Критерий выбора способа разработки низкопроницаемых коллекторов

10.04.2018
Источник: Журнал «PROнефть»

Methodology for determination of low-permeability reservoirs development

УДК 622.276.43

Е.В. Белоногов, А.А. Пустовских, к.ф.-м.н., А.Н. Ситников
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Электронный адрес: Belonogov.EV@gazpromneft-ntc.ru, Pustovskikh.AA@gazpromneft-ntc.ru, Sitnikov.AN@gazpromneft-ntc.ru  

Ключевые слова: проницаемость, истощение, заводнение, оптимизация разработки, низкопроницаемые коллекторы  

E.V. Belonogov, A.A. Pustovskikh, A.N. Sitnikov
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

The present work is devoted to the determination of reservoir parameters, in which development efficiency by hori- zontal wells with multistage hydrofracturing with waterflooding concede to the depletion mode. The main factor that reduce development efficiency with waterflooding is low reservoir hydroconductivity and as a consequence long re- sponse time to water injection.
In this paper, NPV is used as development effectiveness criteria. Authors consider the specific example – low-perme- ability reservoirs of the Priob field. Production indicators calculated by methods of numerical hydrodynamic modeling.

Keywords: permeability, depletion, waterflooding, development optimization, low-permeability reservoir

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-1-49-51

Введение

В настоящее время доля легко извлекаемых запасов нефти стремительно сокращается. Это заставляет нефтедобывающие компании вводить в разработку объекты с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). В последние годы выбор оптимального способа разработки низкопроницаемых коллекторов является важнейшей задачей для большинства нефтедобываюших компаний. Это связано с разбуриванием трудноизвлекаемых запасов как на новых активах, так и в краевых зонах старых месторождений.

В течение последних 10 лет тренд на ухудшение коллектроских свойств пластов привел к бурному развитию технологий строительства горизонтальных скважин с многостадийными гидроразрывами пласта (ГРП) и их широкому использованию при формировании систем разработки месторождений РФ. Однако выбор режима разработки остается безальтернативным – заводнение. Тем не менее все чаще в процессе разработки месторождений с низкими ФЕС при организации системы поддержания пластового давления (ППД) сталкиваются с проблемами, связанными с подготовкой воды (очистка от эмульсий и механических примесей, подбор оптимальной минерализации и др.). Без тщательной подготовки воды приемистость нагнетательных скважин может значительно уменьшаться, что приводит к снижению эффективности как мероприятий, связанных с ППД и вытеснением нефти водой, так и всей системы разработки в целом (низкие темпы отбора запасов, низкий коэффициент извлечения нефти).

Высокие капитальные вложения, необходимые для строительства нагнетательных скважин и наземного обустройства (водозаборы, водоводы, кустовые насосные станции и др.), обусловливают значительное снижение экономических показателей разработки. Поэтому целесообразно рассматривать альтернативные варианты и режимы разработки, в том числе разработку на естественном режиме – отказ от организации системы ППД. Большой опыт разработки низкопроницаемых коллекторов на естественном режиме накоплен в Северной Америке на месторождениях Bakken, EagleFord и др.


Рис. 1. Зависимость отношения NPV/NPVmax от времени отработки Tотр на нефть


Рис. 2. Зависимость оптимального времени отработки на нефть Tотр.опт от проницаемости пласта k


Рис. 3. Зависимость показателя NPV/S от проницаемости k для работы системы на режиме истощения (1) и с применением заводнения (2) (S – площадь, га) 

В данной статье рассмотрен вопрос об определении критических значений параметров пласта, при которых естественный режим является экономически более эффективным, чем режим заводнения. Описана идеальная ситуация без учета вышеперечисленных проблем, которые могут возникать при организации системы ППД в низкопроницаемых коллекторах. 

МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ 

Традиционно при формировании систем разработки с заводнением в начальный период времени нагнетательные скважины используются в качестве добывающих. Необходимость данного технологического решения связана с тем, что в низкопроницаемых коллекторах существенная часть добычи приходится на нестационарный режим фильтрации, и это является одной из возможностей повышения экономической эффективности разработки. Определение оптимального времени отработки Tотр.опт (рис. 1) нагнетательных скважин в режиме добычи нефти может быть выполнено различными способами: аналитическими [1], с применением численно-аналитического моделирования [2], трехмерного гидродинамического моделирования. В данной работе для решения этой задачи был использован корпоративный streamline симулятор на трубках тока NumEx, позволяющий проводить многовариантные расчеты технико-экономических показателей разработки. Расчеты были выполнены для условий Приобского месторождения. Сделано предположение о неизменности полной сжимаемости и вязкости нефти по площади месторождения. В этом случае оптимальное время отработки определяется проницаемостью пласта k (рис. 2). Из рис. 2 видно, что при снижении проницаемости с 0,310-3 до 0,110-3 мкм2 оптимальное время отработки резко возрастает от 15 до 90 мес. Очевидно, что разработка месторождения при столь длительной (более 7 лет) работе нагнетательных скважин в качестве добывающих практически является разработкой на естественном режиме, поэтому целесообразно более детально рассматривать возможность выбора такого режима эксплуатации.

Отсутствие системы заводнения, если это учтено в концептуальном проекте разработки, неизбежно отразится на конфигурации сетки и системе заканчивания скважин. В большинстве случаев преимущество имеют системы разработки (при наличии в них нагнетательных скважин), в которых трещины ГРП расположены продольно/субпродольно относительно ствола горизонтальной скважины. В случае разработки на естественном режиме горизонтальные скважины ориентируют так, чтобы трещины ГРП располагались перпендикулярны стволу – это обеспечивает более высокие коэффициент охвата по латерали, дебит и накопленную добычу в период нестационарного режима течения.

В связи с отмеченным для различных значений проницаемости были проведены расчеты эффективных систем разработки, в которых для поиска оптимума по значению NPV варьируются следующие показатели:

–  длина горизонтального ствола и число продольных/поперечных трещин ГРП;

–  плотность сетки скважин;

–  коэффициент деформации сетки;

–  оптимальное время отработки на нефть. Результаты расчетов приведены на рис. 3. По результатам гидродинамического моделирования установлено, что для условий Приобского месторождения при выходе в области нового бурения с ухудшенными ФЕС, где проницаемость пласта составляет 0,110-3 мкм2 и менее, рекомендуется рассмотреть вариант разработки этих областей на режиме истощения.

ВЫВОДЫ 

1. Применение заводнения на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами не всегда экономически эффективно.

2. Для условий конкретных месторождений можно определить пороговое значение проницаемости, ниже которого целесообразно рассмотреть вариант разработки на режиме истощения.

Список литературы

1. Хасанов М.М., Краснов В.А., Коротовских В.А. Определение оптимального периода отработки скважины на нефть // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2007. – № 5. – С. 19–21.

2. Метод определения оптимального времени отработки нагнетательных скважин/А.Н. Ситников, А.А. Пустовских, А.П. Рощектаев, Ц.В. Анджукаев // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 3. – С. 84–87.

3. Prats M., Camacho-Velazquez R., Rodriguez F. One-dimensional Linear Flow with Constant Terminal Pressures // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1999. – V. 38. – No. 13. – DOI: 10.2118/99-13-62. 

Reference

1. Khasanov M.M., Krasnov V.A., Korotovskikh V.A., Determination of the optimal period of oil wells operation (In Russ.), Nauchno-tekhnicheskiy vestnik OAO “NK “Rosneft’, 2007, no. 5, pp. 19–21.

2. Sitnikov A.N., Pustovskikh A.A., Roshchektaev A.P., Andzhukaev Ts.V., A method to determine optimal switching time to injection mode for field development system (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2015, no. 3, pp. 84–87.

3. Prats M., Camacho-Velazquez R., Rodriguez F., One-dimensional linear flow with constant terminal pressures, Journal of Canadian Petroleum Technology, 1999, V. 38, no. 13, DOI: 10.2118/99-13-62.


Авторы статьи:  Е.В. Белоногов, А.А. Пустовских, к.ф.-м.н., А.Н. Ситников
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку