CC BY
10УДК 656.13/73.31.41
Технические науки
Попов Олег Владимирович, студент магистратуры Тюменский Индустриальный Университет, г. Тюмень
ОБОСНОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ СИСТЕМЫ ГС С МГРП
Аннотация: Горизонтальные скважины показали высокую эффективность относительно ННС и рассматриваются как приоритетная технология разработки водонефтяных зон. В научной статье проведено обоснование параметров системы горизонтальных скважин с МГРП. В результате итерационных расчетов определены оптимальные параметры для систем ГС с МГРП. На сегодняшний день для тиражирования наиболее приемлемой является рядная система ГС с МГРП с нагнетательными ННС с ГРП.
Ключевые слова: МГРП, ГРП, ННС, горизонтальные скважины, ГС, добыча нефти, Каменная площадь, залежь, пласт, месторождение.
Abstract: Horizontal wells have shown high efficiency relative to the NNS and are considered as a priority technology for the development of oil and water zones. The scientific article substantiates the parameters of the system of horizontal wells with MGRP. As a result of iterative calculations, optimal parameters for HS systems with MGRP were determined. To date, the most acceptable for replication is the in-line GS system with MGRP with injection NNS with hydraulic fracturing.
Keywords: MGRP, hydraulic fracturing, NNS, horizontal wells, GS, oil production, Stone area, deposit, formation, deposit.
Основываясь на результатах опытных работ на объекте ВК1-3 Каменного ЛУ и выводах работ на аналогичных отложениях (пласты ВК Ем-Еговского ЛУ, пласты группы АВ Самотлорского месторождения) можно сказать, что
горизонтальные скважины показали высокую эффективность относительно ННС и рассматриваются как приоритетная технология разработки водонефтяных зон.
Для поиска оптимальных параметров системы разработки викуловской свиты рассмотрены семиточечная обращенная система наклонно-направленных скважин, рядная система ГС с МГРП с нагнетательными ГС с МГРП, рядная система ГС с МГРП с нагнетательными ННС с ГРП. Всего выполнено несколько тысяч аналитических расчетов и расчетов на имитационных секторных моделях, параметры и количество вариантов по системам разработки представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Описание схем и параметров расчетов
Система Предпосылки Расчёт Схема Ннн, м Расстояние м/д СКВ Длина ГС, М Расстояние м/д ГРП Итого расчетов
ННС+ГРП Успешная Аналитика [все 7 участков] 2-1 5 м с шагом 1 м [13 толщин) 200-1 200 м с шагом 100 м [11 вариантов) - - 1001
7-ми точечная обращенная. Соотношение: 1/2 реализация на месторождении гдм (3 участка] 2-8 м с шагом 2 м [4 толщины) 300-700м с шагом 100 м [5 вариантов] - - 60
Рядная ГС+МГРП ППД: ГС+МГРП. Соотношение трещин: 1/2 Опыт Компании ООО «РН-Юганскнефтегаз» гдм (4 участка] 2-0 м с шагом 2 м [4 толщины) 200-000м с шагом 200 м [4 варианта] 400, 600, 800, 1000.1500, 2000 м [6 вариантов) вез ГРП, 50,100, 200 м [4 комбинации) 1536
Рядная ГС+МГРП ППД: ННС+ГРП. Соотношение трещин: 1/2 АО «Самотлорнефтегаз» гдм [4 участка] 2-е м с шагом 2 м [4 толщины) 200-000м с шагом 200 м [4 варианта] 400, 600, 800, 1000.1500, 2000 м [6 вариантов) вез ГРП, 50,100, 200 м [4 комбинации) 1536
ИТОГО РАСЧЕТОВ 4133
Численные расчеты выполнялись на имитационных моделях участков Каменного ЛУ. Во всех расчетах принята успешность проведения ГРП в ГС -75 % при кол-ве ГРП >3 (на основе статистических данных по результатам пилотных работ). Оценка экономической эффективности проводилась по удельным величинам.
По результатам ОПР на 49 кусте было выявлено, что оптимальным положением ГС в разрезе ВК Каменного ЛУ является проводка ствола скважины по 2 второму циклиту первого пласта (ВК12), что обусловлено особенностями разреза викуловских отложений (улучшение ФЕС сверху вниз)
на данном лицензионном участке. На рисунке 1 на примере скважин № 8435Г и № 8379Г показано улучшение запускных показателей ГС с МГРП в зависимости от положения ствола скважины в разрезе.
Рисунок 1 - Проводка ГС в разрезе викуловской свиты на 49 кусте Каменного ЛУ
В качестве оптимального выбрано продольное направление трещин ГРП относительно линии стресса (330° по азимуту), эффективность такого решения подтверждена фактическими результатами на Самотлорском месторождении и на месторождениях ООО «РН-Югаскнефтегаз».
В качестве критерия оптимальности выбрана максимальная экономическая эффективность системы разработки.
В результате итерационных расчетов определены оптимальные параметры для систем ГС с МГРП:
1. независимо от длины ГС оптимальное расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами (рядами) составило 400 м при
соблюдении оптимального соотношения трещин (1/2) в добывающих и нагнетательных скважинах (рисунок 2);
2. аналогично определяется оптимальное расстояние между краями трещин ГРП, оно равно 50 м для всех длин ГС и расстояний между скважинами (рисунок 3);
3. с учетом технологических рисков оптимальная длина добывающей ГС в системе ГС/ННС - 600 м с 7 ГРП, нагнетательная - ННС с ГРП (рисунок
4);
4. конкурирующая система ГС/ГС имеет следующие параметры: оптимальная длина добывающей ГС - 1200 м с 14 ГРП, нагнетательной - 600 м с 7 ГРП;
5. на сегодняшний день для тиражирования наиболее приемлемой является рядная система ГС с МГРП с нагнетательными ННС с ГРП.
500
Расстояние между скважинами, м
Рисунок 2 - Зависимость ЧДД элемента разработки от расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами для различных длин ГС в пласте
Рисунок 3 - Зависимость ЧДД элемента разработки от расстояния между трещинами ГРП
для различных длин ГС в пласте
Рисунок 4 - Зависимость Р1 элемента разработки от длины ГС в пласте
Сравнение выполнялось для групп лучших и худших по ФЕС участков Айтор и Пойма, Юг-1 и Юг-2. Сопоставлялись системы при следующих параметрах: Ннн = 8 м, расстояние между скважинами - 400 м, между крыльями ГРП - 50 м.
При увеличении длины ГС в системе ГС/ННС требуется большое количество нагнетательных скважин, поэтому эффективность данной сетки изменяется слабо, так, например, для ГС 2000 м требуется 5 нагнетательных ННС. При замене нагнетательных ННС на ГС с МГРП экономическая эффективность резко вырастает, поэтому уже с длины 800 м более перспективна сетка ГС/ГС, но вместе с тем возрастают и риски.
Для принятия решения о тиражировании конкурирующей системы ГС 1200 м с 14 ГРП необходимо проводить опытно промышленные работы.
В процессе анализа было обнаружено, что существует альтернативный, наиболее рентабельный вариант разработки - бурение двухкилометровых горизонтальных добывающих и горизонтальных нагнетательных скважин. Следует отметить, что расчет выполнялся с рядом важных допущений, в том числе и сохранением 75 % успешности проведения МГРП. Поэтому, прежде
чем рекомендовать данный вариант к внедрению или проведению ОПР, необходимо опробовать технологию бурения 1200 метровых и более горизонтальных скважин.
По результатам анализа наиболее перспективная для тиражирования по соотношению доход/риск система ГСдоб 600 м + 7ГРП / ННСнаг + ГРП.
Можно сделать вывод, что переход к горизонтальному бурению расширяет рентабельные области размещения фонда на отложениях викуловской свиты, поскольку экономическая эффективность бурения ГС выше, чем ННС. В таблице 1 на примере участка Пойма показано преимущество систем ГС по сравнению с ННС.
Таблица 1 - Сравнение систем ГС/ННС и ННС на примере участка Пойма
ННС ^=400м) ГС ^=400м, Ьдоб=600м)
Ннн ЭДн на скв. КИН NPV Б! Ннн ЭДн на скв. КИН NPV Р1
м тыс.т. д.ед. млн руб. д.ед. м тыс.т д.ед. млн руб. д.ед.
6 18,1 0,227 -577 0,72 6 57,3 0,343 63 1,36
8 23,5 0,227 -93 0,95 8 66,7 0,299 101 1,57
В результате проведенных исследований по опыту применения ГС+МГРП получены следующие выводы:
- для снижения рисков по геологии необходимо детальное геологическое сопровождение бурения;
- получен положительный опыт организации системы ППД через нагнетательные ННС+ГРП: отмечается стабилизация и рост дебитов жидкости и нефти в добывающих ГС+МГРП;
- в условиях имеющегося в настоящее время налогового стимулирования, позволяющего с относительной безубыточностью разрабатывать нерентабельные объекты, реализация потенциала тюменской свиты вполне объективна в ближайшие годы;
- учитывая незначительный период разработки оценить перспективы по накопленной добыче на основе общепринятых характеристик вытеснения не представляется возможным.
Библиографический список:
5. Методы увеличения нефтеотдачи и технология АСП, Я.Е. Волокитин, М.Ю. Шустер, В.М. Карпан, 2015.
6. Уточнение геологического строения тюменской свиты Красноленинского месторождения с разработкой рекомендаций и выделением первоочередных участков для разведочного и опережающего эксплуатационного бурения».
7. Дополнение к технологической схеме разработки Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения в границах Каменного (Западная часть) лицензионного участка», 2019.
