Оценка параметров многостадийного гидравлического разрыва пласта с помощью 4D моделировани

На современном этапе большинство нефтегазоконденсатных месторождений южной части Восточно-Сибирской нефтегазоносной провинции характеризуется ростом доли трудноизвлекаемых запасов нефти в плотных коллекторах [1, 2].

Многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП) – эффективный метод повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи в терригенных отложениях по всему миру [3, 4].

В акватории моря на месторождении Челен-джер-море (Юго-Восточный купол) предлагается применить МГРП. Внедрение этой технологии на шельфе станет источником дополнительных рисков [5, 6]. Например, однозначно не оценены свойства покрышки RR-2, есть ряд геологических

неопределенностей, например, тектонический режим. Однако есть аргументы в пользу МГРП – неоднородность коллектора [7, 8], низкая проницаемость, низкая обводненность месторождения, достаточная мощность продуктивного пласта и покрышки. Также хорошим фактором является то, что в процессе добычи не наблюдается пескопро-явлений [9, 10].

Общие сведения о месторождении

Нефтегазоконденсатное месторождение Челен-джер-море (Юго-Восточный купол) расположено на территории Стойковского района Приморской области в 40 км юго-восточнее г. Серова на шельфе Юго-Восточного Стойкова, на широте южного замыкания Старковского залива.

2023;8(2):141–149

Месторождение Челенджер-море открыто в 2011 г. Месторождение является многопластовым, содержит газоконденсатные и нефтегазоконденсатные залежи разных типов – литологические, пластово-сводовые. По строению месторождение относится к очень сложным, по величине запасов – к крупным [11, 12].

В географическом отношении рассматриваемый район приурочен к южной гряде Восточно-Сибирского хребта. Рельеф холмисто-увалистый, местность частично покрыта лесом, частично заболочена. Максимальные высоты над уровнем моря не превышают 200 м. Рельеф дна в районе месторождения слабо расчлененный. Климат района характерный для Приморья: зима суровая, снежная, ветреная, с частыми метелями.

В тектоническом отношении месторождение Челенджер-море (Юго-Восточный купол) приурочено к крупной мегантиклинали, расположенной в северной части одноименной антиклинальной зоны, протягивающейся на шельфе Восточно-Сибирского хребта в северо-западном направлении более чем на 200 км [13, 14].

Разрез юго-восточного шельфа сложен мезозойскими и кайнозойскими отложениями, образующими два структурных этажа. Нижний, фундамент, сложен дислоцированными метаморфическими породами мелового возраста. Осадочный чехол состоит исключительно из кайнозойских отложений неогенового возраста. В разрезе осадочного чехла выделяются усть-давыдовский и приханкайский горизонты. Последний, в свою очередь, делится на нижнеприханкай-ский и верхнеприханкайский подгоризонты. Мощность приханкайского горизонта изменяется от 2000 до 3000 м, увеличиваясь с северо-востока на юго-запад. Нижнеприханкайский горизонт сложен песчаниками серыми, часто алевритовыми и глинистыми, с прослоями алевролитов и глин. Верхнеприханкай-ский горизонт сложен песчаниками и алевролитами в нижней части, рыхлыми песками с прослоями глин – в верхней части.

Промышленная нефтегазоносность приурочена к верхнеприханкайскому подгоризонту. Основными продуктивными пластами на месторождении Челен-джер-море (Юго-Восточный купол) являются пласты RR-2, RRI-1, RRI-2.

Методы исследований

Петрофизические методы; методы ГИС; керновые исследования; буровые сводки и данные об испытаниях пластов; 3D геомеханическое моделирование; геофизические методы: акустический каротаж, плотностной каротаж, гамма-каротаж.

Техническая часть

Исследования проводились по пласту RR-2. Продуктивный пласт отличается латеральной неоднородностью. Фильтрационно-емкостные свойства на восточном борту существенно хуже, чем на западном, поэтому для эффективного извлечения остаточных запасов нефти был рассмотрен вариант проведения МГРП.

Построение 3D геомеханической модели месторождения Челенджер-море (Юго-Восточный купол)

Исследования керна. Керн – единственный прямой источник информации о продуктивном пласте и покрышке, используемый как в геолого-гидродинамическом, так и в геомеханическом моделировании [15, 16]. Для уточнения механических свойств горных пород и построения достоверной геомехани-ческой модели были проведены специальные исследования на керне скважин месторождения Челен-джер-море (Юго-Восточный купол).

Для проведения данных исследований керна привлекался керн из скв. 88-P и 120-P Челенджер-море, только по RR-2 пласту. Охарактеризованность пласта керном слабая, каменный материал отбирался лишь в двух скважинах из верхней и средней частей пласта. При отборе образцов учитывались литологические особенности пород. Перед тем как выбрать образцы, осматривался керн, изучалось первичное описание породы и просматривались шлифы под микроскопом (рис. 1). Всего было исследовано 87 образцов.

Построение одномерных геомеханических моделей

Одномерная геомеханическая модель представляет собой набор кривых упругих, прочностных свойств и главных напряжений вдоль траектории скважины: поровое давление; вертикальное напряжение (горное давление); максимальное и минимальное горизонтальные напряжения; модуль Юнга статический и динамический; коэффициент Пуассона; предел прочности на сжатие; предел прочности на разрыв; угол внутреннего трения.

Данный набор данных позволяет определять допустимые параметры бурового раствора для предотвращения осложнения в процессе бурения, предупреждать пескопроявления при эксплуатации добывающих скважин, а также планировать ГРП в горизонтальных и наклонных скважинах [17, 18]. Геоме-ханическая модель 1D по одной из опорных скважин приведена на рис. 2.

При создании геомеханической модели используется множество данных, включая методы ГИС, керновые исследования, буровые сводки и данные об испытаниях пластов [19, 20]. Необходимый объем методов приведен в табл. 1.

Рис. 1. Цилиндрический образец керна до и после определения предела прочности на сжатие

2023;8(2):141–149

Рис. 2. Геомеханическая модель 1D по скважине 22-Р Челенджер-море (Юго-Восточный купол)

Таблица 1

Оценка полноты исходных данных по проведенным исследованиям

Тип данных Источник данных Применение Степень достоверности ГИС Акустический каротаж Комплекс ГИС в разведочных скважинах Построение ГММ – упругие свойства Низкая Плотностной каротаж Записан в большинстве скважин на месторождении Построение ГММ – упругие свойства и вертикальное напряжение Высокая Гамма-каротаж Записан во всех скважинах Расчет угла внутреннего трения Керн Модуль Юнга (динамический) Лабораторные исследования Расчет прочностных свойств Средняя – новые лабораторные исследования; керн характеризует только продуктивную часть пласта Коэффициент Пуассона Расчет горизонтальных напряжений Модуль Юнга (статический) Расчет горизонтальных напряжений Предел прочности на сжатие Оценка стабильности ствола скважины Предел прочности на разрыв Другие данные Сведения об осложнениях при бурении Буровые сводки Калибровка ГММ Средняя – отсутствуют буровые осложнения в интервале пласта Сведения о начальном пластовом давлении Данные опробований и ГДИС Калибровка ГММ и оценка порового давления Высокая Стратиграфические разбивки Схема детальной корреляции из ГМ Применяются в построении ПФ зависимостей, прогнозировании свойств Высокая Литология разреза Описание керна, РИГИС Высокая https://mst.misis.ru/

2023;8(2):141–149

Геологическая модель и гидродинамика

Построение 3D геомеханической модели на начало бурения производится на основе геологической модели, а изменение напряженно-деформированного состояния пласта во времени учитывается с помощью результатов гидродинамического моделирования.

Геомеханическое моделирование предъявляет жесткие требования к геологической модели, поэтому для данного проекта была построена новая геологическая модель, учитывающая весь объем геологической информации, а также технические характеристики, необходимые для успешных геомеханических расчетов.

Модель построена на сетке 100×100 м, толщина ячеек в среднем 1 м, общее количество ячеек не превышает 300 тыс. Такие параметры были подобраны опытным путем, так как геомеханические и гидродинамические расчеты требуют больших вычислительных мощностей. Кроме того, в геологической модели была надстроена покрышка RR-2 пласта для детального моделирования прочностных свойств флюидо-упора. В модель были включены все дизъюнктивные нарушения.

Геомеханическая модель 3D: на начало бурения

3D геомеханическая модель на начало бурения строится путем воссоздания напряженно-деформированного состояния на относительно большом фрагменте земной коры. Для этого сверху, снизу и с боков ГМ достраиваются дополнительные ячейки с породами, которые «давят» на ячейки в самой модели и таким образом формируют напряжения [21]. Кроме того, все ячейки наполняются упругими и прочностными свойствами горных пород и разломов в соответствии с теми ПФ зависимостями, что были получены на этапе одномерного моделирования (рис. 3). На рис. 3 прямоугольником выделена область построения геологической модели залежи.

Рис. 3. Общий вид геомеханического грида

Обсуждение: точка зренияи непосредственные исследования автора

В работе произведен расчет изменения состояния со временем (геомеханическая модель 4D). После построения геомеханической модели пласта на начало бурения производился гидродинамический расчет, по итогам которого получены кубы пластовых давлений и насыщений на определенные моменты времени. Они являются входными параметрами для расчета НДС в эти моменты времени. По итогу расчета мы получаем направления главных напряжений, значения эффективных и главных напряжений (рис. 4), а также величины упругих деформаций. Кроме того, по кругам Мора можно оценить, насколько порода близка к разрушению в пластовых условиях. На рис. 4 линия разрушения показана темно-зеленым цветом, а соотношения нормальных и касательных напряжений в отдельно взятой ячейке – в виде классического круга Мора. Когда круг напряжений

а

б

Рис. 4. Сравнение карт эффективных напряжений на 01.01.2015 ( а ) и 01.01.2022 ( б )

2023;8(2):141–149

касается линии разрушения, происходит нарушение целостности ГП – образуется разлом или трещина. В случае RR-2 пласта породы находятся в стабильном состоянии в данный момент времени и в течение периода разработки, на который построена модель.

Одномерная постбуровая геомеханическая модель позволяет спланировать МГРП: количество стадий, размещение портов МГРП и пакеров.

Показатели экономической эффективности по двум вариантам приведены в табл. 2.

Таблица 2

Показатели эффективности

Показатель	Значения
	Вариант 1	Вариант 2
Внутренняя норма дохода (ВНД), %	15	22
Накопленная добыча, тыс. т	165	212
Чистый дисконтированный доход NPV (ЧДД), млн руб.	327	612
Срок окупаемости, лет	7,5	5

Для оценки технологической эффективности МГРП были произведены прогнозы добычи на гидродинамической модели по разведочной скважине с традиционным заканчиванием (перфорированный хвостовик) с пятью стадиями МГРП. В первом случае накопленная добыча составила 144 165 тыс. т за 15 лет, во втором – 125 212 тыс. т за 17 лет. Разница в накопленной добыче обусловлена разными стартовыми дебитами скважин, а также темпами отбора в первые несколько лет разработки, в дальнейшем кривые добычи и суточных дебитов демонстрировали схожее поведение. Для выбора наиболее эффективного варианта выполнен экономический анализ эффективности.

Положительный экономический эффект – важнейший показатель успешности применяемых методов и необходимое условие для их реализации. В рамках проведенных исследований был оценен экономический эффект от бурения новой разведочной скважины с большим отходом от вертикали с тради-

ционным заканчиванием и от бурения такой же скважины, но с проведением МГРП. Рассчитывались такие экономические показатели, как затраты, выручка, амортизация и остаточная стоимость скважины, чистая прибыль (денежный поток), в том числе с учетом дисконтирования ( Е = 10 %), учитывались: налог на прибыль, экспортная пошлина, НДПИ, налог на имущество. Экономическая эффективность оценивалась по трем показателям: величине ЧДД и ВНД, а также сроку окупаемости.

Заключение

При проведении оценки параметров многостадийного гидравлического разрыва пласта с помощью 4D моделирования решены следующие задачи:

• 1.    Проведен анализ достоинств и недостатков параметров технологии МГРП на шельфе.

• 2.    Построена предварительная 4D геомехани-ческая модель пласта RR-2 месторождения Челен-джер-море (Юго-Восточный купол).

• 3.    Разработаны 1D и 3D геомеханические модели, проведены дополнительные исследования керна на Одопту-море с учетом особенностей RR-2 пласта для уточнения геомеханической модели.

• 4.    Проведена оценка прогнозов по добыче с использованием принципиально разных схем заканчивания скважин.

• 5.    Определены оптимальные параметры многостадийного гидравлического разрыва пласта.

• 6.    На базе гидродинамической модели рассчитана прогнозная добыча по проектной скважине с традиционным заканчиванием (перфорированный хвостовик в горизонтальном стволе) и многостадийным ГРП (5 стадий).

• 7.    Проведена оценка экономической эффективности вариантов разработки без МГРП и с учетом МГРП. Базовый вариант является экономически эффективным, ВНД составила 15 %, ЧДД – 327 млн руб. Второй вариант является экономически эффективным при норме дисконтирования 22 %, ЧДД составляет 612 млн руб.

• 8.    Проведение МГРП (5 стадий) позволит увеличить ЧДД почти вдвое, а накопленную добычу на 30 %.

2023;8(2):141–149

2023;8(2):141–149

2023;8(2):141–149