Постоянно действующие геологические модели как основа управления ресурсной базой нефтяного месторождения

Технология построения постоянно действующих геологических моделей позволяет наращивать ресурсную базу нефтедобывающей компании посредством достижения: экономически эффективной разведки месторождения и подсчета запасов; быстрого ввода в освоение вновь открытого месторождения; уменьшения себестоимости добычи нефти.

Реализация компьютерно-технологических решений дает возможность выполнять функционально значимые направления работ с геолого-геофизической информацией:

• 1)    ревизия имеющегося фонда геолого-геофизического и промыслового материала;

• 2)    оценка и контроль входящей геолого-геофизической информации;

• 3)    обработка и переобработка;

• 4)    интерпретация и переинтерпретация.

Геологическая модель должна давать возможность анализировать два основных типа процессов, происходящих в разрабатываемом пласте в ходе разработки: фильтрационные потоки, вызванные неоднородностью поля поровых давлений, и сопутствующее изменение напряженно-деформированного состояния. Результаты расчетов дают геомеханическую модель, которая позволяет уточнять динамику разработки. В частности, изменение напряженно-деформированного состояния может существенно повлиять на фильтрационноемкостные свойства среды. В свою очередь, это позволяет оптимизировать систему разработки месторождения: уточнить значения депрессий, с которыми работают добывающие скважины, определить места, в которых бурение следует проводить в первую очередь.

Создание геологической модели месторождения характеризуется большим количеством используемых данных наблюдения. К ним можно отнести:

• 1.    Геологические особенности строения месторождения. Геологические модели позволяют с достаточно высокой точностью построить геометрическую модель и расчетную область;

• 2.    Сейсмические, керновые и геофизические исследования. С помощью информации, полученной с помощью этих исследований, можно распределить по ячейкам расчетной области важнейшие параметры для последующего анализа: фильтрационно-емкостные свойства породы для расчета процессов фильтрации и упругие и прочностные свойства, необходимые при геомеханическом моделировании. Кроме того, дополнительные исследования могут быть использованы для того, чтобы определить степень влияния напряженно-деформированного состояния на фильтрационно-емкостные свойства;

• 3.    Одномерные геомеханические модели. С помощью специальных исследований можно определить точные распределения главных напряжений вдоль уже разбуренных скважин. Эти данные используются для задания корректных граничных и начальных условий при моделировании разработки. При проектировании разработки месторождении нефти и газа построением геологических моделей занимаются Научно- исследовательские проектные институты (НИПИ);

Внедрение компьютерных технологий дает:

Электронное научное издание «Устойчивое инновационное развитие: проектирование и управление»

том 14 № 4 (41), 2018, ст. 4

• •    снижение себестоимости добычи нефти на разрабатываемых месторождениях;

• •    оптимизацию решений по размещению эксплуатационного фонда скважин;

• •    аналитическое сопровождение по выработке рекомендаций применения методов интенсификации для конкретных геологических условий залежи;

• •    высокую (до 80%) подтверждаемость запасов нефти категорий С 1 и С 2

• •    реализацию проектирования по выбору оптимального заложения горизонтальных скважин;

• •    резкое повышение (до 70-80%) успешности бурения поисково-оценочных и разведочных скважин;

• •    снижение себестоимости подготовки и ускоренный ввод вновь открытого месторождения в разработку;

• •    реализацию принципа управления залежью в реальном времени - "от поиска залежи к подсчету запасов и последующему мониторингу эксплуатационного разбуривания".

Если рассматривать эти вопросы на примере уникального газоконденсатного месторождения Карачаганак с оцениваемыми геологическими запасами УВ в 1,2 трил. м3 газа и 1 млн. т жидких УВ. Разработка таких крупнейших месторождений будет производится в течении многих лет и без геологических моделей тут не обойтись.

Продуктивные пласты месторождения Карачаганак состоят из карбонатного массива, строение и стратиграфия которого определяются средней проницаемостью резервуара в 2 мД при пористости в 9%, коэффициенте песчанистости 40% и водонасыщенности только 10%. Начальное пластовое давление составляло от 52000 до 59500 кПа с пластовыми температурами от 70 до 950С.

Рис. 1. Трехмерное изображение Карачаганакского месторождения (N – Север, GOC – ГНК, OWC – ВНК)

С целью создания геологической модели по резервуару НИПИМунайгаз работает над созданием новой технологической схемы освоения месторождения Карачаганак.

В настоящее время КПО работает над повторным построением статической модели, объединяющей все доступные данные геологических исследований, выполненных с 2007 года. Результаты повторной интерпретации сейсмических данных 2008 года и данные, взятые из новых пробуренных скважин, используется для данной работы.

После этого результаты интерпретации сейсмических данных на основе исследований 2009 года и данные по новым скважинам будут рассмотрены и должным образом внесены в модель.

Ниже представлены основные изменения в адаптациях модели 2007 г. и 2008 г. по сравнению с предыдущими годами:

• •    Водоносный горизонт был восстановлен в модели и теперь включен как один из параметров адаптации модели. По большей части он изолирован на уровне С9 (тульский горизонт). 3 млрд ст.м³ воды (рассчитывалась как разница объема воды в HM2007 и Модели 2) и увеличение прогнозируемого объема пластовой воды от 11 (Модель 2) до 490 ст.м³/сутки на 1 января 2011 года В результате дополнительного давления, предоставляемого водоносным горизонтом, ранний визей должен быть полностью изолирован от каменноугольного горизонта в целях поддержания точности значений испытателя пластов многократного действия.

Рис. 2. Схема основных геологических элементов, внесенных в Модель 2

• Были сделаны корректировки горизонтальной гидропроводности на участках существующих следов (линий) сброса и участках с ранее измененной гидропроводностью. Также была изменена вертикальная гидропроводность на границах пермско-каменноугольной и каменноугольно-довизейской систем (С9). Это было сделано для того, чтобы подкорректировать значения регионального давления и привести в соответствие новые и/или пересмотренные данные, в частности, данные по давлению от MDT- (каротаж модульным динамическим пластоиспытателем и XPT – (прибором измерения давления экспресс-методом) со скважин 9807, 2D, 152 и 200.

• •    Значения kh по результатам испытаний скважин, которые ранее использовались при заканчивании, были исключены. Вместо этого характеристики производительности скважины подгонялись путем корректировки проницаемости отдельных слоев вблизи скважины.

• •    Коэффициенты умножения для эффективного порового пространства для поддержки давления были во многих вариантах удалены в пользу изменения проницаемости или, во многих случаях, изменения таблицы насыщения.

• •    Коэффициенты умножения вертикальной проницаемости на краях месторождения в каменноугольном пласте были удалены.

• •    Данные по добыче были обновлены вплоть до конца 2008 года с целью включения распределенных значений дебитов, давлений на устье, бурения новых скважин и КРС.

Ниже показаны прочие дополнения и изменения к данным по скважинам и добыче:

• •    Совокупные данные по скин-фактору, kh, продуктивности и глубине отдельных перфораций были удалены в свете повторных интерпретаций данных испытаний скважин и повторной оценки перфораций.

• •    Данные PLT, статического забойного давления, опробователя пластов многократного действия и ГФ были включены для совпадения замерных данных.

• •    Скин-фактор, зависящий от дебита, был исключен из модели вследствие проблем с конвергенцией моделирующего устройства; вместо этого используются среднестатические значения скин-фактора.

• •    По каждой добывающей скважине были созданы и, по возможности, откалиброваны индивидуальные диаграммы. Новые диаграммы были разработаны для нагнетательных скважин.

• •    Были приняты значения относительной проницаемости системы "нефть-газ", рекомендованные в исследовании PERA за 2007 год.

Получено удовлетворительное совпадение по эксплуатационным показателям индивидуальных скважин. Сравнение общего ГФ месторождения согласно симуляционной модели с фактическими данными представлено на рис. 3.6.1. Адаптированная модель использовалась для планирования скважин и для оценки различных проектов.

Симуляционная модель коллектора будет повторно построена по окончании создания статической модели. Дальнейшее обновление будет сделано, когда будут собраны дополнительные данные по месторождению в следующих областях:

• I.    Обработка данных трехмерной сейсмической разведки 2009 года и их последующая интерпретация

• II.    Поведение коллектора при закачке газа

• III.    Поведение скважин при давлении ниже точек начала конденсации и давления насыщения

• IV.    Характеристики относительной проницаемости системы "конденсат-нефть"

• V.    Поведение горизонтальных скважин.

Новые скважины Объекта 3 запланированы для замены добывающих скважин с высоким ГФ на добывающие скважины с более низким ГФ. Планируется добиться более высокой продуктивности с помощью сочетания горизонтальных / многоствольных / вертикальных скважин. Осуществляется улучшение работы существующих скважин посредством матричной кислотной обработки / гидроразрыва пласта. Программой предусматривается получение данных по коллектору из Объекта 2 и 3 с целью оптимизации количества скважин на будущих этапах разработки.

Программа Этапа IIM включала 29 эксплуатационных скважин. В связи с неопределенностями в структуре и качестве Карачаганакского коллектора, первые четыре скважины Этапа IIM (в настоящем документе называемые Начальные скважины Этапа IIM) -5488, 5790, 6394 и 5887 - были пробурены со следующими целями:

• •      оценка различных участков коллектора;

• •      получение опыта в бурении горизонтальных скважин;

• •      оценка продуктивности горизонтальных скважин на Карачаганакском

месторождении.

Коллектор оказался чрезвычайно неоднородным (гетерогенным). С учетом неоднородности коллектора, конструкции ранних скважин были изменены - теперь это не горизонтальные с одним боковым стволом, а двуствольные, а затем многоствольные скважины, благодаря чему обеспечивается максимальный контакт с коллектором. По мере осуществления программы конструкция скважин вернулась к концепции одного бокового ствола с более длинным горизонтальным участком, что является компромиссом между максимальным увеличением контакта с коллектором и снижением эксплуатационной сложности и затрат. Скважины Этапа IIM планировались на площадках, где:

• •      в ходе интерпретации начальных сейсмических данных 3D были определены

специфические сейсмические особенности или другие аномалии, такие как зоны поглощения, предполагающие хорошую продуктивность скважины;

• •      имеются существующие или ликвидированные скважины, которые были или

• все еще продуктивны;

• •      мощность Объекта 3, первоначальной цели разработки коллектора в ходе

Этапа IIM, по результатам интерпретации оказалась больше, чем где-либо на месторождении.

Эксплуатация центрального участка месторождения ведется на основе плотной сетки добывающих скважин, введенных в эксплуатацию в период начальной программы Этапа II. Кроме того, поскольку среднее давление Объекта 3 на данном участке является низким, дальнейшее уплотнение сетки бурения скважин на центральном участке месторождения в настоящее время не является приоритетным. Поэтому большинство скважин теперь имеют целью периферийные участки месторождения, где Объект 3 достигает своей максимальной толщины 200 м (рис. 4.3.7) и где дренирование скважины слабое. Также преимуществом данных периферийных участков является то, что более высокое давление находится дальше от основного объекта добычи.

• •      Достижение добычи с более низким ГФ является вполне осуществимым при

использовании горизонтальных скважин, поскольку ГФ связан с ист. верт. глубиной нахождения продуктивного участка относительно ГНК. Считается, что конструкция горизонтальной скважины с одним боковым стволом: позволяет обеспечить максимально низкую глубину погружения ниже ГНК 7-дюймовых обсадных труб во избежание нежелательного повышенного ГФ с более высоких уровней;

• •      позволяет максимально увеличить контакт в коллекторе для повышения

возможности обеспечения коэффициента продуктивности выше среднего;

• •      позволяет упростить процесс бурения, заканчивания и эксплуатации, что

• позволяет добиться экономии в части капитальных и эксплуатационных затрат;

• •      предусматривает возможный вариант корректировки с целью увеличения

производительности в случае низкой эффективности путем проведения поэтапного гидроразрыва или интенсификации притока в скважину в случае низкой первоначальной производительности, или добавления перфораций в нижней части Объекта 2 для обеспечения притока с вышележащих интервалов в случае необходимости;

• •      позволяет вести бурение дополнительных боковых стволов в наклонных

секциях для увеличения производительности в более поздние сроки, в случае необходимости.

Начатая работа по построению постоянно действующих геологических моделей позволила сформулировать необходимые требования, предъявляемые на всех этапах к технологии создания цифровых моделей и перейти к их реализации. Это предполагает использование постоянно действующих геологических моделей месторождений как для проектирования, так и непосредственно для принятия конкретных управленческих решений.

Месторождения для создания цифровых моделей выбираются в соответствии со следующим условиям: 1) возможность наращивания объема добычи в перспективе; 2) высокая доля эксплуатационного бурения; 3) наличие достаточного объема качественной геолого-геофизической информации; 4) неоднозначность геологических условий; 5) возможность организовать работу в рамках отдельного проекта.

Создаваемая технология построения постоянно действующих геологических моделей позволяет наращивать ресурсную базу нефтяной компании посредством достижения: экономически эффективной разведки месторождения и подсчета запасов; быстрого ввода в освоение вновь открытого месторождения; снижения темпа падения добычи по разрабатываемым месторождениям; уменьшения себестоимости добычи нефти.