В данном материале рассматривается проект разработки одного из месторождений Мексиканского залива, расположенного на глубине чуть менее 2000 м и представленного подсолевыми отложениями среднего миоцена. Коллекторы сформированы мелкозернистым несцементированным песком с высоким содержанием кварца. Пористость по керну составляет от 26 до 32%, проницаемость варьирует в широких пределах — от 50 до 2300 мД. Свойства пластовой жидкости также характеризуются выраженной латеральной и вертикальной анизотропией. Начальное пластовое давление составляет 55–67 МПа при температуре 66–77°С. Особенность разработки данного месторождения заключалась в том, что в процессе эксплуатации добывающих скважин пластовое давление на некоторых участках месторождения снижалось до величин, делавших запланированное бурение новых скважин слишком рискованным.

В течение семи предшествовавших рассматриваемой авторами работе лет месторождение разрабатывалось 16 добывающими и двумя нагнетательными скважинами с накопленной добычей чуть менее 30 млн т. На пике добычи извлекалось порядка 20 тыс. т нефти в сутки. В итоге пластовое давление на некоторых участках снизилось с 65,5 до 41,4 МПа.

Согласно применяемым оператором методикам для безопасного вскрытия пласта новой скважиной падение пластового давления относительно начального не должно превышать определенную рассчитываемую для каждого коллектора и эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) бурового раствора величину. Этот параметр получил название «предел падения давления для бурения» (ППДБ) (DPDL, drilling pressure depletion limit). Превышение ППДБ приводит к интенсивным поглощениям бурового раствора вскрываемым пластом.

Как напоминают авторы, давление гидроразрыва пласта (ГРП) равно значению минимального горизонтального напряжения (стресса) породы, если проникновению бурового раствора в пласт ничто не препятствует. Однако существующие технологии крепления стенок скважины позволяют искусственно повысить давление ГРП относительно минимального горизонтального напряжения и, следовательно, увеличить допустимую ЭЦП бурового раствора. Поскольку же ППДБ привязан именно к допустимой ЭЦП промывочной жидкости и давлению ГРП, его расчет учитывает также и применяемые для укрепления стенок скважин технологии, прежде всего, материалы (добавки) для борьбы с поглощением (LCM). В итоге расчет ППДБ опирается на концепцию Stress Cage — «блокировки напряжения», описывающую раскрытие трещин под давлением бурового раствора и их закупоривание добавляемыми в раствор частицами (рис. 2.1). Определенным значениям ЭЦП бурового раствора соответствует определенное среднее значение ширины раскрываемых трещин, что, в свою очередь, указывает на необходимые для закупорки таких трещин размеры частиц добавки к буровому раствору.

В рассматриваемом авторами случае расчетная ЭЦП бурового раствора, на котором должно было проводиться вскрытие продуктивных пластов, составляла 1,4–1,5 г/см³, а допустимые для буровой системы величины частиц — от 8000 до 10000 микрон.

Проект разработки месторождения предусматривал программу буровых работ, которые должны былиначаться через три года и продолжаться в течение шести последующих лет. Предполагалось уплотняющее бурение сетки добывающих и нагнетательных скважин, а также зарезка боковых стволов из уже эксплуатировавшихся скважин на северном и южном участках месторождения.

Таким образом, для обеспечения проектного коэффициента извлечения нефти в горизонте до 2040 года было необходимо заложить альтернативные механизмы поддержания пластового давления в зонах бурения новых скважин на достаточном для соблюдения ППДБ уровне. И, как показали изыскания авторов, этого можно было добиться исключительно за счет локального ограничения добычи нефти по соседним скважинам. При этом гидродинамические условия разработки южного, северного и центрального участков месторождения существенно различались. Как показало гидродинамическое моделирование, пластовое давление северного участка поддерживалось довольно мощным водоносным горизонтом, тогда как два других участка месторождения не обладали этим преимуществом, а система поддержания пластового давления не позволяла в достаточной мере восполнить естественное снижение давления. Северный участок находился в лучших условиях также и в силу относительно небольшого приходившегося на него объема накопленной добычи.

В этой связи добиться требуемого уровня пластового давления на северном участке, согласно расчетам авторов, можно было, применив так называемую стратегию «мягкой посадки». Для этого нужно было только ограничить депрессию на призабойную зону добывающих скважин (рис. 2). В этом случае к моменту вскрытия пласта новыми скважинами на данном участке падение давления не превысило бы ППДБ в 18 МПа. Однако начинать ограничение добычи пришлось бы уже на самых ранних этапах проекта, что было сочтено нежелательным.

Второй подход предполагал остановку соседних по отношению к строящимся скважин на некоторое время. И именно число скважин, которые в каждом случае было необходимо остановить, а также продолжительность остановки скважин стали теми переменными, которые были заложены авторами в модель разработки месторождения (рис. 2.3 и 2.4).

Сначала авторы с целью получить примерное представление о работе методики рассчитывали эти параметры вручную. Следующим этапом стал автоматизированный расчет необходимого числа и продолжительности остановки скважин в специализированным программном комплексе, построенном на базе гидродинамической модели месторождения. В итоге «отсрочку» добычи нефти в результате остановки скважин удалось существенно сократить (рис. 2.5). Отметим, что авторы говорят именно об отсрочке, а не о потере добычи, поскольку проект рассматривался в горизонте десятков лет, т.е. до предполагавшегося окончания срока разработки.

Авторы также наглядно показывают влияние размеров частиц добавки для борьбы с поглощением бурового раствора на показатель отсрочки добычи и время начала ограничения добычи (рис. 2.6). Как мы видим, с увеличением размера частиц показатели разработки становятся более привлекательными, хотя это и предполагает более высокие требования к буровой системе.

Наконец, как подчеркивают авторы, необходимо было учесть еще одно обстоятельство. Дело в том, что коэффициент восстановления пластового давления за счет остановки добывающих скважин при работающих нагнетательных — это прогнозная величина. В базовых расчетах авторы исходили из целевого коэффициента 0,5 относительно начальной величины пластового давления, однако в реальности коэффициент мог оказаться другим. Поэтому авторы провели анализ чувствительности показателя отсрочки добычи к величине коэффициента восстановления давления (рис. 2.7). Как мы видим, разница для значений 0,5 и 0,7 достаточно велика, тогда как относительное сокращение отсрочки при дальнейшем увеличении коэффициента уже не так заметно.

Будем вместе с авторами надеяться, что выбранная методика, точность расчетов и достоверность использованных в них исходных данных позволят оператору, действительно, получить желаемый результат. Вместе с тем, авторы делают оговорку, что новые успехи технологического развития в области бурения скважин и разработки месторождений могут внести в проект свои дополнительные коррективы.