Проектування, управління і контроль за розробкою родовища на основі цифрових постійно-діючих геолого-технологічних моделей продуктивних пластів

Н.І. Урусова, Т.С. Ричкова, С.Ю. Жуковська

В нафтогазоносній районі Ямало-Ненецького АТ настав новий, складний етап розвитку нафтогазового комплексу. Найбільш великі поклади інтенсивно експлуатуються і помітно виснажуються. Більшість об'єктів з простим антиклінальними будовою вже відкрито і вивчено бурінням. У зв'язку з цим стає актуальним вивчення і розробка об'єктів зі складною геологічною будовою - неантіклінальние пастки літологічного та комбінованого типу, що характеризуються неоднорідністю фільтраційно-ємнісних властивостей колекторів. Провідна роль у таких дослідженнях належить сейсморозвідці, що дозволяє пов'язати дискретні спостереження за свердловинах з практично безперервними по Латерано сейсмопрофілямі. Інтегрована інтерпретація даних сейсморозвідки та ГІС дозволяє виконати літофаціальний і седіментологіческій аналіз для вивчення внутрішньої будови продуктивних інтервалів розрізу, кореляцію пластів колекторів і покришок, а також побудувати структурні карти безпосередньо по межах продуктивних пластів і карт їх потужностей.

Більшість нафтових і геофізичних компаній усвідомили той факт, що їх корпоративна обмеженість ускладнює процес інтеграції геологічних і геофізичних методів інтерпретації і тим самим робить процес розробки родовищ більше витратним. Одним з напрямків зниження витрат є впровадження передових комп'ютерних технологій в практику проектування і управління розробкою нафтових і газоконденсатних родовищ. Нафтові компанії все більше і більше стали застосовувати геофізику та комп'ютерне моделювання, що дають більше точні моделі покладів і точно описують будову надр. Ці методи менше витратні, ніж буріння і дають кращі результати, оскільки робота ведеться на основі більш точних даних. За допомогою нових технологій компанії можуть ідентифікувати видобуток в "невидимих" зонах або взяти до уваги можливу неекономічність.

ВАТ НК "Таркосаленефтегаз" є власником ліцензії на користування надрами Східно-Таркосалинське родовища. В даний час на родовищі ведеться експлуатація газового, газоконденсатного і нафтового промислів. Основними об'єктами розробки є поклади пластів ПК1, БП 12, БП 14, БП 16, БП 17. Загальний фонд свердловин газового промислу - 109 свердловин, газоконденсатного - 21, нафтового - 75. Крім того, ВАТ НК "Таркосаленефтегаз" є оператором з геологічного вивчення та видобутку вуглеводнів на Южно-пирейно нафтогазоконденсатному і Ханчейском нафтогазоконденсатному родовищах.

Сучасний період розробки Східно-Таркосалинське родовища характеризується різко збільшеною складністю геолого-технічних умов буріння свердловин, введенням в експлуатацію все більш складних за будовою та властивостями геологічних об'єктів.

У 2001 році керівництвом компанії було ухвалено рішення про створення в структурі підприємства відділу геолого-геофізичного моделювання; складений план придбання програмного забезпечення Schlumberger GeoQuest. У першу чергу були придбані геолого-геофізичні інтерпретаційні програмні пакети, об'єднані в інтегрований комплекс GeoFrame, що дозволяють проводити комплексну інтерпретацію геолого-геофізичної інформації, двовимірну і тривимірну візуалізацію результатів, структурні побудови та моделювання розподілу параметрів поклади, здійснювати моніторинг площ і родовищ. Відділ розробки був оснащений програмними засобами для побудови гідродинамічних моделей об'єктів розробки об'єднаних у комплекс Eclipse, що містить великий набір інструментів контролю та управління моделлю резервуара.

Перед фахівцями було поставлено завдання щодо створення постійно-діючої геологічної і гідродинамічного моделей покладів, які дають можливість оперативно вносити зміни в існуючі моделі продуктивних пластів; розробляти геолого-технічні заходи щодо підвищення ефективності роботи свердловин; моделювати заходи щодо підвищення газо-нафтовіддачі; більше обгрунтовано розраховувати найбільш раціональні та економічно ефективні варіанти розробки продуктивних пластів; вносити корективи в систему розробки, стежити за поточною роботою свердловин, підбирати режим їх оптимальний роботи.

Оскільки процес побудови моделі наполовину і більше полягає у приведенні в порядок інформаційної бази й оцінці її якості, на першому етапі основні зусилля фахівців були направлені на вирішення головного завдання початкового періоду -- збору всієї геолого-геофізичної інформації, вивірки отриманих даних, коригування та оцінки їх достовірності. До середини 2002 року роботи по локалізації геолого-геофізичної інформації в єдину систему в основному були завершено, розпочався етап уточнення цифрової геологічної моделі родовища.

Об'єктом розробки природного газу є масивна водоплавний поклад пласта ПК1, залягає на глибині 1250-1300 м. При лінійних розмірах 42 х 36 км має висоту 0-35 м. Середня ефективна газонасичених потужність складає 11 м. Переважаючі значення пористості 30-34%. Проникність від 5 МД до 2560 МД. При цьому 50% колекторів мають проникність в межах 100-1000 МД. Дебітом газу коливаються від 109 до 839 тис. м3/сут при депресіях 2 - 11,86 атм.

З наведених характеристик видно, що поклад відрізняється більш низькими кондиціями, ніж розробляються в даний час в Західно-Сибірському нафтогазоносній басейні (Ведмеже, Вингапуровское, Уренгойське та ін).

a - верхній резервуар, складений прибережно-морськими відкладеннями;

b - глиниста перемичка; c - нижній резервуар, складений континентальними відкладеннями.

Рис.1. Розріз сеноманського поклади газу (пласт ПК1)

Продуктивний пласт складається з 2 резервуарів, розділених глинистої типу, що має проникні вікна (рис 1.). Верхній резервуар, складений одноріднішими колекторами прибережно-морського походження, містить 70% промислових запасів газу, нижній, континентальний - 30%. У нижньому резервуарі виділена система палеорусел, заповнених високопроніцаемимі колекторами.

Рис.2. Профіль горизонтальної свердловини, відкривайте верхню резервуар

У результаті виявлених особливостей будови пласта була розроблена нова схема розбурювання із застосуванням похилих, полого-похилих і горизонтальних свердловин. Проектна річний видобуток газу складає 12 млрд. м3 газу, при первісної 10 млрд. м3 (максимально припустима депресія 6 атм.). Для підвищення продуктивності та продовження терміну експлуатації безводному більша частина свердловин була розташована в зонах наявності глинистої перемички з розкриттям тільки верхнього резервуара (рис 2). У всіх свердловинах з зенітних кутом більше 45о газо-водяний контакт не відкривався.

Моніторинг моделі проводився за даними буріння знову пробурених експлуатаційних свердловин, даними ГІС і сейсмічних матеріалів. У процесі моніторингу вносилися зміни в існуючу модель пласта ПК1, проводився аналіз розподілу колекторів і газонасичених за площею.

а. б.

а) Фрагмент карти амплітуд по горизонту G2 (пласт ПК1а), поєднаної зі структурним планом;

б) Кореляційний розріз за даними ГІС (скв. 53 кущ 31)

Рис. 3. Коригування азимута горизонтального стовбура свердловини в напрямку зон покращених колекторів, прогнозованих за даними сейсмічних

Аналіз амплітуд відображення, що охоплює верхній газовий пласт ПК1а, дозволив виявити його сильну латеральну мінливість (рис. 3а). Розрахований сейсмічний атрибут має гарну кореляційний зв'язок з петрофізіческімі властивостями пласта. Високоамплітудний запис асоціюється з гарними колекторами. Зниження інтенсивності відображення пов'язано з погіршенням колекторських властивостей пласта. У зонах "поганих" колекторів пласт характеризується неоднорідним колектором, представленим переслаіваніем проникних глинистих алевролітів, алевролітів і глинистих прошарку з невеликими ефективними потужностями (НЕФ = 2,5 - 3,5 м), низькими ФЕС (Кп = 25-28%, кнг-55-62%). Середні дебіти свердловин в таких зонах змінюються від 128 тис. м3/доб до 240 тис. м3/добу. У зоні "хороших" колекторів пласт представлений проникними пісковиками, алевролітами з гарними ФЕС (Кп = 30-35%, кнг = 70-85,3%). Середні дебіти в таких зонах змінюються від 400 тис. м3/доб до 787 тис. м3/добу.

геометризація зон з хорошими колекторськими властивостями верхнього резервуара дозволила намітити деякі рішення щодо коригування стовбурів при закладення нових свердловин:

По-перше, у зонах з низькими колекторськими властивостями верхнього горизонту та максимальної потужністю руслових відкладень (нижній горизонт) свердловини бурилися з розкриттям покрівлі нижнього резервуара. По-друге, по можливості коректувався азимут стовбура свердловини в напрямку зон з хорошими ФЕС (рис. 3б). По-третє, горизонтальна проходка по пласту забезпечує розтин більшої ефективної потужності, а отже, збільшується зона дренажу свердловини. Прикладом може служити горизонтальна свердловина | 16 пробурена в зоні з низькими колекторськими властивостями газонасиченого пласта. (Кп = 28%, Кг = 62%). Її продуктивність в середньому в 3,5 рази вище, ніж у блізрасположенних свердловинах з зенітних кутом розкриття пласта в межах 0о-45о. Робочий дебіт свердловини становить 650,7 тис. м3 на добу при депресії 0,29 МПа.

Слід відзначити, що більшість, пробурених після геологічного моделювання, свердловин підтвердили прогноз, закладений в моделі. Отриманий ефект по збільшенню продуктивності свердловин. З 10 освоєних свердловин, зміщених в зону поліпшення колекторних властивостей продуктивної частини розрізу, в 8 свердловинах дебіти рівні або перевищують проектні значення (400 тис. м3/сут).

Рис.4. Склад фонду свердловин газового промислу Східно-Таркосалинське родовища

Як вже зазначалося вище, рішення про буріння похилих і горизонтальних свердловин було прийнято після створення детальної геологічної моделі пласта. Варіанти розробки сеноманського газової поклади розраховані на сітковій тривимірної геологогазогідродінаміческой моделі. В результаті узагальнення даних буріння експлуатаційних свердловин були отримані наступні показники:

Рис.5. Середні фактичні дебіти свердловин газового промислу

За результатами дослідження свердловин отримано, що середній дебіт по горизонтальних свердловинах становить 490,9 тис.м3/сут. при депресії 3 атм, що майже в 1,8 рази вище ніж по вертикальних. За пологонаклонним - 347,1 тис.м3/сут., По похилих - 311,3 тис.м3/сут, дебіт вертикальних свердловин складає - 278,0 тис.м3/сут. (рис. 4). 48% від пробурених експлуатаційних свердловин складають горизонтальні свердловини з кутом входу в пласт більше 800; фонд пологонаклонних (кут 600-800) свердловин складає 12%; похилих (100-600) -32%, на частку вертикальних свердловин припадає лише 8% від загального фонду (рис 5). Річна видобуток газу горизонтальними свердловинами складає 52% від загального видобутку, похилими - 30%, пологонаклоннимі - 12%, вертикальними - 6% (рис. 6). Додаткова річний видобуток в початковий період експлуатації сеноманського поклади за рахунок буріння похилих, пологонаклонних і горизонтальних свердловин складе близько 2 млрд. м3., у грошовому вираженні це 10 млн. доларів. У той же час додаткові витрати пов'язані з бурінням горизонтальних і похилих свердловин не перевищують 8 млн. доларів.

Рис.6. Частка горизонтальних свердловин до річного видобутку газу

Крім позитивного результату, отриманого при роботі з моделлю сеноманськими відкладень вже зроблені значні коректування моделі газоконденсатних пластів, проводяться роботи над моделлю нафтових покладів неокома.

Висновок:

Впровадження передових технологій - один з перспективних напрямків у практиці проектування та управління розробкою нафтових і газоконденсатних родовищ.

Створення постійно діючих геологічної і гідродинамічного моделей дає можливість геологічну службу цілеспрямовано і ефективно уточнювати ці моделі, коректувати систему розробки на кожному етапі пізнання поклади з метою поліпшення техніко-економічних показників видобутку та підвищення коефіцієнтів угеводородоотдачі надр.

Грамотне і кваліфіковане використання передових технологій - запорука отримання достовірного прогнозу та підвищення якості і ефективності розробки родовища.

Список літератури

Для підготовки даної роботи були використані матеріали з сайту http://www.laboratory.ru/