Формирование технологических решений

по разработке залежей ТРИЗ

Анкудинов А.А., Архипов В.Н., Стариков М.А.



ООО «Тюменский нефтяной

научный центр»

Трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ) характеризуются неблагоприятными для извлечения условиями с позиции свойств нефти либо условий залегания (сосредоточены в залежах низкопроницаемых коллекторов). На данный момент добыча осуществляется преимущественно из традиционных коллекторов, но, как правило, именно сложные запасы обеспечивают основной прирост ресурсной базы нефтяных компаний. Освоение ТРИЗ требует применения новых технологий добычи и значительных капитальных вложений. Залежи нетрадиционных коллекторов характеризуются высокой изменчивостью геологического строения и фильтрационно-емкостных свойств в зависимости от региона, что диктует необходимость выработки индивидуального подхода к их разработке. Авторами в статье на примере нефтяного месторождения, расположенного в Арктической зоне Российской Федерации, рассматривается подход к выработке технологических решений для ввода в разработку залежи ТРИЗ, характеризующейся низкой проницаемостью, высокой неоднородностью и наличием аномально высокого пластового давления (АВПД).
Введение
В настоящее время компания ПАО «НК «Роснефть» активно реализует комплексную стратегию в области геологоразведочных работ в Арктической зоне Российской Федерации. Потенциал по добыче углеводорода (УВ) месторождений на стадии геолого-разведочных работ (ГРР) преимущественно связан с разведанными запасами, которые относятся к категории трудноизвлекаемых. Рассматриваемое месторождение несмотря на значительные запасы не вводилось в разработку из-за отсутствия рентабельных способов добычи.
Основным объектом разработки являются клиноформные отложения нижнехетской свиты, являющиеся аналогом ачимовской свиты. Коллектор представлен чередованием глинистых и песчано-алевритовых пачек. Линзы продуктивного пласта формировались преимущественно благодаря наличию компенсационной впадины — мини-бассейна седиментации, а также наличию многочисленных подводных каналов, все это привело к тому, что отдельные конусы выноса перекрывались между собой, формируя сложнопостроенное песчаное тело, вытянутое на значительное расстояние, с юго-запада на северо-восток, повторяя границы мини-бассейна седиментации. К основным особенностям объекта относятся: низкая проницаемость
(0,1–10 мД, в среднем 0,98 мД), обширный этаж нефтеносности (до 100 м), высокая зональная неоднородность и значительная расчлененность (8–30). Таким образом, объект характеризуется сложным геологическим строением и крайне низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), что определяет низкую технологическую эффективность применения традиционных методов освоения скважин и добычи.

Одной из главных характерных особенностей коллекторов нижнехетской свиты в рассматриваемом районе является наличие аномально высокого пластового давления (АВПД) с коэффициентом аномальности 1,6. Основными механизмами образования таких зон в условиях описываемого месторождения могут служить уплотнение глинистых пород, процессы осмоса и геотермические условия недр. Наличие АВПД оказывает как позитивное, так и негативное влияние на подход к разработке. Превышение пластового давления над гидростатическим увеличивает стартовые дебиты добывающих скважин, время естественной эксплуатации без применения вторичных методов, в то же время является осложняющим фактором при бурении и освоении скважин. Возникает необходимость подбора оптимальной конструкции скважин, технологии бурения и цементирования для исключения возможных аварий и осложнений, что ведет к увеличению стоимости. Проведение гидравлического разрыва пласта также осложнено в условиях АВПД, что связано с высокими давлениями закачки.

Помимо сложного геологического строения, отягощающим фактором для начала разработки является суровый климат регионов Крайнего Севера, сложный природный рельеф, удаленность от инфраструктурных объектов и транспортных артерий. Ближайшее эксплуатируемое месторождение с развитой инфраструктурой расположено на удалении 160 км. Доставка груза осуществляется в период речной навигации по полноводной реке до порта и далее на объекты строительства и эксплуатации по зимникам.
До ввода в эксплуатацию магистрального трубопровода необходимо предусмотреть варианты утилизации продукции на период опытно-промышленных работ. В основе одного из перспективных вариантов эвакуации нефти рассматривается несколько опций, в т.ч. предполагается организация временного подземного хранилища нефти (ВПХН) в вышележащих пластах.
Технологии разработки залежей ТРИЗ
Анализ опыта разработки месторождений-аналогов позволяет определить основной пул используемых актуальных технологических решений. Подбор месторождений-аналогов осуществлялся на основе базовых параметров пласта: ФЕС, свойств пластовых флюидов, геологического возраста и условий осадконакопления. Важно отметить, что ключевой характеристикой в условиях рассматриваемого месторождения является ультранизкая проницаемость. По каждому соответствующему критериям месторождению произведен анализ используемой сетки скважин, методов заканчивания и механизма добычи.
В силу того, что в Российской Федераций акцент с разработки традиционных коллекторов на ТРИЗ начал смещаться сравнительно недавно, накопленного опыта оказывается недостаточно. Еще в 2010 г. доля ТРИЗ в общей добыче составляла всего лишь порядка 8%, на 2019 г. этот показатель вырос до 20 % [1].
В пределах Российской Федерации разработка высоконеоднородных низкопроницаемых коллекторов сосредоточена в Западной Сибири. Месторождения характеризуются низкими толщинами, разработка ведется преимущественно транзитным, возвратным фондом скважин, бурением боковых стволов для повышения рентабельности разработки. Наиболее представительным разрабатываемым аналогом в ПАО «НК «Роснефть» является Приобское месторождение. Пласт АС11 характеризуется схожим клиноформным строением, низкой проницаемостью и высокой неоднородностью.
В то же время в Северной Америке с начала 2000-х годов ведется активная разработка трудноизвлекаемых запасов, пробурены десятки тысяч скважин, ведется совершенствование технологий. Месторождения США относятся к сланцам, имеют отличные условиях образования, проницаемость матрицы сланцев в несколько раз ниже рассматриваемого коллектора, поэтому они не могут считаться аналогами.
Более походящими с точки зрения геолого-физической характеристики являются месторождения Канады. Пик добычи последних лет связан с активной разработкой низкопроницаемых коллекторов с легкой нефтью горизонтальными скважинами с МГРП. На данный момент пробурено более 29 тысяч скважин, накоплен значительный опыт по разработке, закачиванию, технологиям ГРП, данные открыты и доступны для анализа [2]. Анализ проведен по ближайшим аналогам
Bakken View, Pembina, Shaunavon, которые характеризуются ультранизкой проницаемостью и схожими свойствами пластовых флюидов (табл. 1). Месторождения являются крупнейшими в Канаде, с длительной историей разработки, таким образом, имеется возможность отследить эволюцию применяемых технологий и определить перспективные направления.
Резюмируя анализ опыта аналогов, можно выделить несколько ключевых аспектов подхода к разработке неоднородных и низкопроницаемых коллекторов:
• смещение акцента с разработки вертикальными скважинами на использование рядных систем с увеличением плотности сетки, межрядное расстояние 200–400 м;
• выбор в качестве базовой технологии разработки бурение протяженных горизонтальных скважин с МГРП. Длина горизонтального ствола 500–1 600 м
с 5–20 стадиями МГРП, на сегодняшний день прослеживается тенденция к увеличению длины ГС до 2 400–3 200 м с сохранением плотности размещения портов ГРП;
• разработка на истощении более эффективна с использованием ГС с поперечными трещинами ГРП по сравнению с продольными;
• целесообразность применения системы поддержания пластового давления (ППД) решается на этапе ОПР. Эффект от ППД прослеживается при проницаемости более 1 мД [2, 3] через 5–15 месяцев после начала закачки, при меньших проницаемостях явно выраженный эффект отсутствует.
В настоящее время рассматриваемое месторождение находится на стадии геологоразведочных работ, собственными данными для проектирования разработки служат результаты опробований поисково-разведочных скважин. В то же время в условиях ТРИЗ с АВПД для повышения эффективности разработки и максимизации добычи необходимо движение в сторону совершенствования технологий. С этой целью планируется пошаговое тестирование и оптимизация технологий ГРП, компоновок заканчивания, агентов воздействия на этапе опытно промышленных работ (ОПР).
Тестирование технологий ГРП
Как показывает практика разработки ультра- и низкопроницаемых коллекторов, проведение ГРП позволяет получить кратный прирост дебита жидкости и, как следствие, дебита нефти [4]. В рассматриваемых условиях проведение ГРП является не столько методом интенсификации добычи, сколько эффективной технологией разработки. Таким образом, совершенствование технологий ГРП является одной из ключевых задач ОПР, влияющих на технологическую и экономическую составляющие проекта.
По мере выполнения ОПР предполагается движение от стандартных ГРП с применением гуаровых жидкостных систем к гибридным системам и альтернативным жидкостям на основе полиакриламида (ПАА). В случае подтверждения геомеханических свойств породы, позволяющих создавать вторичную трещиноватость, рассматривается возможность опробования подходов к ГРП с высокоскоростными закачками и использованием различных типов жидкостей.
При переходе от одной технологии ГРП к другой необходимо учитывать опыт, технические возможности и ресурсы сервисной компании по ГРП. В период реализации проекта в направлении ГРП могут появиться новые технологии и решения, которые будут рассмотрены к внедрению. Концептуальная схема развития подхода к планированию ГРП представлена на рисунке 1.


Рис. 1. Стратегия реализации ГРП на участках ОПР

Текущие решения и потенциальное развитие компоновок заканчивания для МГРП
В качестве компоновки заканчивания для МГРП на первоочередных участках ОПР выбрана нецементируемая компоновка хвостовика с муфтами ГРП, активируемых растворимыми шарами, с возможностью закрытия/открытия после разбуривания посадочных седел. Данная компоновка широко применяется на месторождениях ПАО «НК «Роснефть» (более 70 % скважин с МГРП), наработан большой опыт, максимально проработаны конструкция и технология работы с ней, имеется значительный пул поставщиков оборудования как зарубежных, так и отечественных. Все это позволяет максимально снизить риски на первоначальном этапе ОПР и сосредоточиться на выполнении работ по ГРП и оценке эффективности эксплуатации скважин с МГРП.
Будущее развитие компоновок заканчивания будет зависеть от полученного опыта, понимания эффективности технологий ГРП, длин горизонтальных стволов, дополнительных задач и требований к компоновкам заканчивания. На текущий момент потенциально перспективным решением для условий проекта является технология равнопроходных муфт ГРП, активируемых сбрасываемыми с поверхности пробками (дартами) как растворимыми, так и не растворимыми и технология Plug&Perf на кабеле [5], которые позволяют снять ограничения по количеству стадий ГРП.
Особый интерес для проекта представляет технология Zipper Frac [6]. ГРП по методу Zipper Frac одновременно выполняется на нескольких скважинах, горизонтальные стволы которых пробурены на небольшом расстоянии друг от друга с одной кустовой площадки, при этом соблюдается специальная последовательность стимуляции: между первым и вторым интервалами ГРП размещается третий интервал в соседней скважине. Смена последовательности гидроразрыва изменяет напряжение в области между портами ГРП и активирует дополнительные трещины. Хотя изначально метод Zipper Fraс разрабатывался для повышения операционной эффективности, он обеспечивает и значительные преимущества для добычи — повышение извлекаемых запасов и продуктивности скважин.
Тестирование вытесняющих агентов
Анализируя опыт разработки месторождений аналогов, заводнение является эффективным в среднем при проницаемости более 1 мД. На эффективность ППД оказывает влияние и множество других факторов, таких как расчлененность коллектора, фазовая проницаемость по воде, текущее пластовое давление, технологические ограничения, степень водоподготовки. По результатам анализа керна песчаник нижнехетской свиты находится в диапазоне проницаемости 0,1–10 мД, в среднем 0,98 мД. Таким образом, опираясь на опыт разработки месторождений-аналогов, заводнение может быть малоэффективным в зонах ухудшенных ФЕС и требует доизучения на этапе ОПР.
При наличии зон с ухудшенными ФЕС эффективность заводнения может снижаться. Помимо закачки воды, на участках ОПР рассматривается возможность закачки углеводородного и углекислого газа, комбинации из оторочек газа и воды. Высокое пластовое давление, предположительно, будет обеспечивать смешивающийся режим вытеснения для всех видов газов. При этом необходимо уточнить прогноз пластового давления на момент предполагаемой реализации закачки газа и оценить прогнозируемый режим вытеснения в этих условиях.
По данным мирового опыта, в случае смешивающегося вытеснения при закачке жирного газа, прирост КИН составляет до 8–12 %, в случае закачки CO2 — до 10–15 % [7–9]. Для частичного снятия неопределенностей планируется провести серию лабораторных экспериментов (VIT-тест; определение МДС на длинных трубках; определение Квыт для воды, газа и ВГВ; определение ОФП в системе нефть-вода и нефть-газ). Полученные данные планируется использовать для уточнения эффективности газовых МУН в условиях рассматриваемого месторождения с помощью композиционного гидродинамического моделирования.

Анкудинов А.А., Архипов В.Н., Стариков М.А.

ООО «Тюменский нефтяной
научный центр», Тюмень, Россия

mastarikov@tnnc.rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Выполнен анализ опыта освоения залежей трудноизвлекаемых запасов, выявлены ключевые аспекты разработки низкопроницаемых коллекторов. Сформирован подход
к тестированию технологий ГРП, развития компоновок заканчивания скважин для многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП). Определены потенциально эффективные агенты воздействия для освоения ТРИЗ, составлена программа лабораторных исследований для снятия неопределенностей.
трудноизвлекаемые запасы, низкая проницаемость, гидравлический разрыв пласта
Анкудинов А.А., Архипов В.Н., Стариков М.А. Особенности формирования технологических решений по разработке залежей ТРИЗ, характеризующихся сверхнизкой проницаемостью и наличием аномально высокого пластового давления // Экспозиция Нефть Газ.
2022. № 8. С. 70–74. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-8-70-74
21.11.2022
УДК 622.276
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-8-70-74

Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88