Особливості побудови гідродинамічної моделі поклади
фундаменту родовища Дракон
А.В. Плиніна, Чан Ле Фионг
Родовище
Дракон - одне з найбільших нафтових родовищ на шельфі В'єтнаму
розробляється СП «Вьетсовпетро». Перший промисловий приплив нафти на
родовищі отриманий в 1985 р. На 01.01.06 р. на ньому пробурено 21 свердловина
[1]. Нафта виявлена в ніжнеміоцено-перше, верхнеолігоценових відкладеннях, а
також в породах фундаменту дотретічного віку. Розкрита бурінням частина
розрізу фундаменту представлена в основному гранітами і дротом. У розрізі
родовища можна виділити три структурних поверхи: докайнозойскій фундамент,
проміжний (олігоценової) і платформенний (міоцен-четвертинний) комплекси.
Ці поверхи розділені кутовими і стратиграфічної незгідності. Фундамент
включає магматогенние освіти крейдового, рідше юрського і тріасового
віків, проміжний комплекс-вулканогенно-осадові породи нижнього і
верхнього олігоцену, платформенний комплекс - осадові породи міоцен-пліоцену і
опади четвертинного віку.
Порода
фундаменту мають значну петрографічної неоднорідністю. Граніти
сірі, світлі, масивні, переважно середньозернисті, тріщинуваті.
Адамелліти, як породи перехідні між гранітами і гранодіарітамі, а також
між гранітами та кварцовими монцонітамі, як правило, знаходяться спільно з
зазначеними породами і зовні від них практично не відрізняються. Гранодіорити
поширені менше, ніж граніти. Порода піддалися впливу вторинних
процесів, які сформували в них пустотні простір і зумовили
наявність колекторів поровое-кавернозний-тріщиною типу. Середня їх проникність
за результатами геофізичних досліджень свердловин (ГІС) склала 0,4 мкм2, а
за відібраними Керн - менше 0,0001 мкм2. У гранітоїдними масиві фундаменту
колекторами служать розущільнення зони тріщин і каверн-тріщиною типів.
Переважають колектори тріщиною типу, тісно пов'язані з системою глибинних
розломів, яка супроводжується сіткою дрібніших Оперяють тріщин, мікро-і
макрокаверн. Неоднорідності всередині тіла фундаменту за даними сейсморозвідки
важко відокремити від шумів. У результаті достовірно визначити реальне поле
проникності у фундаменті неможливо.
Головними
з вторинних процесів є тектонічна діяльність і дія
гідротермальних розчинів. Тектонічна діяльність висловилася в освіті
розривних порушень, до яких приурочена підвищена тріщинуватість порід.
Ширина тріщин коливається від 0,1-0,2 до 20-30 мм, як правило, вони частково або
повністю загоєні. Вивчення порожнистості показало, що з глибиною пустотні
простір в породах помітно зменшується. Особливо виразно ця тенденція
простежується на природі гранітів Центрального склепіння: якщо до глибини 500 м від
покрівлі фундаменту загальна площа тріщин, пір і каверн становить 2,1-2,43%, то
нижче 500 м загальна порожнистість різко зменшується до 0,46-0,79%. Поклад
фундаменту є основним об'єктом розробки і являє собою єдину
масивну поклад, приурочену до ерозійно-тектонічні виступу, його
північного, західного піднесеному і східним зануреному блокам. Будова
поклади нафти значною мірою визначається морфологією виступу, розбитого
системою діз'юнктівних порушень переважно північно-східного простягання,
неоднорідністю внутрішньої будови його ущільненої, проникною частин і
характером нижньої її межі.
Пластові
нафти родовища Дракон характеризуються широким діапазоном зміни властивостей
по ділянках і продуктивним обріїв. Пластові нафти нижнього міоцену і
оли-гоцена, а також фундаменту відносяться до категорії середніх, верхнього
олігоцену і міоцену - до категорії тяжких. Видобуток нафти здійснюється з 1996
р. Після відкриття високоперспективний поклади нафти в тріщинуватих породах
фундаменту на Південно-Східному ділянці він був введений в пробну експлуатацію. За
проекту був рекомендований введення в експлуатацію трьох ділянок: Центрального,
Південно-Східного та Східного. Буріння глибоких свердловин ведеться за допомогою
самопіднімальні плавучих бурових установок (СПБУ), бурових судів (БС) і морських
стаціонарних платформ (МСП). До теперішнього часу на площі Дракон побудовані
два МСП і два бурових комплексу (БК). Нагнітальні свердловини розташовуються на
периферійних ділянках поклади, утворюючи пріконтурную систему заводнення
-нагнітання води в підошву поклади. Для інтенсифікації розробки заплановано
буріння видобувних свердловин з продовженням стовбура на 150 - 300 м нижче покрівлі.
Щільність
сітки видобувних свердловин складає близько 80 га/вкв при нерегулярної системі
розміщення в зоні разбурі-вання. Всі нові нагнітальні свердловини вводяться під
завантаження з попередньою відпрацюванням на нафту протягом півроку.
Передбачається застосування механізованого способу експлуатації свердловин.
Прийняті для розрахунку прогнозних технологічних показників балансові запаси
фундаменту категорій Cj + С2 складають приблизно 35 млн. т. Однією з
проблем, що виникають при розробці морського родовища Дракон, є те,
що фонд свердловин і щільність їх сітки обмежені можливістю МСП. З малюнка
видно, що свердловини зосереджені в районі платформи, а по межах поклади (де
з точки зору нафтовіддачі ефективніше було б пробурити нагнітальні
свердловини) свердловини взагалі відсутні.
Сусіднє
з родовищем Дракон аналогічне родовище Білий Тигр схоже не тільки
по геологічній будові, але і розташоване в тій же антиклінальними складці. У
Протягом останніх 18 років з 200 свердловин фундаменту родовища Білий Тигр
добуто більше 120 млн. т нафти. Проте ще не вдалося встановити значиму
зв'язок між фільтраційно-ємнісними властивостями (ФЕС) тріщинуватих гранітів,
результатами IT1C або сейсморозвідки. Використання даних ГІС для визначення
ФЕС виявилося неефективним через структури нафтоносних тріщинуватих гранітів.
Низька пористість в поєднанні з високою проникністю окремих тріщин призвели
до того, що в більш 85% усіх свердловин нафта надходить по великих одиничним
тріщинах, зони, які містять основні запаси, не охоплюються стовбурами свердловин і
дренуються через окремі тріщини. Тому при визначенні запасів фундаменту
Білого Тигра спочатку користувалися методом матеріального балансу, що
згодом використовувався для «калібрування» об'ємного методу. При визначенні
фільтраційних характеристик використовувалися криві відновлення тиску
(КВД), усереднені у 100-му інтервалі.
Число свердловин
Середнє розбіжність між
фактичними та розрахунковими даними,%, для поля проникності
монотонної
логнормальний
подвійної
Всі свердловини
1/14
2/9
0,5/68
80% найкращих свердловин
1/11
1/5
0,5/15
Примітка.
У чисельнику наведені дані про забійній тиску, в знаменнику - про
обводнення.
Для
родовища Дракон був використаний аналогічний підхід, причому враховувалися
затверджені запаси, а також зв'язок між середніми значеннями проникності і
пористості. Для поля проникності було прораховано три варіанти його структури
при збереженні усереднених середньогеометричних значень проникності по
верствам:
1)
монотонне поле проникності;
2)
поле з логнормальний законом розподілу проникності;
3)
поле з подвійною проникністю.
При
створення першого варіанту поля проникності фундаменту родовища Дракон
прийнято її лінійне розподіл по шарах, аналогічне залежності зміни
проникності на родовищі Білий Тигр, але в межах 0,125-0,023 мкм2.
Другий
варіант має випадкові відхилення проникності в осередках, розподілені по
логарифмічно нормальному (логнормальний) закону [2], причому середнє значення
на шари, таке ж, як і в першому варіанті, а коефіцієнт варіації рівний 0,5,
відповідає емпіричному розподілу, отриманому на керна з фундаменту
родовища Білий Тигр.
Третій
варіант передбачає використання моделі з подвійною
пустотностью/проникністю. Середня проникність тріщин дорівнює 0,4 мкм2, а
закон зміни її від шару до шару лінійний. Для матриці прийнята середня
проникність, що дорівнює 0,003 мкм2, закон зміни від шару до шару теж лінійний.
Середня пористість по об'єкту становить 1,4%, що відповідає пористості,
визначеної за керн.
При
створення на симуляторі Tempest MORE гідродинамічної моделі фундаменту
родовища Дракон був прийнятий розмір осередків, рівний 100x100x50 м. Загальна кількість
осередків по осях х-yz одно 52x56x22, причому нижні чотири шару представляють
підошовні води, товщина одного шару - 200 м. При загальноприйнятому підході до
адаптації моделі (ручний підбір) дебіт нафти було поставлено у вихідному файлі.
Коректування проникний сті, пористості і параметр активності контуру харчування
водили таким чином, щоб різниця між фактичними розрахунковими даними про
забійній тиску і обводнення свердловини з 01.06.96 по 01.01.04 р. була
мінімальна. У таблиці представлені результати адаптації.
Проведена
адаптація показала прийнятність монотонного і логнормальний розподіленого
полів проникності, причому на даному етапі вивченості поклади деякий
перевагу має поле з логнормальний розподілом проникності.
Список літератури
1.
Генеральна схема розробки та облаштування родовища «Дракон». - Вунгтау:
СП «Вьетсовпетро», НДПІ «Морнефтегаз». -2005.
2.
Вірогідність та математична статистика. Велика Российская
енциклопедія/Головний редактор Ю.В. Прохоров .- М.: Российская Академія наук.
-1999. -910 С.
Журнал
«Нафтова господарство» № 5, 2006
