ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ УПЛОТНЯЮЩИХ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИИ «X»

SUBSTANTIATION FOR THE EFFECTIVENESS OF DRILLING INFILL WELLS AT THE FIELD "X"

Daria Mitsukova

Master’s Student, Ufa State Petroleum Technological University, Russia, Ufa

Sergei Belikov

Master’s Student, Ufa State Petroleum Technological University, Russia, Ufa

Rinat Malikov

Master’s Student, Ufa State Petroleum Technological University, Russia, Ufa

Аннотация. Целью данной работы является обоснование эффективности уплотняющего бурения на месторождении «X», характеризующимся наличием остаточных трудноизвлекаемых запасов. На основе результатов гидродинамического моделирования рассчитано приращение добычи нефти и численный прирост КИН, полученные за счёт бурения уплотняющих скважин. Увеличение показателя NPV оценивалось с помощью экономической модели. Получены следующие результаты: добыча нефти возросла на 1434 тыс. т, КИН – на 7%. Прогнозное увеличение NPV составило 597 млн руб. На основе анализа итоговых данных сформировано заключение о целесообразности применения данной технологии в залежах, обладающих наибольшими продуктивными толщинами и остаточными извлекаемыми запасами для увеличения их отборов.

Abstract. The purpose of this work is to substantiate the effectiveness of infill drilling in the "X" field, which is characterized by the presence of residual hard-to-recover reserves. Based on the results of hydrodynamic modeling, the increase in oil production and the numerical increase in oil recovery factor obtained by drilling infill wells were calculated. The increase in NPV was estimated using an economic model. The following results were obtained: oil production increased by 1434 thousand tons, oil recovery factor by 7%. The predicted increase in NPV amounted to 597 million rubles. Based on the analysis of the final data, a conclusion was made on the feasibility of using this technology in deposits with the highest productive thicknesses and residual recoverable reserves to increase their recovery.

Ключевые слова: уплотняющие скважины; увеличение КИН; увеличение NPV; ТРИЗ.

Keywords: infill wells; increase in oil recovery factor; increase in NPV; hard-to-recover reserves.

Вовлечение в разработку остаточных извлекаемых запасов является важной глобальной задачей современной нефтяной промышленности. Одной из причин возрастания числа месторождений с трудноизвлекаемыми запасами стала разработка месторождений в более ранние годы, отличавшаяся избирательным подходом к выработке запасов нефти из участков, характеризующихся наибольшей продуктивностью [1], в то время как отдельные участки оставались слабо охваченными или не охваченными разработкой. Наличие данного факта привело к необходимости использования различных технологий, направленных на решение проблемы их выработки.

Применение третичных методов увеличения нефтеотдачи результативно по отношению к неоднородным по фильтрационно-ёмкостным свойствам, но при этом связанным гидродинамически коллекторам. В случае прерывистых пластов с отсутствием гидродинамической связи наиболее эффективной технологией, увеличивающей коэффициент охвата, является уплотняющее бурение [2-4].

Для оценки приращения добычи нефти рассчитана гидродинамическая модель по одному из участков месторождения. Характерной особенностью данного участка является неравномерная выработка запасов по пластам.

Таблица.

Свойства пластов 1-3

Пласт 3 характеризуется большей продуктивной толщиной по сравнению с пластами 1 и 2. При этом значения пористости, проницаемости более низкие, а расчлененность выше. По этой причине пласт 3 отличается большим содержанием невыработанных остаточных извлекаемых запасов. В связи с этим уплотняющие скважины были предложены к бурению именно на данный пласт.

На рис. 1 показано размещение уплотняющих наклонно-направленных скважин № 29, 4, 8, 7 (отмечены красным цветом).  Остальные скважины отнесены к базовым. С целью поддержания пластового давления скважины № 27 и 43 были переведены из добывающих в нагнетательные. Таким образом, осуществлена трансформация системы разработки из площадной девятиточечной (обращенной) в рядную.

Рисунок 1. Карта остаточных нефтенасыщенных толщин. Скважины, формирующие элемент разработки

Все скважины, представленные на рис. 1, вошли в участок, моделируемый гидродинамической моделью. На основании результатов моделирования построена годовая динамика добычи нефти по уплотняющим и базовым скважинам. Прогноз прироста добычи выполнен до 2030 г. Год начала бурения уплотняющих скважин – 2014.

Рисунок 2. Годовая динамика добычи нефти по базовым и уплотняющим скважинам

Добыча нефти с 2014 по 2030 гг. по базовым скважинам составила 1794 тыс. т, по уплотняющим и базовым – 3228 тыс. т. Дополнительная добыча нефти, полученная от реализации бурения уплотняющих скважин, составила 1434 тыс. т.

Следующий шаг – расчет прироста прогнозного КИН, соответствующего предельной обводненности (98%). Данные по накопленной добычи получены на основании результатов расчета гидродинамической модели.

Геологические запасы данного участка составили 38500 тыс. т.

Накопленная добыча нефти при реализации базовой системы разработки – 10500 тыс. т. Накопленная добыча нефти с учетом уплотняющего бурения – 13000 тыс. т. Прогнозный КИН без учета уплотняющего бурения равен 27%, с учетом бурения уплотняющих скважин – 34%.

Оценка увеличения чистого дисконтированного дохода (NPV) проводилась том же интервале (с 2014 по 2030 гг.). Прогнозный прирост получен на основании результатов расчета экономической модели.

Рисунок 3. Динамика чистого дисконтированного дохода

Накопленный NPV без учета бурения уплотняющих скважин составил 6745 млн руб., с учетом эффекта от реализации уплотняющего бурения – 7342 млн руб. Прирост NPV составил 597 млн руб.