При проектировании разработки месторождений углеводородного сырья приоритетом является достижение максимально возможного и экономически рентабельного коэффициента извлечения нефти. То есть нужно подобрать такую технологию разработки недр, чтобы затраты на нее окупались за счет добываемого ресурса. Чтобы проводить такую оценку при проектировании разработки, ученые Пермского Политеха сравнили эффективность разных профилей скважин в зависимости от геолого-физических условий. Полученные данные позволят определять оптимальный способ разработки месторождений без дополнительных экспертиз.
Статья, описывающая проведенную работу, опубликована в журнале «Георесурсы». Мировая статистика показывает, что большинство нефтяных месторождений уже находятся на заключительной стадии разработки или близки к ней. Из-за этого возникает необходимость в поиске новых способов увеличения их нефтеотдачи. Эффективный метод, который используется на многих «зрелых» нефтяных месторождениях, – это бурение горизонтальных скважин. Несмотря на то, что горизонтальные скважины имеют много преимуществ, значительные капиталовложения, необходимые для их обустройства, являются сдерживающим фактором.
«Анализ мирового опыта бурения и эксплуатации горизонтальных скважин в различных геолого-физических условиях позволяет сделать вывод, что они имеют значительную зону дренирования в отличие от вертикальных и наклонно-направленных, что способствует повышению дебитов и увеличению конечной нефтеотдачи продуктивных пластов, но при этом требуют и более высоких затрат на строительство.
Технологически эффективными являются лишь 67 процентов горизонтальных скважин, около 48 процентов неудач при разработке сопутствуют их освоению и заканчиванию. К основным причинам таких проблем можно отнести неудачное обоснование месторасположения горизонтального ствола или допущение просчетов при выборе эксплуатационных объектов для бурения», — рассказывает доцент кафедры нефтегазовых технологий, кандидат технических наук Дмитрий Мартюшев.
В рамках исследования команда ученых из Пермского Политеха и ПермНИПИнефть отказалась от традиционного для технико-экономической оценки бурения горизонтальных скважин акцента на изменении коэффициента продуктивности. Вместо этого в качестве основного параметра для анализа они использовали коэффициент гидропроводности, учитывающий исключительно геологическую составляющую коллектора.
На основе проведенных расчетов были разработаны палетки — спектры вариантов разработки, которые позволяют выбрать оптимальный вариант заканчивания скважин с помощью функции зависимости чистого дохода от подвижности нефти с учетом нефтенасыщенной толщины пласта — гидропроводности. Значение гидропроводности по скважинам определялось по результатам имеющихся гидродинамических исследований.
«Из полученных палеток следует, что при малых значениях нефтенасыщенных толщин и низких коэффициентах подвижности нефти (гидропроводности) оптимальным вариантом заканчивания являются наклонно-направленные скважины, далее, с увеличением гидропроводности скважины с горизонтальным окончанием являются наиболее экономически целесообразными», — комментирует эксперт результаты исследования.
Так для месторождений Пермского края эффективность одних и тех же технологий заканчивания скважин для северных и южных месторождений отличается в несколько раз. Прежде всего, это объясняется большим значением нефтенасыщенных толщин по северной группе месторождений. При регулярной актуализации данных такая методика может стать основой для выбора экономически рентабельного варианта заканчивания скважины. Исследование выполнено в рамках гранта Президента России для государственной поддержки ведущих научных школ Российской Федерации в соответствии с целями программы академического стратегического лидерства «Приоритет 2030».