Русское нефтегазо-
конденсатное
месторождение
конденсатное
месторождение
Ткаченко Е.И., Широков А.С., Грандов Д.В.,
Еремин С.А., Тайлаков П.И.
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»
Еремин С.А., Тайлаков П.И.
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»
Обоснование проектных решений для крупных и уникальных месторождений зачастую осложнено тем, что эффективная выработка запасов различных частей протяженных залежей (ВНЗ/ГНВЗ, монолитный/расчлененный коллектор) достигается только при использовании дифференцированных подходов (схема размещения/тип заканчивания скважин, наличие/отсутствие дополнительного воздействия на призабойную зону пласта).
На начальной стадии разработки ограниченный объем достоверной промысловой информации вносит значительную неопределенность в результаты прогноза даже при краткосрочном планировании. Таким образом, в период, предшествующий полномасштабной разработке крупных месторождений, особенно на залежах, содержащих трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ), целесообразна организация участков опытно-промышленной разработки (ОПР) для фактического подтверждения теоретических изысканий.
Предметом настоящей публикации служит пласт ПК1-7 Русского нефтегазоконденсатного месторождения, на котором в период с 2007 по 2014 г. был проведен большой объем опытных работ для подготовки к вводу в промышленную разработку [1].
На начальной стадии разработки ограниченный объем достоверной промысловой информации вносит значительную неопределенность в результаты прогноза даже при краткосрочном планировании. Таким образом, в период, предшествующий полномасштабной разработке крупных месторождений, особенно на залежах, содержащих трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ), целесообразна организация участков опытно-промышленной разработки (ОПР) для фактического подтверждения теоретических изысканий.
Предметом настоящей публикации служит пласт ПК1-7 Русского нефтегазоконденсатного месторождения, на котором в период с 2007 по 2014 г. был проведен большой объем опытных работ для подготовки к вводу в промышленную разработку [1].
Вклад результатов опытно-промышленной разработки (ОПР) в формирование концепции разработки базового объекта Русского месторождения. Терригенные отложения покурской свиты (пласт ПК1-7) представлены слабоконсолидированным коллектором (возможны геомеханические эффекты при воздействии на призабойную зону), характеризуются значительной вертикальной (расчлененность > 50) и латеральной неоднородностью. Залежь осложнена наличием газовой шапки — около 70 % запасов сосредоточено в газонефтеводяной зоне (ГНВЗ) — и подстилающей воды. По комплексу обозначенных факторов геологическое строение пласта является сложным,
а запасы нефти относятся к категории трудноизвлекаемых (вязкость — 207 сПз). Русское месторождение открыто в 1968 г. Первые опытные участки были организованы на рубеже
70–80-х годов прошлого века (рис. 1):
а запасы нефти относятся к категории трудноизвлекаемых (вязкость — 207 сПз). Русское месторождение открыто в 1968 г. Первые опытные участки были организованы на рубеже
70–80-х годов прошлого века (рис. 1):
Рис. 1. Схема расположения участков ОПР в 1978–83 гг.
- закачка горячей воды в вертикальные разведочные скважины;
- опробование технологии внутрипластового горения (ВПГ).
В процессе закачки горячей воды отмечалась кратковременная работа скважин с высоким коэффициентом выноса частиц (КВЧ). Ввиду низкой приемистости происходило охлаждение нагнетаемого агента до пластовой температуры. Как следствие — прорыв воды уже через два месяца эксплуатации. При реализации ВПГ прорыв продуктов горения отмечался еще быстрее
— через 7 суток, при этом по результатам промыслово-геофизического исследования скважин (ПГИС) охват пласта процессом горения не превысил 0,1 д. ед. [2], что характеризовало технологию как малоперспективную.
Следующий этап опытно-промышленной разработки Русского месторождения начался в 2007 г. после более чем двадцатилетнего перерыва (рис. 2).
Рис. 2. Схема расположения участков ОПР 2007–2014 гг.
В характерных геологических зонах (по 2 участка в ГНВЗ и ВНЗ (водонефтяная зона) с разными длинами скважин 500–1 000 м и расстоянием между ними 90–200 м) реализованы четыре пилотных участка — 16 горизонтальных (ГС) и пять наклонно направленных (ННС) скважин [3].
Пилот № 1
На участке отмечается подтверждение эффективности термического заводнения — отсутствие «кинжальных» прорывов на паре скважин 1Г–2Г, в сравнении с закачкой холодной воды — прорыв воды на четвертый месяц после перевода скважины под закачку на паре скважин 3Г–4Г (рис. 3).
Рис. 3. Сопоставление динамики обводнения с момента начала закачки холодной
и горячей воды
и горячей воды
Пилот № 2–3
Определены оптимальные забойные давления для добывающих (55 атм) и нагнетательных
(110 атм) скважин. В начальный период отсутствие контроля режимов эксплуатации приводило к высоким значениям КВЧ (более 1 000 мг/л) и снижению коэффициента продуктивности
(с 3 до 0,4 м3/сут/атм). С 2013 г. осуществляется плавный вывод скважин на целевые забойные давления по 0,5–1 атм/сут и соблюдаются ограничения по величине забойного давления.
Кроме этого, выполнено ранжирование систем заканчивания по эффективности удерживающей способности (система с гравийной набивкой, щелевые, сетчатые, проволочные, премиум-фильтры). Следует отметить, что при условии соблюдения целевых режимов эксплуатации по всем типам фильтров отмечаются приемлемые величины КВЧ (около 100 мг/л). В настоящее время для массового внедрения запланированы оптимальные по цене щелевые фильтры 500 и 300 микрон для нагнетательных и добывающих скважин.
(110 атм) скважин. В начальный период отсутствие контроля режимов эксплуатации приводило к высоким значениям КВЧ (более 1 000 мг/л) и снижению коэффициента продуктивности
(с 3 до 0,4 м3/сут/атм). С 2013 г. осуществляется плавный вывод скважин на целевые забойные давления по 0,5–1 атм/сут и соблюдаются ограничения по величине забойного давления.
Кроме этого, выполнено ранжирование систем заканчивания по эффективности удерживающей способности (система с гравийной набивкой, щелевые, сетчатые, проволочные, премиум-фильтры). Следует отметить, что при условии соблюдения целевых режимов эксплуатации по всем типам фильтров отмечаются приемлемые величины КВЧ (около 100 мг/л). В настоящее время для массового внедрения запланированы оптимальные по цене щелевые фильтры 500 и 300 микрон для нагнетательных и добывающих скважин.
Пилот № 4
Выполнена оценка эффективности вытеснения горизонтальными нагнетательными скважинами в сравнении с наклонно-направленными. В границах замкнутого элемента ННС не обеспечивают компенсацию отборов по причине низких значений коэффициентов приемистости 0,5–2 м3/сут/атм против 8,2 м3/сут/атм.
На результатах, проведенных ОПР, базируются основные проектные решения действующего проектно-технологического документа на разработку месторождения:
- однорядная система размещения горизонтальных скважин со смещением;
- длина скважин ГНВЗ/ВНЗ — 500/1 000 м;
- расстояние в ряду ГНВЗ/ВНЗ — 200/100 м;
- целевой интервал бурения в подгазовой зоне с минимальными отступами
от ГНК и ВНК — 15 и 10 м, соответственно. - агент вытеснения — горячая вода с температурой 80 °С.
Проект «Русское» сегодня
Процесс последовательного снятия рисков, оформленный в виде детально спланированной
и реализованной в полном объеме программы опытно-промышленной работ, можно проследить
по текущему состоянию разработки [4]. Эксплуатационное бурение на Русском месторождении осуществляется опережающими темпами: к настоящему моменту пробурено > 300 скважин, из них
в действующем фонде пребывают порядка 140 добывающих и 10 нагнетательных скважин (количество действующих скважин определяется текущими возможностями подготовки
и транспортировки продукции). Суточная добыча безводной нефти > 5 000 т, газовый фактор
— на уровне начального газосодержания (40 м3/т), КВЧ — 60 мг/л. Эксплуатация скважин осуществляется с учетом инфраструктурных ограничений на забойных давлениях выше целевого
на 10–15 атм. С начала разработки отобрано 3 млн т нефти (рис. 4).
и реализованной в полном объеме программы опытно-промышленной работ, можно проследить
по текущему состоянию разработки [4]. Эксплуатационное бурение на Русском месторождении осуществляется опережающими темпами: к настоящему моменту пробурено > 300 скважин, из них
в действующем фонде пребывают порядка 140 добывающих и 10 нагнетательных скважин (количество действующих скважин определяется текущими возможностями подготовки
и транспортировки продукции). Суточная добыча безводной нефти > 5 000 т, газовый фактор
— на уровне начального газосодержания (40 м3/т), КВЧ — 60 мг/л. Эксплуатация скважин осуществляется с учетом инфраструктурных ограничений на забойных давлениях выше целевого
на 10–15 атм. С начала разработки отобрано 3 млн т нефти (рис. 4).
Рис. 4. Карта накопленных отборов по состоянию на 01.08.2020 г.
Полномасштабное внедрение технологии закачки горячей воды запланировано на первый квартал 2022 г., после ввода в эксплуатацию первого пускового комплекса кустовой насосной станции (КНС). В настоящее время очаги заводнения формируются в тех частях, где это технологически необходимо.
Если проводить сравнение с месторождениями-аналогами, то для случая Русского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) следует отметить более благоприятную динамику развития проекта. В частности, на Восточно-Мессояхском месторождении устойчивый рост обводненности начинался уже в первый год эксплуатации скважин, на Ван-Еганском месторождении эффективными показали себя только скважины с гравийной набивкой, которые существенно дороже стандартных систем заканчивания (щелевые, проволочные фильтры), на Северо-Комсомольском месторождении имеют место прорывы газа из газовой шапки [5].
Если проводить сравнение с месторождениями-аналогами, то для случая Русского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) следует отметить более благоприятную динамику развития проекта. В частности, на Восточно-Мессояхском месторождении устойчивый рост обводненности начинался уже в первый год эксплуатации скважин, на Ван-Еганском месторождении эффективными показали себя только скважины с гравийной набивкой, которые существенно дороже стандартных систем заканчивания (щелевые, проволочные фильтры), на Северо-Комсомольском месторождении имеют место прорывы газа из газовой шапки [5].
Реализуемые и планируемые участки ОПР
Несмотря на тот факт, что развитие проекта осуществляется в полном соответствии с действующей документацией, работы по оптимизации технико-экономической эффективности проектных решений Русского месторождения продолжаются и в настоящее время [6].
Многозабойные скважины (МЗС)
В 2018–2020 гг. в эксплуатацию были введены 27 МЗС, в том числе двуствольных — 24, по типу "fishbone" — 3. По факту запуска МЗС отмечается прирост стартового коэффициента продуктивности на 38 % относительно ГС (табл. 1). В первый год эксплуатации темпы падения дебита нефти (отношение текущего дебита к начальному) по МЗС близки к темпам падения по ГС и составляют
— 0,54. Эффективность эксплуатации достигается за счет более высоких стартовых дебитов нефти. По итогам опытно-промышленной эксплуатации МЗС в 2020 г. принято решение о тиражировании данной технологии в среднесрочном горизонте планирования в количестве более 140 единиц.
— 0,54. Эффективность эксплуатации достигается за счет более высоких стартовых дебитов нефти. По итогам опытно-промышленной эксплуатации МЗС в 2020 г. принято решение о тиражировании данной технологии в среднесрочном горизонте планирования в количестве более 140 единиц.
Табл. 1. Сравнение параметров работы МЗС и ГС
Табл. 2. Сравнение параметров работы скважин участков ОПР в 2018–2020 гг.
«Длинные» скважины в ГНВЗ
В соответствии с действующими проектными решениями успешно реализуется строительство «длинных» (L=1 000–1 200 м) горизонтальных скважин для апробации на участках опытно-промышленных работ (табл. 2). Целью ОПР является сопоставление эффективности работы в одинаковых геологических условиях (зона ГНВЗ) скважин проектной длины (L = 500 м) и «длинных» скважин.
По факту запуска отмечается двукратное превосходство стартовых дебитов «длинных» скважин, динамика газового фактора и обводненность за непродолжительный период эксплуатации сопоставимы. В настоящее время продолжается опытно-промышленная эксплуатация, основной задачей которой является оценка реакции «длинных» скважин на закачку, а также рисков конусообразования газа и прорывов подстилающей воды. Решение о тиражировании данной технологии будет принято после получения и анализа дополнительной промысловой информации.
По факту запуска отмечается двукратное превосходство стартовых дебитов «длинных» скважин, динамика газового фактора и обводненность за непродолжительный период эксплуатации сопоставимы. В настоящее время продолжается опытно-промышленная эксплуатация, основной задачей которой является оценка реакции «длинных» скважин на закачку, а также рисков конусообразования газа и прорывов подстилающей воды. Решение о тиражировании данной технологии будет принято после получения и анализа дополнительной промысловой информации.
Полимерное заводнение
Перспективные направления опытно-промышленных работ на Русском месторождении связаны
с опробованием технологии вытеснения нефти раствором полимера. Планируется формирование двух участков с разными темпами закачки полимера (рис. 5).
В пределах элемента 1 планируется закачка полимерного раствора с начала организации закачки
с постепенным увеличением концентрации до целевого значения — 0,07 %. Во втором элементе на первом этапе планируется закачка воды (до развития в добывающей скважине обводненности
30–50 %) с переходом на закачку полимера.
В настоящее время бурение на участке ОПР завершено, проводка всех скважин выполнена в пласт ПК1-1, обладающий высокой связностью, средняя эффективность проходки — 85 %. Начало работ (добыча, гидропрослушивание) — октябрь 2020 г., закачка воды и полимера — апрель 2021 г.
с опробованием технологии вытеснения нефти раствором полимера. Планируется формирование двух участков с разными темпами закачки полимера (рис. 5).
В пределах элемента 1 планируется закачка полимерного раствора с начала организации закачки
с постепенным увеличением концентрации до целевого значения — 0,07 %. Во втором элементе на первом этапе планируется закачка воды (до развития в добывающей скважине обводненности
30–50 %) с переходом на закачку полимера.
В настоящее время бурение на участке ОПР завершено, проводка всех скважин выполнена в пласт ПК1-1, обладающий высокой связностью, средняя эффективность проходки — 85 %. Начало работ (добыча, гидропрослушивание) — октябрь 2020 г., закачка воды и полимера — апрель 2021 г.
ИТОГИ
Выполненные и реализуемые ОПР на Русском месторождении служат основой при составлении проектно-технологических документов и являются одним из главных критериев для тиражирования испытываемых технологий.
Текущее состояние разработки месторождения подтверждает, что для эффективной выработки трудноизвлекаемых запасов нефти необходимо проведение опытно-промышленных работ различной направленности.
Текущее состояние разработки месторождения подтверждает, что для эффективной выработки трудноизвлекаемых запасов нефти необходимо проведение опытно-промышленных работ различной направленности.
ВЫВОДЫ
Организация участков ОПР как до, так и после ввода в полномасштабную разработку позволяет получать максимальный объем достоверной информации для принятия обоснованных решений на ключевых стадиях развития проекта.
ЛИТЕРАТУРА
1. Корабельников А.И., Иванцов Н.Н., Гринченко А.А., Волков В.В., Сельский А.А. Современные подходы к решению задач разработки Русского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2008. № 12. С. 46–49.
2. Туленков С.В., Мачехин Д.С., Вологодский К.В., Гайдуков Л.А., Родионов А.Е., Северинов Э.В. Особенности планирования, проведения и интерпретации результатов пилотных работ на Русском месторождении высоковязкой нефти (часть 1) // Нефтяное хозяйство. 2013. № 10. С. 70–73.
3. Поспелова Т.А. Русанов А.С., Еремин С.А., Туленков С.В., Разяпов А. Основные принципы разработки Русского месторождения. Тюмень: ТННЦ. Сборник научных трудов, 2016. № 2. С. 174–175.
4. Дополнение к технологической схеме разработки Русского нефтегазоконденсатного месторождения. Тюмень: ТННЦ, 2020.
5. Эдельман И.Я., Иванцов Н.Н., Шандрыгин А.Н., Макаров Е.М., Закиров И.С. Подходы к разработке месторождений высоковязкой нефти в арктических условиях на примере Русского месторождения // SPE 149917. 2011.
6. Васильев В.В., Иванцов Н.Н., Лапин К.Г., Волгин Е.Р., Торопов К.В. Поиск новых решений для оптимизации разработки Русского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2018. № 4. С. 46–52.
2. Туленков С.В., Мачехин Д.С., Вологодский К.В., Гайдуков Л.А., Родионов А.Е., Северинов Э.В. Особенности планирования, проведения и интерпретации результатов пилотных работ на Русском месторождении высоковязкой нефти (часть 1) // Нефтяное хозяйство. 2013. № 10. С. 70–73.
3. Поспелова Т.А. Русанов А.С., Еремин С.А., Туленков С.В., Разяпов А. Основные принципы разработки Русского месторождения. Тюмень: ТННЦ. Сборник научных трудов, 2016. № 2. С. 174–175.
4. Дополнение к технологической схеме разработки Русского нефтегазоконденсатного месторождения. Тюмень: ТННЦ, 2020.
5. Эдельман И.Я., Иванцов Н.Н., Шандрыгин А.Н., Макаров Е.М., Закиров И.С. Подходы к разработке месторождений высоковязкой нефти в арктических условиях на примере Русского месторождения // SPE 149917. 2011.
6. Васильев В.В., Иванцов Н.Н., Лапин К.Г., Волгин Е.Р., Торопов К.В. Поиск новых решений для оптимизации разработки Русского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2018. № 4. С. 46–52.
Ткаченко Е.И., Широков А.С., Грандов Д.В., Еремин С.А., Тайлаков П.И.
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия
eitkachenko2@tnnc.rosneft.ru
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия
eitkachenko2@tnnc.rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
На основе фактической промысловой информации и данных гидродинамического моделирования выполнен сравнительный анализ результатов эсплуатации скважин, по итогам которого сформированы основные проектные решения в области разработки месторождения с трудноизвлекаемыми запасами.
опытно-промышленная разработка, трудноизвлекаемые запасы, высоковязкая нефть, сеноман, горизонтальные скважины, многозабойные скважины
Ткаченко Е.И., Широков А.С., Грандов Д.В., Еремин С.А., Тайлаков П.И. Участок опытно-промышленных работ как залог успеха эффективного освоения месторождений с трудноизвлекаемыми запасами // Экспозиция Нефть Газ. 2021. № 1. С. 19–22.
DOI: 10.24412/2076-6785-2021-1-19-22
DOI: 10.24412/2076-6785-2021-1-19-22
15.09.2020
УДК 622.276.1/.4 (571.121)
DOI: 10.24412/2076-6785-2021-1-19-22
DOI: 10.24412/2076-6785-2021-1-19-22
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33