CC BY
9УДК 608.2
Павлов А.С.
инженер II категории ТО «СургутНИПИнефть» (г. Тюмень, Россия)
Карпов Д.О.
инженер II категории ТО «СургутНИПИнефть» (г. Тюмень, Россия)
ВЫБОР ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ТЮМЕНСКОЙ СВИТЫ
Аннотация: нефтегазовыми компаниями активно применяется технология бурения горизонтальных скважин с МСГРП. В ходе работы выполнено сравнение показателей разработки по вариантам с различной плотностью сетки при различном размещении горизонтальных скважин с МСГРП относительно распространения трещин ГРП.
Ключевые слова: МСГРП, моделирование, разработка месторождений.
Нефтегазовыми компаниями проводится большое количество специальных исследований скважин. При помощи пластового микросканера выявлено преобладающее направление развития трещин ГРП - 150°-170° и 330°-350° на месторождениях ПАО Сургутнефтегаз в Западной Сибири [1]. (рис. 1)
Рисунок 1. Результаты исследований по определению азимутов трещин ГРП ПАО «Сургутнефтегаз»
Преимущественное направление распространения трещин ГРП связывается с наличием в пластах регионального стресса.
Результаты проведенных исследований компании реализуют по-разному. К примеру, ПАО Газпром нефть на Приобском месторождении бурят горизонтальные скважины вдоль стресса (рис. 2). ПАО НК Роснефть на Самотлорском месторождении осуществляет бурение горизонтальных скважины поперек стресса (рис. 3).
Рисунок 2. Бурение горизонтальных Рисунок 3. Бурение горизонтальных скважин с МСГРП вдоль стресса на скважин с МСГРП поперек стрессу на
Приобском месторождении [2]
Самотлорском месторождении [3]
Применение технологии МСГРП на сегодняшний день доказало свою эффективность. Дебиты нефти и жидкости в 2-3 раза превышают дебиты ННС.
Исследование проведено на примере пласта ЮС2/1 реального месторождения. Отложения пласта представлены переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород, часто обогащенных углистым материалом, имеют сложный литологический состав, изменчивы, не выдержаны по площади и разрезу.
Фильтрационно-емкостные свойства пласта крайне низкие: проницаемость около 3 мД, расчлененность от 2 до 8 пропластков (в среднем 4), средняя нефтенасыщенная толщина составляет 2,4 м. На дату составления модели фонд скважин составляет 66, из них добывающих - 48, нагнетательных - 18. Реализация фонда составляет 33%.
На данный момент пласт ЮС2/1 эксплуатируется с применением площадной обращенной девятиточечной системы разработки с плотностью сетки 25 га/скв (в дальнейшем вариант 1).
В данной работе рассматриваются варианты применения различных систем разработки для объекта ЮС2/1. Варианты рассчитаны с начала разработки объекта. Фактические показатели эксплуатации использовались только для адаптации гидродинамической модели и определения эксплуатационных характеристик работы скважин, таких как коэффициент продуктивности, скин-фактор и другие.
Вариант 1 предусматривает применение площадной обращенной девятиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 500 метров. (рис. 4)
Рисунок 4. Вариант 1, площадная девятиточечная система разработки.
Вариант 2 предусматривает применение площадной пятиточечной системы разработки с бурением горизонтальных скважин с МСГРП с расстоянием между скважинами 500 метров. (рис. 5)
Рисунок 5. Вариант 2, площадная пятиточечная система разработки.
Варианты 3 и 4 предусматривают применение линейных однорядных систем разработки с бурением горизонтальных скважин с МСГРП с расстоянием между скважинами 500 метров. В варианте 3 скважины направленны вдоль линии стресса, в варианте 4 - поперек. (рис. 6 и 7)
Рисунок 6. Вариант 3, линейная однорядная система разработки с расположением горизонтальных скважин вдоль линии стресса
Рисунок 7. Вариант 4, линейная однорядная система разработки с расположением горизонтальных скважин поперек линии стресса
В результате сравнения технико-экономических показателей за 35 лет разработки по удельной добыче нефти на скважину и ЧДД наиболее эффективным является вариант 2 с применением пятиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 500 метров, с применением добывающих горизонтальных скважин с МСГРП и нагнетательных наклонно-направленных скважин.
При этом, наиболее высокий КИН достигается в варианте разработки 3 с применением линейной однорядной системы разработки с расстоянием между скважинами 500 м и размещением ГС вдоль стресса (табл. 1).
Таблица 1. Основные технико-экономические показатели разработки
Варианты разработки 9т 500м 5т 500м Вдоль 500м Поперек 500м
Добыча нефти с начала разработки тыс.т 2078 2943 3161 3146
Плотность сетки скважин га/скв 25 17 13,7 14,2
КИН доли.ед 0,205 0,291 0,312 0,311
Удельная добыча (доб) тыс.т/скв 14,2 42 59,6 59,4
Удельная добыча (доб+наг) тыс.т/скв 10,3 25,2 16,6 17,4
Добывающие скв 146 70 53 53
Нагнетательные скв 55 47 138 128
Добывающие+нагнетательные скв 201 117 191 181
ЧДД млн.руб 3153 5211 5181 5187
По результатам расчетов для объекта ЮС2/1 рассматриваемого месторождения наибольшей экономической целесообразностью характеризуется применение варианта разработки 2 с реализацией применением площадной пятиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 500 м.
Данный вариант включен в проектный документ 2022 года в качестве рекомендуемого к реализации.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. В.Р. Байрамов Опыт разработки ТРИЗ на месторождениях
ПАО «Сургутнефтегаз» // Конференция Лисовского. - 2021. - с.20
2. А.Н. Ситников, Р.Н. Асмандияров Выбор лучших технологических решений для повышения эффективности применения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта на Приобском месторождении ПАО «Газпром нефть» // Нефтяное хозяйство. - 2017. - с. 46-48
3. Д.С. Смирнов, И.В. Савченко Эволюция проектных решений по разработке краевых зон пласта АВ11-2 «Рябчик» Самотлорского месторождения ООО «ТННЦ» // Нефтепромысловое дело. - с. 6-7
Pavlov A.S.
2nd category engineer TO «SurgutNIPIneft» (Tyumen, Russia)
Karpov D.O.
2nd category engineer TO «SurgutNIPIneft» (Tyumen, Russia)
SELECTION OF OPTION FOR DEVELOPMENT OF PRODUCTIVE DEPOSITS OF TYUMEN FORMATION
Abstract: oil and gas companies actively use the technology of drilling horizontal wells with MSHF. In the course of the work, a comparison was made of development indicators for options with different grid density at different placement of horizontal wells with multistage hydraulic fracturing relative to the propagation of hydraulic fractures.
Keywords: MSHF, hydrodynamic modeling, field development.
