Ключевые слова: разработка месторождений, гидроразрыв пласта, высокая обводненность, траектория бурения, геологический разрез, конструкция скважины.
Объект исследования
Объектом исследования является пласт Р месторождения В, расположенного в Ханты-Мансийском автономном округе Западной Сибири. Месторождение В характеризуется сложным геологическим строением, и его разработка является серьезным вызовом. По мере истощения «простых» с точки зрения геологии и роста доли «сложных» вовлеченных в разработку месторождений происходит непрерывное и вынужденное совершенствование техники и технологии добычи углеводородного сырья, и в этом плане правильный выбор системы разработки пласта, а именно конструкции добывающих скважин, играет одну из ключевых ролей.
Пласт Р представляет собой маломощный, расчлененный коллектор с обширной водонефтяной зоной. Глубина залегания пласта варьируется от 1350 до 1600 метров. Продуктивные отложения пласта Р состоят из переслаивания песчаников, алевролитов и глин, что усложняет его разработку. Основной проблемой разработки пласта Р является высокая степень обводненности продукции, особенно в краевых зонах, где расстояние до зоны водонефтяного контакта (ВНК) минимально. В пределах месторождения В наблюдается снижение уровня зоны водонефтяного контакта (ВНК) с северо-запада на юго-восток от абсолютных отметок -1346 до -1420 м. Показатели и динамика разработки по пласту Р месторождения В представлены в таблице 1 и на рисунке 1 соответственно.
Основной проблематикой объекта является обширная водонефтяная зона, проектный фонд располагается на низких абсолютных отметках, где точность структурных построений +/- 5,5 м, преимущественно с низким коэффициентом нефтенасыщенности (Кн) с близким расположением ВНК, соответственно, нередки прорывы трещин ГРП в водонасыщенные пропластки.
В последние годы, в условиях активной разработки пласта Р, доля высокообводненных скважин постоянно возрастает. Это обусловлено естественной выработкой запасов в разбуренной зоне. На сегодняшний день доля добычи с обводненностью ниже 50 % составляет всего 7,6 %, а доля добычи с обводненностью выше 90 % составляет 38,9 % и постоянно растет. С обводненностью продукции более 80 % эксплуатируется 74 % скважин (546 шт.). По состоянию на 01.01.2024 г. текущее пластовое давление по объекту ниже первоначального на 0,5 МПа (или на 4 %) и составляет 12,5 МПа.
Перспективы развития событий на площади месторождения В связаны с поиском эффективных технологических решений по разработке отложений краевых участков пласта Р, содержащих значительную часть остаточных извлекаемых запасов нефти месторождения, и выбор конструкции добывающих скважин в таких условиях является ключевой задачей, поскольку остаточные извлекаемые запасы нефти пласта Р сосредоточены в краевых частях залежей, которые характеризуются переходными, обширными водонефтяными и расчлененными зонами.
В указанных условиях известные традиционные методы разработки, такие как бурение горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП) [3], могут оказаться неэффективными из-за высокого риска прорыва воды в ствол скважины.
Исследование
Цель исследования заключается в разработке критериев выбора конструкции добывающих скважин в условиях маломощных расчлененных коллекторов Западной Сибири с обширной водонефтяной зоной (в частности, в условиях пласта Р месторождения В).
Для анализа использовались данные геофизических исследований скважин, результаты испытаний керна, а также информация о текущей добыче и обводненности продукции, свойствах пластовой и дегазированной нефти пласта Р, которые приведены в таблице 2.
На основе этих данных были построены модели залежей пласта Р, проведен анализ состояния разработки и предложены альтернативные варианты систем разработки с использованием различных конструкций добывающих скважин.
Результаты и выводы
В результате проведенного исследования были получены следующие результаты: анализ геологического строения пласта Р показал, что пласт характеризуется высокой степенью расчлененности (коэффициент расчлененности 18 д. ед.) и обширной водонефтяной зоной. Это делает разработку пласта сложной задачей, особенно в краевых зонах, где расстояние до ВНК минимально [1, 4]. Построенные геологические разрезы пласта представлены на рисунках 2 и 3
Оценка состояния разработки пласта Р показала, что основные запасы месторождения уже выработаны, а остаточные запасы сосредоточены в краевых зонах с низкими коллекторскими свойствами [2].
На месторождении В выделено шесть объектов разработки, основным из которых является Р, на долю которого приходится 45 % начальных извлекаемых запасов (НИЗ) и 48 % текущих извлекаемых запасов (ТИЗ). Распределение НИЗ и ТИЗ по объектам разработки месторождения В представлено на рисунке 4.
На основе анализа пробуренных скважин на пласт Р на месторождении В получены зависимости процента обводненности скважины от расстояния от интервала проводки до ВНК, а также зависимость процента обводненности от коэффициента нефтенасыщенности Кн. Текущая обводненность продукции составляет 86 %, а доля высокообводненных скважин (с обводненностью более 90 %) достигает 38,9 %. По результатам данных этих графиков можно увидеть, что при расстоянии до ВНК в 5 м мы имеем входную обводненность продукции в 86 %, что выше средней входной обводненности на месторождении на 25 %. В таких условиях бурение горизонтальных скважин является нерентабельным. Также на расстоянии до ВНК в 5 м коэффициент нефтенасыщенности Кн становится равным 0,34 д. ед. при входной обводненности 86 % (рисунок 5).
В зонах, где расстояние до ВНК превышает 6 метров, горизонтальные скважины с МГРП показывают лучшие результаты по дебиту нефти и экономической эффективности. Однако в зонах с расстоянием до ВНК менее 6 метров горизонтальные скважины с МГРП становятся нерентабельными из-за высокого риска прорыва воды. В таких условиях многозабойные скважины показывают более стабильные результаты по дебиту нефти и обводненности [5]. Сравнение различных конструкций добывающих скважин показало, что в условиях краевых зон пласта Р наиболее эффективными являются многозабойные скважины (МЗС).
В результате проведенных исследований разработаны рекомендации по выбору конструкции добывающих скважин в зависимости от геологических условий:
- в зонах с расстоянием до ВНК более 6 метров и коэффициентом нефтенасыщенности (Кн) более 0,35 д. ед. рекомендуется использовать горизонтальные скважины с МГРП;
- в зонах с расстоянием до ВНК менее 6 метров и коэффициентом нефтенасыщенности Кн менее 0,35 д. ед. рекомендуется использовать многозабойные скважины.
Заключение
Исследование показало, что выбор конструкции добывающих скважин в условиях маломощных расчлененных коллекторов с обширной водонефтяной зоной является критически важным для успешной разработки месторождения.
В пласте Р месторождения В наиболее эффективными являются горизонтальные скважины с многофункциональным гидравлическим разрывом (МГРП) в зонах с высокими коллекторскими свойствами и многозабойные скважины в краевых зонах с низкими коллекторскими свойствами. Разработанные рекомендации по выбору конструкции добывающих скважин способствуют повышению эффективности разработки пласта Р и увеличению накопленной добычи нефти.
Литература
1. Вендельштейн Б.Ю. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений) [Текст] / Б.Ю. Вендельштейн, Р.А. Резванов. – М.: «Недра», 1978. – 318 с.
2. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований геофизических исследований разрезов скважин [Текст] / В.Н. Дахнов. – 2-е изд., перераб. – Москва: Недра, 1982. – 448 с.
3. Каунов А.С. Обзор опыта применения технологии МГРП в России и за рубежом / А.С. Каунов, А.А. Хайруллин // Научная электронная библиотека: Академический журнал Западной Сибири. – 2016. – № 5 (66). – Том 12.
4. Методические рекомендации по применению Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, утвержденные приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 01.11.2013 № 477 М., ФБУ ГКЗ РФ, 2016.
5. Слюсарев Н.И. Технология и техника повышения нефтеотдачи пластов [Текст]: учеб. пособие / Н.И. Слюсарев. – СПб: СПГИ, – 2003. – 78 с.
