Уточнение геолого-промысловых моделей залежей нефти и газа при разработке месторождений

Многолетнее освоение нефтяных и нефтегазовых ресурсов в Среднем Приобье Западной Сибири привело к резкому ухудшению структуры остаточных запасов. Преодоление или замедление снижения объёмов добычи связано с необходимостью широкого применения геолого-технических мероприятий (ГТМ), практической целью которых является освоение (иногда «точечное») не вовлечённых в разработку остаточных запасов путём зарезки боковых стволов, применения потокоотклоняющих технологий, а также совершенствования технологий вскрытия и освоения.

Всё это невозможно без более детального изучения действующих месторождений путём создания цифровых геолого-технологических моделей, позволяющих объективно прогнозировать морфологию коллекторов, их петрофизические и гидродинамические параметры в межскважинном пространстве. Устойчивость, а значит и достоверность, любой модели невозможна без использования всей совокупности методов геологической интерпретации промыслового объекта, а именно: седиментационного и литолого-фациального анализа, метода палеогеографических реконструкций, учёта вторичных процессов, контролирующих текущие петрофизические свойства коллекторов, и др. При всей традиционности эффективного применения методов на месторождениях Западной Сибири до сих пор не выработаны воспроизводимые методики их формализации для последующего использования в моделировании. Данная работа является попыткой решения ряда конкретных задач на пути создания цифровых моделей с использованием всех перечисленных выше знаний о месторождениях с учётом фактической промысловой информации по всему фонду скважин в режиме времени, близком к реальному.

Объектом исследований, в связи с этим, явились месторождения Сургутского и Красноленинского нефтегазоносных районов.

Цель работы заключается в уточнении геолого-промысловых моделей (ГПМ) разрабатываемых залежей с различными промысловыми, литолого-фациальными характеристиками. Выделение на их основе перспективных нефтегазоносных зон, не вовлечённых в разработку, проектирование и сопровождение проведения ГТМ, а также последующая оценка их эффективности.

Основными задачами исследований являются:

1. Разработка новой методики определения гидродинамической связи между скважинами и её количественная оценка.

2. Обоснование метода корректировки данных инклинометрии скважин.

3. Создание ГПМ залежей на основе комплексных исследований их геологического строения, истории разработки месторождений и текущих промыслово-геофизических параметров с применением метода оперативного геолого-промыслового моделирования.

4. Обоснование рекомендаций по повышению нефтеотдачи разрабатываемых месторождений на базе созданных цифровых моделей.

Методами решения поставленных задач являются прямые лабораторные, промыслово-геофизические, сейсмические, геохимические, гидродинамические, геолого-промысловые методы исследования, детерминистские и стохастические методы моделирования, а также анализ динамики технологических показателей разработки месторождений.

Научная новизна:

1. Обоснование метода оперативного геолого—промыслового моделирования залежей нефти.

2. Создание методики оценки гидродинамической связи между скважинами и оценки пьезопроводности коллекторов с трещинной ёмкостью на основе использования наблюдаемых параметров работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) в ближайшем окружении.

3. Разработка метода корректировки данных инклинометрии.

4. Уточнение метода поиска не вовлечённых в разработку участков (на примере коллекторов с низкими ФЕС пласта АС7 Вачимского месторождения).

В связи с эти основные защищаемые положения следующие:

1. Метод оперативного геолого-промыслового моделирования залежей нефти позволяет уточнять геологические модели пластов АС8″ и АС9 Комарьинского, АС8 и АС9 Вачимского, АС7 и АС9 Быстринского месторождений, а также объекта ТК Рогожниковского месторождения;

2. Разработанный метод корректировки данных инклинометрии скважин повышает достоверность геолого—промысловых моделей.

3. Предложенная методика проведения гидропрослушивания позволяет установить гидродинамическую связь между скважинами и количественно оценить пьезопроводность.

4. Уточнение метода поиска подвижных не вовлечённых в разработку участков с низкими ФЕС пласта АС7 Вачимского месторождения позволяет проектировать эффективные ГТМ и повышать коэффициент извлечения нефти.

Личный вклад: разработка метода обработки данных инклинометрии скважин в целях уточнения координат пластопересечений, обоснование новой методики проведения гидропрослушивания, создание цифровых моделей рассмотренных в работе месторождений, планирование ГТМ по повышению нефтеотдачи и их сопровождение в период внедрения. Автором впервые создана концепция оперативного геолого-промыслового моделирования, применяемого для обоснования эксплуатационного бурения скважин Комарьинского (пласт АС8~) и Рогожниковского (объект ТК) месторождений, Таплорской площади (пласт АС9) Вачимского месторождения, а также при проектировании ГТМ на объекты Вачимского (АС7, АС8, АС9, ЮС2), Быстринского (АС7, АС8, АС9, БСЬ BCi6-i7> БС^о,.

ЮС2), Рогожниковского (объект ТК), Северо-Юрьевского (ЮС]) и Комарьинского (ACg2 и АС9) месторождений.

Практическая значимость работы:

1. Уточнение геологических моделей и площадей нефтеносности объектов разработки Быстринского, Вачимского, Комарьинского и Рогожниковского месторождений на основе реализации предложенных методик.

2. Проектирование мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов, их внедрение и сопровождение в процессе проведения ГТМ, а также анализ эффективности по предложенным автором методикам.

Результаты, полученные в диссертации, могут быть использованы специалистами научно-исследовательских и проектных институтов, работниками производственных объединений при геолого-промысловом изучении залежей, а также в учебном процессе нефтегазовых вузов страны.

Апробация работы осуществлена на научно-технических конференциях и при публикации результатов исследований в научно-технической литературе. Материалы, положенные в основу настоящей работы, обсуждались автором на XXVII, XXVIII, XXIX и XXX научно-технических конференциях ОАО «Сургутнефтегаз» в 2007, 2008, 2009 и 2010 гг. (г.Сургут) — VIII, IX, X конкурсах «Золотое будущее Югры» в номинации «Молодой учёный Югры» в 2007, 2008, 2009 гг. (г.Сургут, г. Ханты-Мансийск) — IX конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории ХМАО-Югры в 2009 г. (г.Ханты-Мансийск) — конференции студенческой академии наук ТюмГНГУ в 2008 г. (Тюмень).

По теме диссертации опубликовано 5 работ, в том числе одна в журнале «Известия ВУЗов. Нефть и газ», поименованного в списке ВАК РФ.

В основу диссертационной работы положен фактический материал, который явился результатом производственной и научной деятельности в НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» и Институте геологии и геоинформатики Тюменского государственного нефтегазового университета. Кроме личных исследований, непосредственного участия в промысловых экспериментах, освоении месторождений и обосновании ГТМ автором использованы данные ОАО «Сургутнефтегаз» по 32 970 скважинам 20 разрабатываемых месторождений. Непосредственно геолого-промысловое моделирование осуществлялось на 5 разрабатываемых месторождениях с общим фондом 4086 скважин.

Работа состоит из введения, 4 глав и заключения общим объёмом в 147 страниц. Она включает 63 рисунка и 3 таблицы. Список литературных источников насчитывает 132 ссылки. Общий объём рукописи 157 страниц.

Диссертационная работа выполнена под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора кафедры промысловой геологии ТюмГНГУ И. П. Попова, которому автор выражает свою искреннюю признательность за постоянное внимание к работе.

Автор выражает искреннюю благодарность В. В. Кулявцеву, к. г— м.н. Т. А. Коровиной, Р. А. Ходченко, к. г-м.н. Е. В. Николаевой, А. Н. Шупте, д.г.-м.н., профессору А. М. Волкову, к. ф-м.н. В. А. Белкиной, д. г— м.н. профессору Г. П. Мясниковой, доценту Т. П. Усенко, А. П. Кондакову, д. г-м.н. профессору В. К. Федорцову, профессору Р. И. Медведскому, К. А. Костеневич, а также светлой памяти д. г-м.н., профессору.

В.Г.Каналину| за ценные советы, консультации и обсуждение в разное время результатов исследований, критические замечания к работе.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

По итогам выполненных исследований получены следующие результаты:

1. Основным проблемным вопросом, связанным с достоверностью исходной информации, которая используется геологом при моделировании залежей нефти и газа, проектировании и проведении ГТМ, является инклинометрия. Фактическое местоположение скважин отличается от текущего представления, основанного на данных замеров траекторий старыми приборами. Неточность инклинометрии выявлена в скважинах, пробуренных до 1998 г., где замер траектории произведён прибором KIT или WN. В следствие этого существует проблема моделирования залежей нефти и газа, а также планирования ГТМ на основе некорректных определений пространственных координат целей ГТМ. По результатам анализа отходов пластопересечений 5924 скважин по замерам инклинометром и гироскопом выявлено, что 29% скважин с замером гироскопом отходят в плане от замеров инклинометром, проведённом при строительстве скважин более чем на 100 м. По техническим причинам до продуктивного пласта повторные исследования инклинометрии не доведены в 26% всех повторных замеров инклинометрии гироскопом. В связи с этим возникает необходимость сшивки замеров инклинометрии.

На предприятиях РФ вопросы, связанные с достоверностью и корректировкой замеров инклинометрии, решаются различными способами, единая методика отсутствует. Автором рассмотрен существующий опыт корректировки исходной информации и предложены методы корректировки скважинных данных для уточнения модели залежей. Совмещение замеров инклинометрии предлагается проводить в несколько этапов: а) рассчитать значения угла и азимута старого замера инклинометрии на глубину последней точки записи гироскопаб) произвести расчёт азимутальной и угловой поправки на глубину последней точки записи гироскопас) осуществить добавление предыдущей инклинометрии с учётом угловой и азимутальной поправки к последней точке замера гироскопом.

Стоит учитывать, что траектории разведочных скважин, записанные приборами КИТ, в областях наклона ствола до 3° считались абсолютно вертикальными (т.е. смещение забоя в плане 0). Накопленная ошибка в измерении абсолютной отметки пластопересечения может достигнуть 3— 4 м при длине ствола скважины 2000 м. Заниженные абсолютные отметки в разведочных скважинах выявлены при моделировании и проведении новых замеров траектории более точными приборами.

В результате внедрения разработанного методики корректировки данных инклинометрии устраняется несоответствие между координатами пластопересечений и становится возможным использовать короткую (но записанную более точным прибором) траекторию скважины в целях геологического моделирования.

2. При оценке проницаемости трещин в коллекторах трещиноватого типа определяющими являются данные ГДИ, поскольку оценка проницаемости трещин по ГИС затруднительна. Разработан метод использования данных ГРП для гидропрослушивания и решения задач нефтегазопромысловой геологии в коллекторах с трещинной ёмкостью. Он заключается в оценке времени, через которое возмущение, создаваемое при проведении ГРП, достигает соседних скважин. Для этого производится фиксация параметров работы соседних скважин. Возможность использования предлагаемого метода обуславливается хорошей гидродинамической связью. Возмущение при проведении гидропрослушивания в трещинном коллекторе доходит до скважины-приемника достаточно быстро.

Сильные репрессии от ГРП доходят сразу, либо на следующий день. Влияние «слабых» депрессий (таких как запуск/остановка скважин) можно заметить через период от 1 до 3 суток.

Предлагается использовать эффект влияния ГРП в дополнение к методам гидропрослушивания без отключения продуктивных скважин, анализировать данные и получать информацию как качественного характера — оценка наличия гидродинамической связи, так и количественного — возможность оценить коэффициент пьезопроводности.

3. По результатам геолого-промыслового моделирования обоснованы перспективные участки для проведения доразведки пласта АС7 Быстринского месторождения, выявлена зона расширения контура нефтеносности пласта в юго-западной части в сторону Солкинского месторождения, на основании чего принято решение о переиспытании скважины 1117 Солкинского месторождения. Выделенные области расширения контуров нефтеносности в западной части Быстринского месторождения были успешно опробованы зарезкой боковых стволов, запланировано бурение трёх кустов скважин.

4. На основе фациального анализа уточнена геологическая модель пласта АС9 Комарьинского месторождения, обоснован внешний контур газоносности на северной части месторождения, запланированы мероприятия по увеличению нефтеотдачи пласта. Определена перспективная для доразведки северная часть пласта АС9 Комарьинского месторождения, которая может соединяться с залежью Лянторского месторождения. В целях уточнения геологического строения объекта рекомендуется проведение 3D сейсморазведочных работ.

5. Уточнение седиментационной модели залежи пласта ACs" Комарьинского месторождения позволило построить цифровую геологическую модель, обосновать эксплуатационное бурение в зоне расширения контура нефтеносности в юго-восточной части месторождения, где перспективы оценены в 140 тыс. тонн извлекаемых запасов нефти. Предложены мероприятия по зарезке боковых стволов, перфорации, гидропескоструйной перфорации, ограничению непроизводительной закачки в залежь АС9 Комарьинского месторождения.

6. Исследование залежи пласта АС9 Таплорской площади Вачимского месторождения позволило выявить запасы нефти в подгазовой зоне пласта. На основании полученных данных размещено шесть горизонтальных скважин, а бурение будет осуществлено после уточнения структурного плана залежи по результатам разбуривания нижележащего объекта ЮС2.

7. Уточнено блоковое строение Рогожниковского месторождения на основе применения сейсмических 3D исследований. Проведение атрибутного сейсмического анализа позволило выделить поверхности разломов, разбивающих всё месторождение по выдержанным направлениям СЗ-ЮВ и ЮВ-СВ. На основании наличия структурных поднятий, близости выделенных разломных зон, анализа результатов испытаний разведочных скважин и эксплуатационного бурения определяется текущее направление разбуривания объекта ТК.

8. Обоснована методика оперативного моделирования, основанная на применении концепции параллельного планирования и системного мышления. Ключевым принципом является концентрация на процессе в целом, а не на составных частях. Процесс оперативного геолого— промыслового моделирования заключается в создании адресной геологической и/или фильтрационной модели с достаточным количеством свойств и параметров, направленный на решение поставленной производственной задачи в рамках имеющихся ресурсов и в короткие сроки. Оперативность достигается ограничением границ и необходимых параметров моделирования для решения конкретной задачи, а также отсутствием необходимости представления результатов по строгой форме отчётности.

9. Оперативное моделирование пласта АС7 Вачимского месторождения с низкими ФЕС позволило выдать рекомендации по зарезке боковых стволов в коллекторах на основе дифференциации по интегральному параметру. Внедрение ГТМ подтвердило высокую эффективность, начальный дебит нефти скважины 3152 составил 48т/сут.

10. На основе оперативного моделирования ведётся проектирование и сопровождение ГТМ по зарезке боковых на залежах АС7, ACg, АС9 и ЮС2 Вачимского месторождения, пластах АС7, ACg, АС9, БСЬ БС 16−17? БС]8−2о и ЮС2 Быстринского месторождения, объектах ЮС[ Северо-Юрьевского месторождения и Тр3(1) Рогожниковского месторождения. В рамках работы проведено 98 мероприятий по зарезке боковых стволов, что позволило получить начальный прирост 3071тонн нефти/сутки.

11. Рекомендовано проведение исследований объёмной сейсморазведки на Комарьинском и Вачимском месторождениях для уточнения строения.