The PDF file of this paper is in Russian.
The article presents results of development system optimization a field with hard-to-recover reserves at early stage of exploration. Oil reserves are located in low-permeability Achimov and Tumen formations characterized by a high degree of reservoir heterogeneity and classified as tight oil reservoir. The authors carried out multivariate calculations various development patterns using a sector of dynamic model represents distal deep water part based on multiple realizations. Different patterns were compared at similar technological conditions for various permeability and oil thickness typical for the area. Then, optimal horizontal well and spacing of selected patterns were defined. Optimal development pattern is a row-like system of multifractured horizontal 1500–1800 m length wells, 200 m spacing and interwell toe-heel distance is 200 m. Drilling long laterals within such a complex reservoir is complicated and needs special rigs and tools that are under piloting at the current moment. So we recommend completing 1200–1300 m length wells economically and technically efficient as well. Oil production countervailing activities were suggested based on a simulation study. The activities' implementation allows to enhance the field development. Increasing fracture stage count and switching over to horizontal injectors will allow to increase a number of horizontal producers at well site. Tightening well spacing from 300 m to 200 m is followed by waterflooding oil production response. Increasing horizontal well length from 1000 m to 1200 m allows to drain additional reserves earlier. Drilling 2000m+ horizontal wells will be necessary for development edge oil layer areas when pilot program is completed.
В статье рассмотрен выбор оптимальной системы разработки месторождения на стадии освоения в Западно-Сибирском регионе деятельности ПАО НК «Роснефть». Запасы нефти на лицензионном участке сконцентрированы в низкопроницаемых коллекторах ачимовских и тюменских отложений и относятся к категории трудноизвлекаемых, характеризующихся низкими фильтрационно-емкостными свойствами и высокой степенью неоднородности коллекторов. Выполнены многовариантные расчеты различных систем разработки на секторной гидродинамической модели дистальной глубоководной части ачимовских отложений. Рассчитаны оптимальная длина горизонтального участка ствола и плотность сетки скважин выбранных систем разработки. Показано, что оптимальной системой разработки является рядная система горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (ГРП) с длиной ствола 1500–1800 м, расстоянием между рядами скважин 200 м и дистанцией между пяткой и носком горизонтальной скважины в ряду 200 м. Большой объем бурения длинных стволов в сложных коллекторах требует специального оборудования и технологических решений, которые проходят апробацию в рамках опытно-промышленных работ. В качестве базовой принята система разработки с горизонтальными скважинами длиной 1200–1300 м, экономически и технологически эффективная для данных типов пластов. На основании проведенных расчетов предложена серия оптимизационных мероприятий, реализация которых позволит увеличить эффективность разработки, в том числе увеличение количества стадий ГРП; применение нагнетательных горизонтальных скважин. Это позволит увеличить число добывающих горизонтальных скважин без изменения размеров кустовой площадки. Уменьшение расстояние между рядами скважин с 300 до 200 м повысит эффективность системы поддержания пластового давления. Увеличение длин горизонтальных стволов от 1000 до 1200–1300 м дает возможность вовлечь в разработку на ранней стадии дополнительные запасы нефти. Запланирован ереход на бурение горизонтальных стволов длиной 2000 м и более при выходе в краевые области пласта после завершения опытно-промышленных работ.
