Введение
Большинство зрелых нефтяных месторождений характеризуется постепенным снижением дебитов, ростом доли трудноизвлекаемых запасов и ухудшением структуры остаточных запасов. Для карбонатных коллекторов эта проблема усиливается трещиноватостью, неоднородностью разреза и неравномерным охватом заводнением. В таких условиях простое продолжение действующей схемы разработки часто не позволяет поддерживать требуемые темпы отбора нефти без дополнительных геолого-технических мероприятий.
Одним из наиболее распространенных направлений повышения нефтеотдачи является уплотнение сетки скважин. Его инженерный смысл состоит в сокращении расстояния между зонами отбора и нагнетания, увеличении охвата залежи воздействием и вовлечении в разработку слабо дренируемых участков. Однако уплотнение не должно рассматриваться как самоцель: при избыточном числе скважин резко возрастают капитальные и эксплуатационные затраты, а прирост добычи может оказаться ниже ожидаемого.
Цель статьи – обосновать рациональный вариант уплотнения сетки скважин для карбонатных отложений среднего карбона Бурейкинского месторождения на основе сопоставления технологических и экономических показателей трех расчетных схем разработки.
Характеристика объекта исследования
Бурейкинское нефтяное месторождение расположено в районе с развитой нефтепромысловой инфраструктурой, что снижает часть инфраструктурных ограничений при реализации новых проектных решений. Район обеспечен энергетическими мощностями и находится вблизи действующих нефтепроводных систем и обустроенных месторождений.
Геологическое строение месторождения является сложным. Нефтеносность связана с несколькими продуктивными горизонтами, включая карбонатные отложения верейского и башкирского объектов. Коллекторы характеризуются неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств, литологической изменчивостью, локальными поднятиями и значительной ролью водонефтяных зон. Для таких объектов эффективность заводнения и размещения фонда скважин зависит не только от числа скважин, но и от согласованности сетки с геологическим строением пласта.
В действующей системе разработки проблема поддержания добычи связана с падением дебитов и необходимостью вовлечения дополнительных запасов. В качестве базового инженерного решения рассматривается объединение верейских и башкирских пластов в единый эксплуатационный объект при сопоставимых фильтрационно-емкостных свойствах. Такой подход позволяет избежать создания отдельных самостоятельных сеток скважин для близких по характеристикам пластов и снизить избыточные затраты.
Материалы и методы исследования
Методическая основа исследования включает анализ геолого-физических условий месторождения, оценку состояния разработки, сопоставление расчетных технологических показателей и технико-экономическое сравнение вариантов. Рассмотрены три варианта, различающиеся плотностью сетки, шагом между скважинами, составом проектного фонда и интенсивностью поддержания пластового давления.
Первый вариант отражает базовую схему с треугольной сеткой и расстоянием между скважинами 300 м. Второй вариант предполагает уплотнение до треугольной сетки с шагом 200 м и бурение 28 скважин, включая 19 добывающих и 9 нагнетательных. Третий вариант предусматривает дальнейшее уплотнение до шага 150 м с бурением 45 скважин, включая 30 добывающих и 15 нагнетательных. Сравнение выполнено по плотности сетки, уровню добычи нефти, продолжительности проекта, накопленной добыче, коэффициенту извлечения нефти, капитальным и эксплуатационным затратам, а также по интегральному показателю эффективности.
Результаты и обсуждение
Сравнение вариантов показывает, что уменьшение шага сетки действительно влияет на технологические показатели, но эффект является нелинейным. При переходе от варианта 1 к варианту 2 плотность сетки возрастает существенно: приведенная площадь на одну скважину снижается с 21,6 до 8,4 га/скв. Это сопровождается ростом проектного уровня добычи нефти с 11,9 до 20,9 тыс. т и увеличением накопленной добычи нефти за проектный период с 214,0 до 246,0 тыс. т. При дальнейшем уплотнении до 5,4 га/скв. проектный уровень добычи нефти составляет 19,9 тыс. т, а накопленная добыча за проектный период – 234,8 тыс. т, то есть ниже, чем во втором варианте.
Таблица
Сравнительная характеристика расчетных вариантов разработки (составлено по расчетным данным ВКР)
Показатель | Ед. изм. | Вариант 1 | Вариант 2 | Вариант 3 |
Шаг сетки скважин | м | 300 | 200 | 150 |
Плотность сетки | га/скв. | 21,6 | 8,4 | 5,4 |
Фонд скважин для бурения | шт. | 7 | 28 | 45 |
Проектный уровень добычи нефти | тыс. т | 11,9 | 20,9 | 19,9 |
Время разработки проекта | лет | 79 | 62 | 36 |
Накопленная добыча нефти за проектный период | тыс. т | 214,0 | 246,0 | 234,8 |
Коэффициент извлечения нефти | доли ед. | 0,206 | 0,232 | 0,223 |
Совокупный объем закачки воды с начала разработки | тыс. м³ | 2638,6 | 2050,6 | 1698,1 |
ЧДД при ставке 15% | млн руб. | 22,0 | 13,3 | -141,4 |
Интегральный показатель Топт | доли ед. | 2,442 | 3,000 | 1,138 |
Полученные результаты позволяют сделать важный вывод: максимальное уплотнение сетки не является автоматически лучшим вариантом. Третий вариант обеспечивает самый короткий расчетный срок разработки, однако требует наибольшего числа скважин и характеризуется отрицательным чистым дисконтированным доходом за проектный период. Это означает, что технологическое ускорение отбора не компенсирует роста капитальных и эксплуатационных затрат.
Второй вариант является более сбалансированным. Он обеспечивает максимальную накопленную добычу нефти за проектный период, наибольший КИН среди рассмотренных вариантов и лучший интегральный показатель. Несмотря на то, что ЧДД за проектный период у варианта 1 выше, его технологический эффект слабее: ниже проектный уровень добычи нефти, ниже накопленная добыча и значительно более длительный период разработки. Поэтому при выборе рациональной схемы важно учитывать не один показатель, а совокупность технологических и экономических критериев.
Практическая ценность второго варианта заключается в том, что он повышает дренированность залежи без чрезмерного роста плотности фонда. Треугольная сетка с шагом 200 м позволяет приблизить фронт вытеснения к зонам отбора, улучшить охват пласта воздействием и одновременно избежать избыточного бурения, характерного для варианта 3. Для карбонатных коллекторов с неоднородными ФЕС такой компромисс особенно важен, поскольку водопроводящие трещины и литологическая изменчивость могут снизить полезный эффект от чрезмерной интенсификации заводнения.
Технико-экономическое обоснование рекомендуемого варианта
Экономическое сравнение подтверждает, что выбор варианта должен базироваться на балансе прироста добычи и затрат. Реализация варианта 1 требует 157,7 млн руб. капитальных вложений и 618,8 млн руб. эксплуатационных затрат. Для варианта 2 эти показатели составляют 303,9 и 852,9 млн руб. соответственно, а для варианта 3–402,4 и 931,3 млн руб. При этом третий вариант имеет отрицательный ЧДД, что делает его нерациональным для принятия в качестве проектного решения.
Вариант 2 требует больших инвестиций, чем базовый вариант, но дает более высокий технологический результат и максимальный интегральный показатель. Именно это делает его рекомендуемым: он не является самым дешевым, но обеспечивает лучшее соотношение между нефтеотдачей, проектной добычей, сроком разработки и экономической устойчивостью. При его реализации необходимо уделить особое внимание контролю профиля приемистости, мониторингу обводненности, корректировке режимов нагнетания и своевременному проведению геолого-технических мероприятий.
Заключение
Проведенное сопоставление показывает, что уплотнение сетки скважин является обоснованным направлением повышения эффективности разработки карбонатных отложений Бурейкинского месторождения, однако оптимальный результат достигается не при максимальном числе скважин, а при рациональной плотности сетки.
Наиболее эффективным с инженерной и технико-экономической точки зрения является вариант с треугольной сеткой наклонно-направленных скважин с шагом 200 м и приведенной плотностью 8,4 га/скв. Данный вариант обеспечивает накопленную добычу нефти 246,0 тыс. т за проектный период, КИН 0,232 и максимальное значение интегрального показателя среди рассмотренных схем. Дальнейшее уплотнение до 150 м увеличивает затраты и снижает экономическую эффективность, поэтому не может быть рекомендовано без дополнительных условий, подтверждающих окупаемость.
Для практической реализации рекомендуемого варианта целесообразно дополнить проект системой постоянного мониторинга обводненности, давления и приемистости нагнетательных скважин. Это позволит оперативно корректировать режимы разработки, предотвращать преждевременное обводнение добывающего фонда и поддерживать эффективность выбранной сетки скважин на протяжении рентабельного периода разработки.
