ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 550.8.072
© Коллектив авторов, 2015
Обоснование эффективности бурения боковых стволов с использованием многовариантного геолого-гидродинамического моделирования на основе геолого-промыслового анализа
М.А. Филатов, М.Ю. Рябчевских, А.Ю. Вишняков, М.А. Присяжнюк
(Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми)
Адрес для связи: Maksim.Filatov@pnn.lukoil.com
Ключевые слова: геолого-промысловый анализ, бурение боковых стволов, гидродинамическое моделирование, секторная модель, многовариантные расчеты.
Адекватность каждой геолого-гидродинамической модели (ГДМ) месторождения определяется степенью изученности и качеством имеющейся геолого-промысловой информации. Повышать качество моделей необходимо за счет постоянного сопровождения при непрерывном мониторинге геологической, сейсмической и промысловой информации. При этом определяющую роль играет детальный геолого-промысловый анализ.
В данной работе на основе проведенного геолого-промыслового анализа выполнено обоснование эффективности бурения боковых стволов (БС) с использованием ГДМ на примере турнейского (Т) объекта нефтяного месторождения Пермского края. В ходе работы:
- оценена успешность бурения БС в исследуемом районе;
- выявлены предполагаемые причины недостижения проектных дебитов;
- выбраны геолого-промысловые параметры, задаваемые в качестве неопределенностей;
- проведено многовариантное моделирование;
- проанализирована степень влияния параметров неопределенности;
- выполнены прогнозные расчеты с координатами заложения запроектированных БС на актуализированной модели;
- выявлены риски неподтверждения проектных деби-тов и даны рекомендации по выбору места заложения БС.
Турнейский объект (пласты Т1 Т2 и Т3) распространен по всей площади месторождения. В его составе выделяется ряд поднятий, образующих отдельные зоны разработки. Основная часть начальных геологических запасов сосредоточена на центральном поднятии.
Объект введен в пробную эксплуатацию и разрабатывается единичными скважинами без поддержания пластового давления (ППД). В настоящее время начаты ак-
Evaluation of the sidetracks effectiveness using multivariate geological and hydrodynamic modeling based on field-geologic analysis
M.A. Filatov, M.Yu. Ryabchevskikh, A.Yu. Vishnyakov, M.A. Prysyazhnyuk (PermNIPIneft Branch of LUKOIL-Engineering LLC in Perm, RF, Perm)
E-mail: Maksim.Filatov@pnn.lukoil.com
Key words: field-geologic analysis, sidetracking, flow simulation, sector model, multiple calculations.
The aim of this work is to validate the sidetracking effectiveness on the ground of field-geologic analysis, using the flow simulation of the oil-field. The first stage of work involves selection and field-geologic analysis of the investigated area. The second stage is to create a sector of geological-and-hydrodynamic model, to select and substantiate of parameters uncertainty using the field-geologic analysis. After selecting the options, series of calculations of the sector model have been performed, and results have been considered. The best option, that is closest to the historical production data, has been selected. In the last stage is to calculate the suggested options for development of the field facility, according to the project document on updated geological-and-hydrodynamic model. In conclusion, recommendations are given for the adjustment of the new sidetracking.
тивные работы по усилению системы разработки залежи с помощью бурения БС. Одновременно отмечается увеличение доли попутно добываемой воды в продукции от 46 до 67 %, что связано с высокой начальной обводненностью БС.
Результаты бурения БС на поднятии в целом показали невысокую успешность вследствие:
1) низких коллекторских свойств турнейских отложений;
2) высокой обводненности добываемой продукции, обусловленной снижением текущей нефтенасыщенности пластов Т1 и Т2, в том числе за счет межпластовых перетоков на участках, где осуществлялось активное заводнение пласта Бб2;
3) снижения пластового давления в зонах отбора в связи с отсутствием влияния закачки.
В качестве объекта исследования рассмотрен район скв. 766 в юго-восточной части центрального поднятия. На данном участке пробурены пять скважин c БС (149, 154, 1041, 1052 и 2068). В табл. 1 представлены начальные параметры работы окружающих скважин в районе скв. 766.
Скважины вступали в эксплуатацию с обводненностью, изменяющейся от 27 % (скв. 1052) до 91 % (скв. 1041). Одной из задач данной работы являлось проведение геолого-промыслового анализа данного района с целью уточнения остаточных запасов нефти, источников обводнения и дальнейшего планирования бурения скважин.
Таблица 1
Номер скважины Год ввода Вскрытые пласты Дебит нефти, т/сут Дебит жидкости, м3/сут Обводненность, %
154 2009 Т, 14,69 39,55 59,0
1041 2011 Т, 0,98 12,27 91,3
2068 2011 Т,+Т9 6,34 21,72 68,0
1052 2011 Т,+Т9 11,81 17,5 27,0
149 2012 Т2 4,59 8,13 35,7
Среднее значение 7,68 19,83 56,2
Рис. 1. Выкопировка из карты толщин плотной «перемычки» между пластами Бб2 и Т1 в районе скв. 766
В процессе разработки вышележащего визейского объекта Бб2 на данном участке отмечалась существенная перекомпенсация отборов закачкой воды (от 120 до 500 %). Значительная часть объекта представлена зоной замещения пластов-коллекторов плотными породами, вследствие чего потери нагнетаемого агента (воды) минимальны. Потеря части закачки может быть связана как с перетоками по стволу скважины, так и с прорывом воды через плотные зоны при высоком градиенте давления.
В процессе выполнения геолого-промыслового анализа выявлено, что попутно добываемая вода в скв. 154, 149, 1041, 2068 на исследуемом участке в основном опреснена, несмотря на то, что освоение системы ППД было организовано после бурения БС. На базе этого сделано предположение о возможном влиянии системы ППД с вышележащего объекта на исследуемый район скважин, т.е. существуют зоны возможных межпластовых перетоков с вышележащего визейского на нижележащий турнейский объект
разработки. Зоны обводнения пласта Т1 находятся в пределах участков с низкой толщиной глинистой перемычки между пластами Т1 и Бб2 (районы нагнетательных скв. 183, 1036, 1042, 2067), что подтверждается результатами бурения БС (рис. 1). Таким образом, наиболее вероятная причина образования промытых зон -перетоки закачиваемой воды из вышележащего пласта Бб2 в связи с отсутствием надежной плотной перемычки между пластами Бб2 и Т1 (см. рис. 1). По данным потокометрических исследований заколонная циркуляция закачиваемой воды в турнейские отложения выявлена в нагнетательной скв. 183, а в скв. 2076 зафиксированы нарушения в эксплуатационной колонне в интервале пласта Т1.
Следующий этап работы включал учет всех полученных данных и обновление существующей ГДМ. В процессе актуализации геологической модели проведена перекорреляция в существующих скважинах и пробуренных новых БС. Границы секторной ГДМ выбирались на основании анализа линий тока и оценки регионов дренирования и заводнения с помощью опций, реализованных в программном комплексе Tempest MORE компании Roxar с учетом результатов полномасштабного моделирования (рис. 2). После проведения расчета на секторной модели проведена запись потоков и на их основе выделена исследуемая область.
По результатам выполненного геолого-промыслового анализа установлен перечень параметров, которые впоследствии могли повлиять на фактические показатели работы исследуемых скважин. Они определены как неопределенности, для них по данным геолго-промысло-вого анализа выделены наиболее вероятные предельные значения (табл. 2).
С помощью многовариантного моделирования на основе данных параметров в программе Enable компа-
Рис. 2. Границы секторной ГДМ
Таблица 2
Параметры неопределенности Значение параметра min mean max Примечание
Объем закачки, обусловленный межпластовыми перетоками, % объема закачки на объект Тл+Бб 5 30 60 Процент фактического объема закачиваемой воды на вышележащем объекте
Объем закачки, обусловленный заколонными перетоками, % объема закачки на объект Тл+Бб 5 30 60
Локализация места предполагаемого прорыва воды, расстояние от забоя нагнетательной скважины, м 0 150 300 Граничные значения определены опытным путем
Наличие внутрипластовых вертикальных перетоков, множитель сообщаемости несоседних соединений 1 3 5
Анизотропия вертикальной проницаемости, множитель вертикальной проницаемости 1 0,5 0,1
Изменение смачиваемости породы при закачке пресной воды, множитель ОФП 1 0,5 0,1
Наличие системы трещин (высокопроницаемых интервалов), множитель проницаемости 1 2,5 5
том данных геолого-промыслового анализа, отклонение накопленной добычи нефти от фактических значений составило 2%.
На основе уточненного по результатам геолого-промыслового анализа варианта адаптации в исследуемом районе построена карта распределения плотности подвижных запасов нефти и проведено сравнение с расчетом на модели без учета данных геолого-промыслового анализа (рис. 4). На модели с учетом данных геолого-промыслового анализа наблюдается изменение распределения плотности запасов (в центральном, юго-восточном и северном участках залежи).
На следующем этапе работы проведены расчеты технологических показателей разработки. Вариант предусматривал бурение шести БС в исследуемом районе. Расположение проектных скважин представлено на рис. 5.
Результаты расчетов на ГДМ приведены в табл. 3. Из нее видно, что при равных значениях дебита жидкости расчетный дебит нефти значительно отличается относительно
Рис. 3. Результаты расчетов: динамика обводненности на примере скв. 1052 (а) и торнадо-диаграмма (б):
1 - при увеличении параметра неопределенности увеличивается обводненность; 2 -
расчетов, выполненных без проведения де-
при уменьшении параметра неопределенности уменьшается обводненность; 3 - при г г
увеличении параметра неопределенности уменьшается обводненность; 4-при умень- тальн°г° геолого-промыслового анализа.
шении параметра неопределенности увеличивается обводненность нии Roxar проведено 375 расчето
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.