В статье рассмотрен подход к разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами горизонтальными скважинами, в которых выполнен многостадийный гидроразрыв пласта, а также с применением модифицированных систем разработки. С целью минимизации рисков эксплуатационного бурения и оптимизации проектных решений предложен систематизированный комплексный подход, включающий анализ геолого-промысловой и геофизической информации (включая материалы специальных исследований), интерпретацию сейсмических данных, анализ текущего состояния разработки, построение геолого-гидродинамических моделей с применением детального литолого-фациального анализа. Особенностью данного подхода является то, что данная работа ведется на постоянной основе и корректируется с учетом новой поступающей информации.
На примере пластов ачимовской толщи и тюменской свиты, характеризующихся высокой литолого-фациальной неоднородностью и сложностью прогнозирования технологических показателей, представлены подходы к проектированию и приведены результаты научно-инженерного сопровождения опытно-промышленных работ. Многовариантные расчеты оптимальных систем разработки для конкретных зон с привлечением трехмерного гидродинамического моделирования показали, что оптимальными по коэффициенту извлечения нефти и удельному накопленному чистому дисконтированному доходу являются системы, в которых соотношение добывающих горизонтальных скважин и нагнетательных наклонно направленных составляет 1:2 (базовая). Для нискосвязанных зон оптимальным является применение горизонтальных нагнетательных скважин. Расстояния между рядами отбора и нагнетания рекомендуется сокращать до 200 м при нефтенасыщенных толщинах, превышающих 12 м.
На основании проведенных расчетов подобраны участки для проведения опытно-промышленных работ, реализация которых осуществляется в настоящее время. Полученные первые результаты опытных работ подтверждаюте эффективность предложенных решений.
Список литературы
1. Выбор оптимальной системы разработки низкопроницаемых пластов с применением горизонтальных скважин с множественными трещинами гидроразрыва / Р.Р. Галеев, А.М. Зорин, А.В. Колонских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 62–65.
2. Повышение эффективности работы горизонтальных скважин путем оптимизации дизайна многостадийного гидроразрыва пласта на северной лицензионной территории Приобского месторождения / А.М. Зорин, Т.С. Усманов, А.В. Колонских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 122–125.
3. Асалхузина Г.Ф., Давлетбаев А.Я., Хабибуллин И.Л. Моделирование дифференциации пластового давления между нагнетательными и добывающими скважинами на месторождения с низкопроницаемыми коллекторами // Вестник Башкирского университета. – 2016 – №3. – С. 537–544.
4. Подбор оптимальных систем разработки для текущих зон бурения в условиях неопределенности геологических и технологических параметров / Д.Р. Нурлыев, И.И. Родионова, Э.П. Викторов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 10. – С. 60–63.
5. Байков В.А., Бочков А.С., Яковлев А.А. Учет неоднородности при геолого-гидродинамическом моделировании Приобского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 5. – С. 50–54.
