта менее 1 м бурение не рентабельно.

Заключение

В работе проведен анализ продуктивности проектной скважины в зависимости от типа заканчивания и различных геолого-физических характеристик пласта.

Разработан ряд критериев для экспресс-оценки выбора оптимального типа заканчивания проектной скважины, базирующийся на экономическом эффекте.

На основе предложенного критерия определены оптимальные границы для типов заканчивания скважин в условиях Южно-Киенгопского месторождения ОАО «Удмуртнефть».

Определена эффективность заканчивания проектных горизонтальных стволов в зоне трудноизвлекаемых запасов Южно-Киенгопского месторождения по схеме ГС+МГРП с длиной ствола 200 м и 5 стадиями разрыва. Рекомендуемое количество закачиваемого проппанта составляет 400 т.

Список литературы:

1. Бородич И.В., Ткачев Д.Г. Оценка перспектив применения технологии многостадийного ГРП и выбор оптимального типа заканчивания проектной скважины// Экспозиция Нефть Газ. – 2016. - №1. – С.44-46.
2. Зорин А.М., Усманов Т.С. Фахретдинов И.В., Судеев И.В., Зернин А.А. Повышение эффективности работы горизонтальных скважин путем оптимизации дизайна многостадийного гидроразрыва пласта на северной лицензионной территории Приобского месторождения// Нефтяное хозяйство. – 2017. -№12. – С.122-125.
3. Иванов Е.Н., Кононов Ю.М. Выбор методов увеличения нефтеотдачи на основе аналитической оценки геолого-физической информации // Известия ТПУ.2012. №1 Т. 321. С. 149–154.
4. Маточкин Д.С., Миловзоров А.Г. Определение оптимальной длины проектного бокового ствола добывающей скважины на примере Южно-Киенгопского месторождения// Научное сообщество студентов: междисциплинарные исследования. -2019г. -№ 12(71) - С. 95-102.