Проблемы разработки низкопроницаемых коллекторов на примере месторождения «К»

Введение

На сегодняшний день эра «легкой нефти» заканчивается и нефтедобывающим компаниям приходится разрабатывать трудноизвлекаемые запасы. В России наибольшие запасы трудноизвлекаемой нефти относятся к низкпороницаемым коллекторам. Для освоения запасов низкопроницаемых коллекторов необходимо применять современные технологии извлечения нефти и разрабатывать новые. К современным технологиям извлечения нефти относятся   системы разработки горизонтальных скважин с многостадийным ГРП, изучению опыта применения которых на примере викуловских отложений месторождения «К» посещена данная работа.

Краткие сведения об объекте ВК_1-3 месторождения К

Объектом исследования были выбраны низкопроницаемые пласты викуловской свиты месторождения «К», запасы нефти которого относятся к водонефтяным зонам. В связи с чем существует проблема разработки вышеупомянутого объекта - отсутствует рентабельная технология разработки краевых низкопроницаемых зон.

Месторождение «К» можно отнести к уникальному по объему геологических и извлекаемых запасов нефти. Промышленная нефтеносность месторождения установлена в отложениях доюрского комплекса, нижнеюрских, среднеюрских и верхнеюрских отложениях, тюменской, абалакской, баженовской, фроловской и викуловской свит (пласты ВК_1-3).

Основными объектами по извлекаемым запасами являются пласты викуловской свиты (53 %), эти запасы сосредоточены в недонасыщенных водонефтяных зонах.

Породы, слагающие викуловскую свиту, имеют преимущественно алеврито - песчаный состав и переслаиваются с пластами и прослоями глин. Песчаные и глинистые пласты часто имеют микрослоистое линзовидное строение. Продуктивными коллекторами викуловской свиты являются крупно-средне- и мелкозернистые песчаники, крупно- и средне зернистые алевролиты, имеющие слоистое строение и содержащие большое количество пелитовой фракции, которая по данным описания шлифов и макроописания керна, присутствует в породах как в рассеянном виде, так и в виде прослоев различной толщины.

Объект ВК_1-3 представлен двумя пластами ВК₁ и ВК_2-3, при этом ВК_2-3 преимущественно водонасыщен (рисунок 1), площадь ВНЗ объекта составляет более 95%. ВК_1-3 характеризуется низкой печанистостью, высокой расчлененностью и пониженной нефтенасыщенностью.

Рисунок 1. Геологический разрез пластов группы ВК

Характерной особенностью продуктивных отложений викуловской свиты является слоистая неоднородность пород по их составу и свойствам, установленная по данным керна на макро-, мезо- и микроуровнях (рисунок 2). Макронеоднородные отложения, связанные с крупными литотипами пород, успешно устанавливаются и оцениваются по данным ГИС.

Рисунок 2. Фотографии керна и фациальная модель ВК_1-3

Разработка объекта ВК_1-3 начата в 1992 году и на сегодняшний день ведется в соответствии с основными положениями проектных документов.

Текущее состояние разработки объекта ВК_1-3 месторождения К

Пласты викуловской свиты ВК₁, ВК_2-3, объединенные в объект разработки ВК_1-3, представляют собой единую гидродинамическую систему и разрабатываются единой сеткой скважин на семи малоамплитудных поднятиях, участках разработки: Пойма, Айтор, 61Р, Центр, Запад, Юг-1 и Юг-2, частично разобщенных водонасыщенными впадинами и зонами недонасыщения. Схема участков по реализованным системам разработки приведена на рисунке 3.

Разработка объекта начата в 1992 году с участка Центр (Сеульское поднятие) и на сегодняшний день ведется в соответствии с основными положениями проектных документов.

С начала разработки добыто 27 837 тыс. т нефти (или 92,9 % от добычи в целом по ЛУ) и 103 218 тыс. т жидкости. Отбор от начальных извлекаемых запасов категории АВ1 составляет 17,9 % при обводненности 84,3 %, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,055 д.ед.

Формирование системы ППД на объекте начато в 1994 году. С начала реализации системы ППД закачано 118 906 тыс.м³ рабочего агента, что позволило компенсировать накопленный отбор жидкости на 104,9 %.

Рисунок 3. Схема участков. Объект ВК_1-3

Динамика основных технологических показателей объекта ВК_1-3 представлена на рисунках 4-5.

Рисунок 4. Объект ВК_1-3. Динамика добычи нефти и жидкости

Рисунок 5. Объект ВК_1-3. Динамика дебитов нефти и жидкости и фонда скважин

Основная часть Каменного (участок 61Р) и Поттымского (участок Юг-1  и ЮГ-2) поднятий разбурены по треугольной сетке с формированием обращенной семиточечной системы. Изначально согласно проектным решениям ТСР 2006 г. предполагалось уплотнение до 13-ти точечной системы, однако по результатам эксплуатации скважин на Сеульском поднятии принято решение разбуренные элементы не уплотнять.

За период освоения и уточнения геологического строения основного объекта реализованы различные системы воздействия. В районе центральной части Сеульского поднятия (участки Запад, Центр) реализована пятирядная система разработки с формированием разрезающих рядов и переходом на блочно-замкнутую (ПСС – 9 га/скв). В пределах участка Запад разбуривание велось по 13-ти точечной схеме, в дальнейшем система трансформирована в рядную (ПСС – 16 га/скв). В последние годы переход от Центральной к Западной части поднятия разбурен уже в соответствии с решениями действующего документа по семиточечной системе (ПСС – 13,9 га/скв).

Системы воздействия на всех участках сформированы полностью. Текущая компенсация изменяется в пределах 96,3 % (участок Айтор) – 158,3 % (участок Центр), в среднем по объекту ВК_1-3 составляя 117,9 %.

За 2019 год в целом по объекту добыто 2 030 тыс. т нефти (из них 28 % добычи обеспечивается скважинами участка Пойма) и 12 905 тыс. т жидкости, закачено 16 132 тыс. м³ воды, текущая компенсация – 117,9 %. Темп отбора от НИЗ – 1,3 %. Средний дебит нефти составил 8,4 т/сут, жидкости – 53,4 т/сут, приемистость составляет 133,3 м³/сут.

Проблематика разработки объекта ВК_1-3

Разработка объекта ВК_1-3 до 2012 года характеризовалась увеличением годовых темпов отбора за счет интенсивного разбуривания площади и массового проведения ГРП. Однако с 2012 года в результате неподтверждения технологической эффективности новых скважин и приостановки бурения темпы добычи стали снижаться.

В 2013-2014 гг. в соответствии с положениями проектного документа продолжено разбуривание участка Юг-1 и единичными скважинами участка Запад. На участке Юг-1 реализован пилотный проект с опробованием технологии бурения горизонтальных скважин с многостадийным ГРП. Пробурено шесть ГС (куст № 49), из них четыре добывающие с длиной горизонтального ствола 1100 м и две нагнетательные с длиной горизонтального ствола 600 м.

В 2015 году реализовано бурение горизонтальных скважин с проведением МГРП на Сеульском поднятии (кусты № 80, № 88).

При опробовании технологий бурения горизонтальных скважин с ГРП в 2013-2015 гг. получены неоднозначные результаты, отмечен уход трещины ГРП в водоносную часть пласта ВК_2-3.

В 2016 году пробурены горизонтальные скважины и опробована технология ГРП Cup2Cup (кусты № 101, № 32), получены положительные результаты. В дальнейшем запланировано увеличение количества ГРП по данной технологии.

В 2017 году на участках Пойма и Юг-1 пробурено и введено в добычу 34 скважины, из них 17 горизонтальных (кусты №№ 32, 451, 31-2, 95). Получены положительные результаты.

В 2018 году объем бурения на объекте ВК_1-3 составляет 78 скважин, в том числе 49 горизонтальных (46 добывающие и 3 нагнетательные). Ввод скважин осуществлялся на участках Пойма, Айтор, 61Р, Запад, Юг-1, Юг-2. Новые скважины кустов № 31-2 (участок Пойма), № 365 (участок 61Р), №№ 84 и 86 (участок Запад), № 100 (участок Юг-2) являются уплотняющими. Ввод данных скважин поспособствовал увеличению темпа падения дебита нефти окружающих скважин в год ввода. Однако в последующие годы эксплуатации потери нефти сокращаются.

В 2019 г. продолжено разбуривание объекта ВК1-3 горизонтальными скважинами. Всего пробурено и введено 80 скважин (из них 42 с горизонтальным окончанием):

• участок «Пойма» - куст № 65 (4 скважины);

• участок «Юг-1» - куст № 48(11 скважин);

• участок «Юг-2» - куст № 96 (11 скважин), куст № 98а (4 скважины), куст № 100 (2 скважины);

• участок «61Р» - куст № 365 (6 скважин);

• участок «Центр» - куст № 355 (16 скважин);

• участок «Айтор» - куст № 127 (1 скважина), куст № 132 (1 скважина), куст № 133 (3 скважины), куст № 312 (21 скважина).

В настоящее время разбурены и вовлечены в активную разработку все куполовидные поднятия, характеризующиеся благоприятными с позиции разработки ФЕС (рисунок 6). Дальнейшие перспективы увеличения и сохранения ежегодных объемов добычи нефти связаны со смещением ковра бурения в краевые районы. С позиции добывного потенциала данные районы неблагоприятные: сокращение нефтенасыщенных толщин и низкая плотность запасов, отсутствие уверенной глинистой перемычки между нефтенасыщенным пластом ВК₁ и преимущественно водонасыщенным пластом ВК_2-3.

Рисунок 6. Разбуренные зоны викуловской свиты

В действующем проектном документе предусмотрено тиражирование технологии ГС с МГРП. Размещение скважин по рядной системе: добывающие ГС 600 м с МГРП, нагнетательные ННС с ГРП. Запланировано продолжение пилотных работ по оценке потенциала и развитию технологии ГС с МГРП (увеличение длины ГС и стадий ГРП) и МЗГС.

Также в проектного документе сказано, что согласно экономической оценке инвестиции в бурение в условиях действующей системы налогообложения являются не окупаемыми (индекс доходности инвестиций – 0,72 д.ед.).

Вышеизложенное говорит о том, что необходимо продолжить поиск оптимального решения для разработки краевых зон викуловской свиты.

Заключение

Перспективы добычи нефти на месторождении К связаны со смещением ковра бурения в краевые недонасыщенные районы с ухудшенными ФЕС, разработка, которых нерентабельна традиционными технологиями.

Для решения проблемы с 2013 года на объекте ВК_1-3 выполняются опытно-промышленные работы по испытанию скважин с горизонтальным окончанием. Испытаны различные системы заканчивания скважин и технологии проведения МГРП. С 2017 года тиражируется бурение скважин с горизонтальным окончание длиной 600 м и технологией освоения Cup2Cup, в качестве нагнетательных применяются наклонно-направленные скважины, система разработки рядная. Данное решение было закреплено в действующем проектном документе.

Применение новой технологии позволяет дополнительно вовлечь в разработку часть запасов краевых зон, но при этом в целом опция бурения на объекте остается нерентабельной, что отмечено в действующем проектном документе на разработку месторождения К, поэтому требуется решить оптимизационную задачу поиска рентабельной технологии разработки этих зон.