Ключевые слова: МГРП, ГС, МПН, МУН
На 01.01.2017 г. на месторождении в активной разработке находится пласт ПК1–3, в течение 2017 г. планируется ввести в разработку пласты БУ22 и БУ14.
По пласту ПК1–3 с учетом опыта эксплуатации объекта необходимо скорректировать уровни добычи нефти, жидкости и закачки. Оптимизировать темпы бурения. Так же необходимо в работе учесть мероприятия по интенсификации добычи и наметить использование новых технологий с целью максимальной выработки запасов нефти объекта с учетом его крайне сложного геологического строения.
По данным пластам предусмотрена корректировка проектных решений с учетом применения МГРП и бурения горизонтальных скважин с более длинным горизонтальным окончанием.
Объект ПК1–3
По состоянию на 1.01.2017 года на объекте ПК1–3 пробурены 82 добывающие скважины и 29 нагнетательных, 27 из которых еще находятся в отработке на нефть.
Объект разбуривается активными темпами, и за ближайшие три года планируется пробурить порядка 388 скважин. Бурение ведется по проектной системе:
однорядная система горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин (ГС — 1000 м) с направлением стволов вдоль простирания структуры пласта,
расстояние между рядами 300 м,
расстояние между скважинами в ряду 100 м,
смещение нагнетательных рядов относительно добывающих на 200 м.
В дальнейшем предусмотрено уплотнение сетки до 150 м между рядами скважин.
Анализ разработки показал, что фактические дебиты нефти новых скважин ниже проектных показателей (155,8 т/сут — проект, 116 т/сут — факт), это связано с меньшей продуктивностью скважин и с более высокой фактической обводненностью продукции скважин (2,6 % — проект, 18,7 % — факт).
В процессе разбуривания объекта ПК1–3 выявилась неоднородность ФЕС коллектора по площади. Пласт условно можно разделить на две зоны:
центральная зона — выдержанный коллектор с более высокими ФЕС;
краевая зона — высокорасчлененный коллектор с низкими ФЕС.
Продуктивность скважин центральной зоны значительно выше продуктивности скважин, пробуренных в краевой зоне. Подробный анализ различия ФЕС и анализ работы скважин по зонам представлен в главе 3.
В силу значительной разницы продуктивности новых скважин в различных зонах пласта дальнейшее бурение недропользователь сосредоточил в центральной зоне пласта с целью удержания уровня добычи нефти на проектном уровне.
После бурения по проектной однорядной системе с расстоянием между рядами 300 м производили бурение уплотняющих скважин (с расстоянием между рядами до 150 м).
В действующем ПТД предусмотрено уплотняющее бурение с 2049 г. после полного разбуривания пласта по утвержденной системе, однако анализ работы скважин, пробуренных по проектной системе и после уплотнения показал, что раннее уплотнение системы не влияет негативно на продуктивность скважин и позволит более полно выработать пласт и поддерживать добычу нефти на проектном уровне.
Параллельно с бурением недропользователь ведет работу по подбору технологий увеличения продуктивности скважин.
В рамках поиска оптимальной технологии разработки пласта были проведены и планируются к проведению ОПР на участках месторождения:
бурение скважин по конструкции Fishbone;
проведение ГРП и МГРП в рамках пласта ПК1–3;
организация ППД при реализации уплотнённой сетки скважин по различной системе и различной конструкцией нагнетательных скважин;
ФХМ (закачка полимера).
Для проектирования полномасштабной разработки месторождения рассмотрены технологии и решения:
− Бурение скважин по конструкции Fishbone — анализ работы данных скважин показал их высокую эффективность в условиях низких ФЕС, тогда как в выдержанных коллекторах с хорошими ФЕС они сопоставимы с ГС. Таким образом, бурение скважин Fishbone предполагается в подгазовых зонах с низкими ФЕС и расчлененным коллектором.
− Бурение ГС с МГРП — проведение ГРП высокорасчлененного коллектора пласта ПК1–3 актуально с целью увеличения связанности пласта по толщине. Применение МГРП планируется в зонах отсутствия ГШ с низкими ФЕС и высокой расчленённостью.
− Бурение по плотной сетке (150 м) — опыт бурения показал, что бурение скважин по плотной сетке в зонах с повышенными ФЕС не приводит к потере продуктивности скважин и позволяет полностью выработать пласт, не ожидая уплотняющего бурения в более поздний период, а также позволяет держать добычу нефти на проектном уровне. Таким образом, зоны повышенных ФЕС и нефтенасыщенных толщин разбуриваются по плотной сетке скважин с расстоянием между рядами 150 м.
− Организация ППД по однорядной системе — проектной системой разработки является однорядная система (расстояние между рядами — 300 м) с трансформацией в трехрядную (расстояние между рядами — 150 м) бурением скважин дублеров. В текущих условиях разбуривания зон с повышенными ФЕС по плотной сетке скважин (с расстоянием между рядами 150 м) планируется организация ППД по избирательной системе разработки, центральный ряд нагнетательных скважин предусматривает длительную отработку на нефть. В зонах имеющих хорошую связь с аквифером, возможно формирование системы ППД с соотношением 2: 1.
− Физико-химические методы — на стадии высокой обводненности продукции с целью изменения потоков фильтрации через промытые каналы и довытеснения запасов нефти рассматривается закачка полимера.
Вариант 1 (базовый)
Предусматривает организацию однорядной системы заводнения путем разбуривания залежи горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами (длина ГС — 1000 м) с направлением стволов на северо-запад вдоль простирания структуры пласта, при межрядном расстоянии 300 м, расстоянии между скважинами в ряду 100 м и смещении нагнетательных рядов относительно добывающих на 200 м.
На поздней стадии разработки система трансформируется в трехрядную с расстоянием между рядами 150 м, бурением добывающих скважин-дублеров 388 ед.
На краевых участках пласта сетка оптимизируется поворотом ГС в сторону ВНК, что даст возможность поинтервальной изоляции обводнившихся участков от ВНК и заменой нагнетательных скважин на добывающие вдоль периферии пласта. Это позволит увеличить добывающий фонд за счет отказа от ППД в краевых зонах, а также даст более благоприятное расположение добывающих скважин перпендикулярно латеральной анизотропии в условиях естественного режима.
Общий фонд скважин — 1088 ГС, в т. ч. 867 добывающих, из них 388 скважин-дублеров, и 212 нагнетательных.
Фонд скважин для бурения — 1005 ГС, в т. ч. 786 добывающих, из них 365 скважин дублеров и 210 нагнетательных.
Основные показатели варианта:
- Проектные уровни:
добычи нефти 3 912 тыс. т (2017 г.);
добычи жидкости 29 721 тыс. т (2030 г.);
закачки 27 763 тыс. м3 (2027 г.).
- Накопленная добыча нефти — 147,4 млн.т, жидкости — 3 012,3 млн. т,
- закачка — 2 498,3 млн.м3.
- КИН — 0,183 д.ед., Квыт — 0,461 д.ед., Кохв — 0,396 д.ед..
- Срок разработки — 182 года.
Вариант 3 рекомендуемый
Является производным от варианта 2б. В вариантах 2, 2а, 2б определена максимальная нефтеотдача, полученная с использованием первичных методов МУН, для дальнейшего повышения нефтеотдачи необходимо применение физико-химических методов нефтеотдачи — полимерное заводнение. С целью закупоривания высокопроводящих промытых каналов и изменения направления фильтрационных потоков для доотмыва запасов нефти проводится закачка полимера.
В результате проведенного анализа вариант предусматривает использование полимерного заводнения с 2026 г.
Общий фонд скважин — 1255 (1247 ГС), в т. ч. 771 добывающая нефтяная, 9 газовых и 475 нагнетательных.
Фонд скважин для бурения — 1164 ГС, в т. ч. 682 добывающие нефтяные, 9 газовых и 473 нагнетательные.
Основные показатели варианта:
- Проектные уровни:
добычи нефти 4 702 тыс. т (2019 г.);
добычи жидкости 49 393 тыс. т (2050 г.);
закачки 42 043 тыс. м3 (2040 г.).
- Накопленная добыча нефти — 241,9 млн.т, жидкости — 3951,2 млн. т,
- закачка — 3 074,3 млн.м3.
- КИН — 0,300 д.ед., Квыт — 0,461 д.ед., Кохв — 0,651 д.ед.
- Срок разработки — 182 года.
- Программа ГТМ предусматривает:
бурение Fishbone — 44 ед.;
ГС с МГРП — 28 ед.;
бурение ЗБГС — 53 ед.;
закачка полимера в объеме 861514 т чистого полимера.
Рис. 1. Динамика основных технологических показателей по вариантам разработки. Объект ПК1–3.
