Новый подход к старым месторождениям
Западная Сибирь долгое время считалась нефтяной житницей страны. Сегодня, не смотря на то, что многие месторождения истощены, у региона еще остался немалый потенциал, который требует к себе нового подхода. Какие новые разработки и технологии внедряют российские мейджоры для повышения технико-экономических показателей разработки зрелых месторождений?
Развитие нефтяной отрасли России за последние десятки лет прошло через сложные ступени своего развития, что связано в первую очередь с мировыми политическими процессами, а также изменением макроэкономических показателей на сырьевом рынке. Данные изменения в основном и закладывают новые тенденции и направления развития отрасли в среднесрочной и долгосрочной перспективе основных крупных нефтяных компаний страны. Взвешенный баланс между инвестиционной и операционной политикой предприятий в будущие и текущие проекты позволят оставаться достаточно рентабельными на всем периоде своей жизни.
Значительное количество месторождений на территории Западной Сибири на текущий момент истощены, однако имеют потенциал стабилизации добычи, а часть из них и увеличение объемов добычи при эффективных подходах к разработке и внедрению новых технологий. Вторая группа месторождений, запасы которых относятся к низкопроницаемым и трудноизвлекаемым, интенсивного развития зачастую не получают по причине низкой рентабельности и удаленности, но имеют значительный ресурсный потенциал и привлекательность при введении налоговых преференций со стороны государства.
На примере типовой характеристики вытеснения месторождения можно выделить три основных направления достижения проектного КИН (рисунок 1). Данные направления будут кратко описаны ниже.
Рисунок 1 – основные направления достижения проектного КИН на примере типового месторождения
Предприятие ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» является одним из флагманов ПАО «ЛУКОЙЛ» и включает в себя шесть территориально-производственных предприятий. Лицензионный фонд Общества представлен более 100 участками недр, расположенными на территории трех федеральных округов. Текущая выработка извлекаемых запасов превышает 60% при текущей обводненности продукции 90%. Основной объем добычи углеводородов обеспечивается месторождениями, находящихся на 3 и 4 стадиях разработки. Остаточные извлекаемые запасы сосредоточены в малопроницаемых коллекторах, в краевых зонах разбуренных объектов разработки. Рентабельное вовлечение «новых» запасов и экономически эффективная разработка действующих месторождений является приоритетными направлениями инженерно-геологической службы Компании.
В части повышения коэффициента охвата и регулирования процесса разработки на разрабатываемых месторождениях в последние годы активно ведется работа по трансформации действующих систем разработки – формирование рядных «жестких» систем осуществлено по юрским и ачимовским объектам основных крупных месторождений, характеризующимся низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллектора (рисунок 2). Данные решения теоретически обосновываются для каждого объекта разработки индивидуально, исходя из фазовых проницаемостей, подвижности системы флюидов, а также режимов работы добывающих и нагнетательных скважин. Проведенные работы по трансформации систем позволили стабилизировать темпы падения дебитов за счёт формирования «жестких» рядов фронта нагнетания.
Рисунок 2 – примеры трансформации систем разработки
Также к одним из основных, но более затратных мероприятий, относится уплотняющее бурение, которое хорошо себя зарекомендовало на объектах с высокой неоднородностью по разрезу и достаточно большой нефтенасыщенной мощностью пласта. Уплотнение сетки приводит к вовлечению в разработку запасов менее проницаемой части разреза (рисунок 3), тем самым позволяет повысить коэффициент охвата. Бурение осуществляется с мобильных буровых и не требует значительных капиталовложений на строительство поверхностной инфраструктуры и обустройства, а на месторождениях в высоким количеством бездействующего фонда в качестве альтернативы возможно перебуривание новых скважин с использованием кондуктора скважин, находящихся в неработающих категориях.
Рисунок 3 - повышение эффективности выработки за счет уплотняющего бурения - повышение эффективности выработки за счет уплотняющего бурения
Увеличение доли вовлекаемых запасов низкопроницаемых объектов разработки привело к необходимости поиска оптимальных и экономически эффективных технологий в области ГРП и ОПЗ, также активным толчком послужило массовое внедрение технологий многозонного ГРП. На текущий момент специалистами Компании опробовано и адаптировано к геологическим условиям объектов разработки более десятка таковых решений. К ним относятся технологии ГРП на линейных гелях, азотно-пенные ГРП, технологии «SlugFrac», «HiWay», «FiberFrac», селективные двухэтапные ГРП с предварительной закачкой тампонирующих составов в скважинах с высокой обводненностью, а также различные модификации компоновок МГРП в горизонтальных скважинах, позволяющие решать определенные задачи, исходя из геологических условий – начиная от количества портов ГРП до способа их активации и управления портами.
В части физико-химических методов активно используются полимерные, эмульсионные, осадкообразующие составы для высокорасчлененных пластов с большим объемом промытых каналов. Широко применяются массированные комплексные обработки в пластах с высокой неоднородностью и в русловых отложениях с высоким значением проницаемости. Пример изменения характера выработки приведен на рисунке 4.
Для низкопроницаемых коллекторов промышленно внедрены в производство технологии выравнивания профиля притока - составы ХПТ-1, СОТ-12, SiХell, Petro Pam P-104T и т.д. Данные обработки комплексируются с достаточно эффективным и незатратными гидродинамическими методами как нестационарное заводнение/отборы. Объемы мероприятий кратно увеличиваются. Для каждого пласта определяются критерии и режимы работы, периоды полуциклов и циклов эксплуатации скважин на участке. Данные решения приводят не только к увеличению добычи нефти, но и значительно позволяют снизить энергозатраты на эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин по сравнению с постоянной эксплуатацией скважин.
Рисунок 4- оценка эффективности от проведения массированных обработок
В условиях высокой выработки запасов ежегодно увеличивается количество объектов разработки, находящихся на гране рентабельности. В целях снижения себестоимости оперативно ведется работа по настройке и оптимизации систем с применением цифровых технологий разработки. Специалистами Общества совместно с ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» решаются оптимизационные задачи по регулированию процессов выработки – локальная остановка фонда скважин, ограничения отборов или закачки, форсаж отборов в зонах наличия целиков нефти. Данная работа ведется с применением интеллектуальных технологий на основе нейронных сетей. Активно используются интегрированные модели для расчета потенциала и ограничений, оптимизации добычи и планирования производственных показателей с учетом взаимовлияния компонентов.
В части повышения эффективности ввода «новых» запасов, начиная с 2011 года, на месторождениях внедрены технологии бурения горизонтальных скважин с многостадийным ГРП и многозабойных горизонтальных скважин.
Горизонтальные скважины с многостадийным ГРП активно применяются при разбуривании низкопроницаемых запасов (ачимовские и юрские отложения). За последние 7 лет введено более 500 скважин данной конструкции. Входные показатели дебитов нефти по данным скважинам кратно превышают значения по наклонно-направленным скважинам в аналогичных горно-геологических условиях. Хотя в первый год темпы падения дебитов достигают 40%, на текущий момент средний накопленный отбор нефти на одну скважину превышает 45 тыс.т. (рисунок 5).
Рисунок 5 – приведенный дебит нефти по скважинам с МГРП
На примере одного из крупных объектов наглядно видно кратное увеличение темпов отбора запасов (рисунок 6).
Рисунок 6 - сравнительные темпы отборов запасов по типам скважин
Данные решения при разбуривании низкопродуктивных объектов позволяют рентабельно и достаточно в короткие сроки обеспечивать высокие технико-экономические показатели разработки месторождений. В период внедрения данной технологии происходил постоянный процесс модернизации и усовершенствования, как самого оборудования, так и развития новых подходов к разработке низкопроницаемых объектов. Собрана значительная информационная научно-техническая база.
Широкое внедрение многозабойные горизонтальные скважины получили с 2012 года при разбуривании водоплавающих залежей, по которым «традиционные» горизонтальные скважины в силу высоких депрессий обводнялись достаточно интенсивно. Увеличение площади дренирования за счет бурения дополнительных боковых стволов в горизонтальной секции скважин позволяет снижать депрессии по скважинам и эксплуатировать залежи на щадящих режимах. Также, данные решения приводят к приросту КИН до 10%.
На примере Пякяхинского нефтегазоконденсатного пласта, в условиях малой проницаемости коллектора с наличием осложняющих геологических факторов (близость ВНК, ГНК и т.д.) бурение многозабойных горизонтальных скважин позволило экономически эффективно ввести данное месторождение в промышленную разработку. Научно обоснованные и фактически достигнутые показатели эксплуатации скважин (рисунок 7) позволяют позиционировать данную технологию бурения как альтернативу горизонтальных скважин с многозонным ГРП.
Рисунок 7 - средние показатели дебитов нефти по типам скважин
В настоящее время на месторождениях Общества введено в эксплуатацию более 150 многозабойных горизонтальных скважин. Входные дебиты нефти кратно выше относительно «традиционных» горизонтальных скважин (более чем 2-3 раза в зависимости от геометрических показателей скважин). Развитие данной технологии также активно продолжается – применяются облегченные буровые системы на углеводородной основе, увеличивается количество ответвлений, тем самым увеличиваются показатели дебитов скважин.
Комплексное использование передовых технологий в области повышения нефтеотдачи пластов, бурения, результатов научно-исследовательских работ, а также цифровых интеллектуальных инструментов при управлении разработкой месторождений позволяют значительно повышать технико-экономические показатели разработки зрелых и «новых» месторождений в Западной Сибири.
Авторы:
С.В. Арефьев,
заместитель генерального директора по разработке месторождений- главный геолог ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»,
Р.Р. Юнусов,
начальник отдела контроля и анализа разработки месторождений нефти и газа ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»
