УДК 622.276

Проектирование вариантов разработки месторождения N

Схабицкий Геральд Александрович – магистрант кафедры «Моделирование разработки месторождений» Тюменского индустриального университета.

Научный руководитель Забоева Марина Ивановна – кандитат технических наук доцент кафедры РЭНГМ Тюменского индустриального университета.

Аннотация. В статье проведено исследование вариантов разработки месторождения N по результатам расчета на гидродинамической модели и технико-экономических показателей. На основании результатов выполненных исследований выделен оптимальный прогнозный вариант разработки месторождения N; создана гидродинамическая модель, которая позволила произвести расчеты прогнозных вариантов разработки месторождения N.

Ключевые слова: нефтеносность, нефтяное месторождение, продуктивный пласт, эксплуатационный объект, вариант разработки, экономическая оценка.

Keywords: oil content, oil field, productive reservoir, production facility, development option, economic assessment.

На месторождении X промышленная нефтеносность установлена в установлена в терригенных отложениях пласта Ю2 верхней подсвиты тюменской свиты в среднеюрском нефтегазоносном комплексе, где при переиспытании скважины № 310 из пласта Ю2 получен дебит нефти 2,16 м3/сут.

На месторождении выделен один эксплуатационный объект – Ю2 (J2 тюменские, пласт Ю2), по которому сформировано три варианта разработки.

Прогноз технологических показателей выполнен на основе трехмерной геолого-технологической модели месторождения N. Гидродинамические расчеты выполнены в симуляторе tNavigator компании RFD.

На начальном этапе с целью выбора наиболее эффективной системы размещения скважин были проведены оценочные расчеты 10ти вариантов разработки охватывающих всю площадь объекта Ю2 с организацией системы заводнения для поддержания пластового давления и различными системами размещения проектных скважин и их конструкциями:

• Группа вариантов 9-ти точечной системы – размещение наклонно-направленных скважин с ГРП по обращенной 9-ти точечной системе с расстояниями между скважинами 800 м, 600 м, 400 м (Рисунок 1);

Рисунок 1 – Схемы размещения проектных скважин (ННС с ГРП) объекта Ю2 группы вариантов по обращенной 9-ти точечной системе

• Группа вариантов 5-ти точечной системе – размещение наклонно-направленных скважин с ГРП по обращенной 5-ти точечной системе с расстояниями между скважинами 800 м, 600 м, 400 м (Рисунок 2);

Рисунок 2 – Схемы размещения проектных скважин (ННС с ГРП) объекта Ю2 группы вариантов по обращенной 5-ти точечной системе

• Группа вариантов рядной системы – размещение горизонтальных скважин длиной 1000 м с МсГРП (10 стадий) по рядной системе с расстоянием между рядами и скважинами 800 м, 600 м, 400 м (Рисунок 3).

Рисунок 3 – Схемы размещения проектных скважин (ГС длиной 1000 м с МсГРП) объекта Ю2 группы вариантов

по рядной системе

Для всех рассмотренных вариантов выполнена оценка технико-экономической эффективности.

По результатам расчетов на гидродинамической модели было выявлено, что при уплотнении сетки 9-ти точечной и 5-ти точечной систем с сопоставимыми суммарными накопленными объемами добычи нефти и увеличением эксплуатационного фонда – экономическая рентабельность проекта снижается. Так, прирост удельной накопленной добычи нефти на скважину в зонах ЧНЗ – незначительный, а увеличение эксплуатационного фонда в зонах ВНЗ с более интенсивным обводнением влияет на уменьшение удельной накопленной добычи нефти на скважину в целом по объекту Ю2 с 25-29 тыс.т/скв. до 9-14 тыс.т/скв.

При рядном размещении горизонтальных скважин по группе вариантов рядной системы ГС в зонах ЧНЗ – удельная накопленная добыча нефти на скважину в 1,5 раза выше по сравнению с группами вариантов 9-ти точечной и 5-ти точечной систем, однако в зонах ВНЗ отмечается более интенсивное обводнение горизонтальных скважин по сравнению с наклонно-направленными.

Анализ результатов технико-экономических расчетов показывает, что при текущих сценарных условиях все рассмотренные варианты характеризуются отрицательной величиной накопленного потока наличности при дисконте 10% (NPV). В этой ситуации наименее убыточным является вариант с рядным размещением ГС при сетке скважин 400 м  400 м.

С целью сокращения эксплуатационных затрат путем достижения большей добычи нефти и менее интенсивного обводнения проектных скважин в водонефтяных зонах предусмотрена реализация наклонно-направленной конструкции с формированием от внутреннего контура ВНК к краевым зонам обращенной 9-ти точечной системы с расстояниями между скважинами 800 м.

Таким образом, по итогам расчетов в рамках выполнения данной работы по объекту Ю2 сформирован один наиболее оптимальный вариант пробной эксплуатации (Рисунок 4), предусматривающий комбинированную систему разработки:

Рисунок 4 – Схема размещения проектных скважин по рекомендуемому варианту 1объекта Ю2

• в ЧНЗ – размещение горизонтальных скважин длиной 1000 м с МсГРП (10 стадий) по рядной системе с расстоянием между рядами и скважинами – 400 м;
• в ВНЗ – размещение наклонно-направленных скважин по обращенной 9-ти точечной системе с расстоянием между скважинами 800 м.

В целом по месторождению рассчитан вариант разработки, соответствующий показателям варианта пробной эксплуатации по выделенному эксплуатационному объекту Ю2.

С учетом геолого-промысловых условий, в вариант включены следующие положения:

• разработка объекта Ю2 предусматривается с поддержанием пластового давления;
• система размещения скважин – в ЧНЗ – размещение горизонтальных скважин длиной 1000 м с МсГРП (10 стадий) по рядной системе с расстоянием между рядами и скважинами – 400 м; в ВНЗ – размещение наклонно-направленных скважин по обращенной 9-ти точечной системе с расстоянием между скважинами 800 м;
• отключение скважины при достижении хотя бы одного из следующих показателей – дебит нефти – 0,5 т/сут, обводненность – 98 %;
• количество дней работы скважины в первый год – 173 дня, в последующие годы Кэкспл – 0,95.

Вариант 1 предусматривает вывод из ликвидации поисковой скважины № 310_bgs путем бурения бокового горизонтального ствола, ввод в добычу вновь буримых трех разведочных скважин: №№ 401_bgs, 404_bgs – путем бурения боковых горизонтальных стволов и № 403 – основным стволом, бурение 55 эксплуатационных скважин. Длина горизонтального участка горизонтальных скважин и боковых стволов – 1000 м с проведение многостадийного ГРП (10 стадий).

Формирование комбинированной системы разработки: в ЧНЗ – размещение горизонтальных скважин по рядной системе с расстоянием между рядами и скважинами – 400 м; в ВНЗ – размещение наклонно-направленных скважин по обращенной 9-ти точечной системе с расстоянием между скважинами 800 м. Организация системы заводнения путем перевода нагнетательных скважин под закачку воды (с отработкой на нефть пол года). Плотность сетки – 45,3 га/скв.

На полное развитие:

Общий фонд скважин – 66, в том числе добывающих нефтяных – 35 (из них одна поисковая, три разведочные, горизонтальных – 15), нагнетательных – 24 (горизонтальных – 12), водозаборных – 7.

Фонд скважин для бурения – 65, в том числе добывающих нефтяных – 34 (из них три разведочные, горизонтальных – 12), нагнетательных – 24 (горизонтальных – 12), водозаборных – 7.

Смена проектного назначения (вывод из ликвидации и ввод в добычу на нефть) – одна поисковая скважина.

Количество боковых горизонтальных стволов (все добывающие) – 3 скв.-опер.

Накопленная добыча нефти – 1697 тыс.т.

Накопленная добыча растворенного газа – 239 млн.м3.

Коэффициент извлечения нефти – 0,225 при Квыт – 0,379 и Кохв – 0,594.

Список литературы

1. «Оперативный пересчет запасов УВС нефтяного месторождения N ХМАО-ЮГРЫ Тюменской области», ФАН ГКЗ Роснедра (протокол № XX-XX/XXX-пр от XX.XX.XXXX г.), 2021 г.
2. «Проект пробной эксплуатации нефтяного месторождения N ХМАО-ЮГРЫ Тюменской области» (протокол Центральной нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС №XX-XX от XX.XX.XXXX г.).
3. «Проект пробной эксплуатации месторождения N», утвержден Западно-Сибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС (протокол № 29-16 от 11.04.2016).