Елизавета Александровна Спирина, главный специалист
190000; ул. Почтамтская, д. 3–5; Санкт-Петербург
Scopus ID: 57510711800
Elizaveta A. Spirina, Chief specialist
190000,; 3–5, Pochtamtamtskaya str.; Saint Petersburg
Scopus ID: 57510711800
Руслан Асланович Озроков, руководитель направления
Санкт-Петербург
Ruslan A. Ozrokov, Head of Development
Saint Petersburg
Ринат Халидарович Камалетдинов, руководитель по разработке продукта
Санкт-Петербург
Rinat H. Kamaletdinov, Head of Product Development
Saint Petersburg
Азат Мавлютович Ишкинов, руководитель проекта
проект «Рябчик»
Мегион
Azat M. Ishkinov, Head of project
project “Ryabchick”
Megion
Сергей Николаевич Хохлов, руководитель проекта
Мегион
Sergey N. Khokhlov, Head of project
Megion
Александр Борисович Комолов, главный специалист
Мегион
Alexander B. Komolov, Chief specialist
Megion
Введение. Одним из ключевых показателей успешной разработки нефтяных месторождений является коэффициент извлечения нефти (КИН). На него влияют две основные группы факторов: геологические особенности строения продуктивных пластов и технологические параметры, характеризующие их разработку. В настоящее время все больший объем трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) вовлекается в разработку месторождений. Как правило, такая категория запасов связана со сложнопостроенными маломощными низкопроницаемыми сильно расчлененными коллекторами. Часто разработка таких объектов ТРИЗ осложнена дополнительными факторами. Например, малой мощностью глинистой перемычки, которая отделяет нефтегазоносные коллекторы такого качества от подстилающих их обводненных пластов. Чтобы решить такую задачу, в данной работе предлагается решение на основе выбора оптимальной системы разработки отложений ТРИЗ, отделенных маломощной глинистой перемычкой от нижележащего обводненного пласта.
Цель. В данной работе предложена стратегия разработки пласта АВ1 1-2 («рябчик»), который относится к запасам категории ТРИЗ. Его разработка затрудняется наличием промытого нижезалегающего объекта АВ1 3 с маломощным флюидоупором между ними. Для совершенствования принятой на месторождении системы расположения скважин предлагается подбор оптимальных параметров системы разработки, который осуществляется на основе двумерной синтетической геолого-гидродинамической модели.
Материалы и методы. Для выбора оптимальных параметров системы разработки и проведения анализа чувствительности результатов использован двумерный гидродинамический симулятор «NumEx2», являющийся собственной разработкой Группы компаний «Газпром нефть».
Результаты. Предложена оптимальная система разработки отложений ТРИЗ, учитывающая фактор наличия подстилающего промытого пласта. Данная система разработки характеризуется следующими параметрами: рядная конфигурация продольно-направленных по линии регионального стресса (340°) горизонтальных скважин с BPS-технологией (Burst port system) проведения гидроразрыва пласта (ГРП) с длиной горизонтального участка (ГУ) = 1200 м с плотностью сетки скважин (ПСС) = 28 га/скв (a = 1400 м, b = 200 м с формированием системы поддержания пластового давления (ППД) в виде наклонно-направленной скважины (ННС) с ГРП. Применение BPS-технологии при ГРП позволяет уменьшить запускную обводненность скважин примерно на 40 % и увеличивает полудлину трещин ГРП на 90 м.
Заключение. Предложена стратегия разбуривания объекта ТРИЗ, учитывающая наличие нижележащего обводненного пласта, отделенного маломощной глинистой перемычкой.
Introduction. Oil recovery factor (ORF) is one of the key indicators of the oil field development. There are two main group of factors that infl uence ORF: is affected by two main group of factors: geological features of the oil field and technological parameters of its development. Currently, oil fields development requires an increasing volume of hard-to-recover reserves (HRR). HRR involved in the development are usually characterized by complex, low-power, low-permeability, highly dissected reservoirs. The cost of geological errors in the development of such oil fields increases. There are often additional negative factors. For example, low thickness of the clay barrier separating HRR from adjacent water-saturated layers. The main purpose of this article is to select the optimal system of the development with HRR separated by a thin clay barrier from the underlying water-filled layer.
Purpose. The article proposes a strategy to develop АВ1(1-2) («Ryabchik») oil fi eld with HRR. Its development is complicated by the presence of the washed object AB1/3 with a thin fl uid seal between them. The purpose of selecting the optimal parameters of the development is to improve the well placement system. The selection of the optimal development system is carried out on a two-dimensional synthetic geological-hydrodynamic model.
Materials and methods. The two-dimensional hydrodynamic simulator “NumEx2”, Gazprom neft company group own development, is used to solve the problem of selecting the optimal parameters of the development system and conducting a sensitivity analysis of the results.
Results. An optimal development system is proposed in the conditions of HRR with an additional complicating factor in the form of an underlying washed formation. This development system is characterized by the following parameters: a row confi guration of longitudinally directed horizontal wells along the line of regional stress (340 degrees) with BPS (Burst port system) technology for conducting multi-stage hydraulic fracturing with a length of GU = 1200 m with a PSS = 28 ha/well (a = 1400 m, b = 200 m) with the formation of a reservoir pressure maintenance system in the form of a wellbore support system with hydraulic fracturing. The use of BPS technology for hydraulic fracturing reduces the starting water cut of the well by approximately 40 % and increases the half-length of hydraulic fracturing fractures by 90 m.
Conclusion. A strategy is proposed for drilling a HRR object complicated by the presence of an underlying water-saturated layer separated by a thin clay barrier.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.