Ключевые слова: нефтегазовые залежи, попутный нефтяной газ, газовый фактор, гидродинамическая модель, коэффициент извлечения нефти, коэффициент извлечения газа, отступ скважины.
Одним из классов активно разрабатываемых трудноизвлекаемых запасов нефти являются нефтегазовые залежи с тонкими (относительно толщины газо- и водонасыщенной части) оторочками нефти и активным водоносным горизонтом (Чутырско-Киенгопское, Северо-Комсомольское, Западно-Мессояхское, Среднеботуобинское, Губкинское, Коробковское, Бахметоевско-Жирновское, Анастасиевско-Троицкое, Самотлорское, Варьеганское, Чаяндинское месторождения, месторождения Тролль в Норвегии, Прадхо Бей на Аляске в США, им. Ю. Корчагина и др.). Основной проблемой разработки таких запасов являются процессы конусообразования газа из газовой шапки и воды из аквифера [1]. Вследствие прорывов воды и газа, как более подвижных фаз, к забою добывающих скважин происходит снижение фазовой проницаемости по нефти, что приводит к не достижению проектных уровней добычи, итоговому снижению коэффициента извлечения нефти (КИН), низкой рентабельности разработки и к необходимости утилизации добываемого газа и воды.
Для решения данной проблемы можно выделить три основных метода:
‒ методы борьбы с прорывами воды и газа за счет ограничения режимов работы скважин (использование предельных дебитов или устройств контроля притока, периодическая эксплуатация скважин) [2];
‒ подбор систем разработки и способов закачивания с целью уменьшения конусообразования, бурение горизонтальных скважин (ГС) и многозабойных горизонтальных скважин (МЗГС) [3, 4];
‒ создание барьеров на уровне газо- и водонефтяного контакта (ГНК и ВНК) [5].
В данной работе рассматривается рядная система ГС как наиболее эффективный метод борьбы с высоким газовым фактором среди вышеперечисленных, согласно предыдущим исследованиям [1]. Однако в условиях конкретного объекта открытым остается вопрос подбора оптимальных параметров работы горизонтальных скважин, а именно:
‒ целевое забойное давление добывающих и нагнетательных скважин;
‒ расположение скважины относительно ГНК и ВНК;
‒ длительность отработки на нефть нагнетательных скважин;
‒ целевая компенсация;
‒ критическое значение газового фактора (ГФ), после которого скважина останавливается для релаксации пласта и расформирования конуса газа.
Объектом изучения данной работы является пласт покурской свиты верхнемелового возраста нефтегазоконденсатного месторождения Западной Сибири. Пласт характеризуется сложным тектоническим строением с наличием ряда блоков с различными положениями ВНК и ГНК, обширной газовой шапкой (отношение объема газовой шапки к объему нефтяной оторочки (m-фактор) > 1,5), тонкой оторочкой высоковязкой нефти (9–12 м). Данные осложняющие факторы приводят к снижению дебитов скважин, опережающему обводнению, увеличению ГФ.
Оценка параметров на секторной модели
С целью экспресс-оценки влияния параметров разработки на выработку запасов нефти, выполнен ряд расчетов на секторной гидродинамической модели (ГДМ) без учета перетоков между крайними ячейками элемента разработки с широким шагом выбора параметров. Для последующего анализа и выбора оптимальных параметров осуществляется сопоставление величин КИН и НЧДД (накопленного чистого дисконтируемого дохода) по каждому рассчитанному варианту. Для расчетов использовались типовые геолого-физические характеристики пласта покурской свиты, залегающего на опорной глубине 1100 м.
Для анализа было составлено 999 моделей с вариацией параметров для расчетов с широким шагом выбора параметров, указанных в таблице 1. Длина ГС и расстояние между рядами скважин были приняты равными 2000 и 300 м соответственно, данные параметры считаются оптимальными для рассматриваемого пласта и его аналогов [6].
По результатам проведенных расчетов максимальную эффективность показала система разработки с поддержанием пластового давления (ППД), выявлена тенденция выбора оптимальных параметров для различных значений газонасыщенной толщины пласта (ГНТ) (таблица 1.2):
‒ отступ от ВНК добывающей скважины – 50 %,
нагнетательной – 50 %;
‒ целевое забойное давление 5–7,5 МПа;
‒ компенсация отборов порядка 110 %;
‒ длительность отработки нагнетательных скважин от 6 до 9 месяцев.
По результатам анализа расчетов серии 1 были определены параметры, оказывающие наибольшее влияние на разработку объекта. С целью повышения точности расчетов дополнительно была сформирована вторая серия расчетов 648 моделей с параметрами, указанными в таблице 1. Параметры, характеризующие лучший вариант системы разработки, представлены в таблице 2.
Полученные результаты использовались в дальнейшем для оценки параметров на полномасштабной модели.
Оценка параметров на полномасштабной модели
Для расчета использовалась модель со средневзвешенными параметрами пласта покурской свиты – без учета геологической макронеоднородности. В расчетах учитывался факт отсутствия инфраструктуры для транспортировки и реализации газа. Предполагается, что приоритетом при выборе систем разработки для данного объекта является максимизация КИН при минимизации значения ГФ в связи с необходимостью сжигания газа и выплаты соответствующих штрафов [7].
Объектом моделирования является антиклинальная эллипсоидообразная залежь, полностью подстилаемая водой. Длина залежи – 7500 м, ширина – 14 100 м, диапазон ГНТ – от 0 до 12 м, нефтенасыщенная толщина (ННТ) – 12 м. Залежь разбурена рядной системой ГС с ППД в соотношении 1:1. Схематичная сетка скважин представлена на рисунке 1.
Результаты моделирования сектора полномасштабной залежи показали, что для эффективной выработки нефтяной оторочки с максимальным получением НЧДД однозначно определяются оптимальные параметры работы системы ППД и забойное давление добывающей скважины (таблица 3).
Полученные результаты использовались в дальнейшем для оценки параметров на полномасштабной модели.
Оценка параметров на полномасштабной модели
Для расчета использовалась модель со средневзвешенными параметрами пласта покурской свиты – без учета геологической макронеоднородности. В расчетах учитывался факт отсутствия инфраструктуры для транспортировки и реализации газа. Предполагается, что приоритетом при выборе систем разработки для данного объекта является максимизация КИН при минимизации значения ГФ в связи с необходимостью сжигания газа и выплаты соответствующих штрафов [7].
Объектом моделирования является антиклинальная эллипсоидообразная залежь, полностью подстилаемая водой. Длина залежи – 7500 м, ширина – 14 100 м, диапазон ГНТ – от 0 до 12 м, нефтенасыщенная толщина (ННТ) – 12 м. Залежь разбурена рядной системой ГС с ППД в соотношении 1:1. Схематичная сетка скважин представлена на рисунке 1.
Результаты моделирования сектора полномасштабной залежи показали, что для эффективной выработки нефтяной оторочки с максимальным получением НЧДД однозначно определяются оптимальные параметры работы системы ППД и забойное давление добывающей скважины (таблица 3).
Для определения оптимальной проводки скважин, в случае наличия различных зон (ГНТ – 0 м и 12 м) ввиду строения залежи, дополнительно рассмотрен вариант с различным расположением скважин в разных зонах. С целью учета таких эффектов, как перетоки между элементами разработки и влияние разработки подгазовой зоны на краевую зону, была проведена серия расчетов в полномасштабной модели для вариантов с разными параметрами разработки. Таким образом, было сформировано 6 полномасштабных ГДМ объекта.
Модели № 3 и 5 – модели с параметрами системы разработки, полученными в результате расчетов на секторных моделях. Основным изменением является разное расположение проводки в переходной зоне. Поскольку залежь представляет собой антиклиналь в виде эллипсоида с газовой шапкой, по краям расположены зоны с малой ГНТ. В таких зонах, по результатам расчетов на секторных моделях, оптимально располагать перфорации ближе к кровле – с отступом 75 % от ВНК. Для зон с большими ГНТ перфорации оптимально расположить, отступив 40 % от ВНК для модели № 3 и 50 % от ВНК для модели № 5.
В прочих моделях выбирается одинаковый отступ для всех скважин вне зависимости от зоны. В качестве опорной базовой модели для сравнения эффективности выбрана модель № 1. Следует отметить, что модель № 4 соответствует фактическим проводкам скважин на рассматриваемом объекте.
В результате расчетов шести моделей были получены следующие результаты:
- Наибольшая добыча нефти получена в модели № 3. Объяснением этому является то, что краевые зоны с оптимизированным расположением скважин вырабатываются более эффективно за счет сниженного влияния подстилающей воды. Скважины в краевой зоне пласта, которые были расположены ближе к кровле пласта, обладают большим временем безостановочной работы.
- В зонах с газовой шапкой выбранное соотношение отступа скважин (40 % от ВНК и 70 % от ГНК) позволяет оптимально обеспечивать работу без преждевременного прорыва конуса газа или воды.
Модель № 3 имеет наибольший КИН и НЧДД за 30 лет разработки и, соответственно, обладает максимальным критерием оптимальности, учитывающим экономическую эффективность разработки и выработку запасов с условием минимальной добычи газа из газовой шапки, рассчитываемый по формуле:
где 
– интегральный показатель i-й модели;
– накопленный чистый дисконтируемый доход;
– максимальный накопленный чистый дисконтируемый доход среди всех моделей;
– коэффициент извлечения нефти i-й модели;
– максимальный коэффициент нефти извлечения среди всех моделей;
– коэффициент извлечения газа i-й модели;
– максимальный коэффициент газа извлечения среди всех моделей.
Следует отметить динамику изменения КИГ. Несмотря на то, что в модели № 3 КИГ находится на уровне 60 %, меньший КИГ был получен только у двух моделей (модель № 1 и модель № 2), несмотря на то что параметры этих моделей хоть и обеспечивают меньший КИГ, потери в добыче нефти и необходимость выплаты штрафов снижают значение Копт.
Таким образом, стремясь минимизировать добычу газа, можно потерять от 10 до 20 % накопленной добычи нефти и от 15 до 30 % НЧДД. Для определения оптимальных параметров системы разработки необходим комплексный подход с многофакторной оптимизацией.
Влияние газонефтяного фактора
Поскольку модель № 3 показала наилучшие итоговые значения КИН и НЧДД, то в целях уменьшения КИГ и оптимизации параметров скважин дополнительно были рассмотрены ограничения по ГФ: 1000 м3/м3, 2500 м3/м3, 5000 м3/м3 и 10000 м3/м3. При превышении установленного газонефтяного фактора скважина останавливается до расформирования конуса газа на 120 суток. Показатели разработки представлены в таблице 5 и на рисунках 4, 5.
В случае когда скважины работают длительное время с прорывом газа, основной проблемой является большая добыча газа из газовой шапки ввиду его высокой подвижности и, как следствие, снижение коэффициента извлечения нефти. Стремительное снижение давления в газовой шапке с одновременной работой сформированной системой ППД может привести к появлению значительных вертикальных градиентов давления между ВНК и ГНК. Таким образом, часть подвижной нефти оттесняется в зону газовой шапки, где в последующем она «защемляется». Анализ гидродинамических расчетов показал, что из-за высокого газонефтяного фактора можно потерять до 15 % извлекаемых запасов нефти.
Таким образом, с помощью контролируемой добычи газа можно добиться увеличения накопленной добычи нефти на 5 % при одновременном снижении накопленной добычи газа на 50 %.
Заключение
Одним из способов выбора оптимальных параметров системы разработки является многовариантное гидродинамическое моделирование. Для конкретных условий на секторной модели были выбраны наилучшие параметры скважин, такие как: отступ скважин от ВНК, время отработки, а также ограничение по ГФ, которые в дальнейшем были использованы как начальные приближения для расчетов на полномасштабной модели объекта.
По результатам анализа многовариантного гидродинамического моделирования были выявлены параметры системы разработки, влияющие на эффективность выработки запасов наибольшим образом – газонефтяной фактор, отступ от ВНК и срок отработки. В различных зонах (с наличием и отсутствием газовой шапки) необходимо выбирать различные параметры работы скважин.
Оптимизация параметров работы скважин позволяет увеличить КИН относительно варианта с фактической проводкой скважин на 8,6 %, а НЧДД – на 9,6 %. При этом значительно снижаются объемы добычи газа. С помощью представленного подхода выработан алгоритм подбора оптимальных параметров работы скважин. Данный алгоритм можно использовать на других месторождениях со схожими геологическими условиями.
По результатам работы сформированы рекомендации для эффективной выработки подгазовой зоны с помощью гидродинамического моделирования для объектов-аналогов:
- секторное гидродинамическое моделирование зон с наличием и отсутствием газовой шапки для определения:
* оптимальной системы расстановки скважин;
* параметров эффективной работы скважин с помощью моделирования различных режимов работы и расположения горизонтального ствола скважины внутри нефтяной оторочки относительно ВНК;
* критического ГФ, который способствует эффективной выработке запасов без преждевременных прорывов конуса газа;
- перенос полученных по результатам моделирования параметров на полномасштабную модель объекта для проведения анализа чувствительности и уточнения:
* критического газового фактора;
* отступа от ВНК;
- при наличии значительных расхождений результатов расчетов на полномасштабной и секторной модели переходить к детальному моделированию на ней.
Также необходимо проводить расчеты в адаптированной постоянно действующей геолого-гидродинамической модели, поскольку важно учитывать геологическую неоднородность. Предложенный порядок действий позволяет определить оптимальные параметры разработки залежи, тем самым минимизировать число расчетов на полномасштабной модели, что приводит к снижению времени расчетов и повышению эффективности разработки месторождения.
Литература
1. Савенок О.В., Кусов Г.В. Оценка технологической и экономической эффективности разработки газонефтяного месторождения с применением горизонтальных скважин // INNOVATION-2018. – 2018. – С. 102–103.
2. Ялаев А.В., Исламов Р.Р., Муслимов Б.Ш., Кулеш В.А. Обзор мирового опыта ограничения режимов работы скважин в контексте борьбы с прорывами воды и газа в подгазовых зонах // Экспозиция Нефть Газ. – 2024. – № 2. – С. 24–31.
3. Аптулин Д.В., Маслов В.Н. Метод обоснования плотности сеток скважин и способов заканчивания скважин в случае совместной разработки нефтяных оторочек и газовых шапок // Экспозиция Нефть Газ. – 2013. – № 6 (31). – С. 79–80.
4. Патент RU 2692369 C1. Способ выбора системы разработки месторождения: опубл. 24.06.2019, бюл. № 18 / Якасов А.В., Кондаков Д.Е., Рощектаев А.П.; ПАО «Газпром нефть». – 39 с.
5. Буракова С.В., Изюмченко Д.В., Минаков И.И. и др. Проблемы освоения тонких нефтяных оторочек газоконденсатных залежей Восточной Сибири (на примере ботуобинской залежи Чаяндинского НГКМ) // Вести газовой науки. – 2013. – № 5 (16). – С. 124–133.
6. Валеев Р.Ф., Исламов Р.Р., Лысенков И.Е. Выбор стратегии ППД для разработки нефтегазовых залежей // Нефтегазовое дело. – 2024. – Т. 22. – № 4. – С. 83–95.
7. Кулеш В.А., Исламов Р.Р. Определение критического безгазового дебита нефтяных скважин при помощи гидродинамического моделирования // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 5. – С. 58–62.
