ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК: 553.982.232
© Г.Г. Гилаев, А.Э. Манасян, В.В. Гритчина, 2015
Построение постоянно действующих геолого-технологических моделей Южно-Орловского месторождения на основе комплексного анализа данных
Г.Г. Гилаев, д.т.н.,
A.Э. Манасян,
B.В. Гритчина
(ОАО «Самаранефтегаз»)
Адрес для связи: vladlena@progger.ru
Ключевые слова: месторождение, сейсморазведка, геологическое моделирование, риф, рифостроение, фаменский ярус.
Construction of permanent geological and simulation model of Yuzhno-Orlovskoye oil field on the basis of integrated data analysis
G.G. Gilaev, A.E. Manasyan, V.V. Gritchina (Samaraneftegas JSC, RF, Samara)
E-mail: vladlena@progger.ru
Key words: oil field, seismic works, geological modeling, reef, reef generation, Famennian stage.
Yuzhno-Orlovskoye oil field is one of promising and unstudied fields of Samaraneftegas JSC and is being drilled over at the moment. Therefore, placement of new wells (both exploration and production) requires being justified. The article considers a reconstruction of geological model on the basis of integrated geology and development analysis of Yuzhno-Orlovskoye oil field with account for seismic features, reserves re-estimation and objects integration. Expected oil bearing zones are allocated, exploration and production wells placement is suggested.
Южно-Орловское месторождение, являющееся частью Селитьбенского лицензионного участка, расположено на территории Сергиевского района Самарской области в 70 км к северо-востоку от областного центра г. Самары. Это одно из самых перспективных месторождений в ОАО «Самаранефтегаз». Залежи нефти в пределах изучаемой площади выявлены в двух нефтегазоносных комплексах: девонском (пласты Д11, Д1, Д1') и верхнефранско-турнейском (пласты Dзbr, Dзfm, В1). В 2010 г. на основе данных 3D сейсморазведки была пробурена скв. Х32 (здесь и далее указаны условные номера скважин) на Западном куполе, которая эксплуатировала пласт D3fm с фонтанным дебитом 70 т/сут. В 2012 г. были выполнены пересчет запасов нефти и растворенного газа и технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти Южно-Орловского месторождения. Одним из основных направлений деятельности ОАО «Са-маранефтегаз» в старых нефтедобывающих регионах является их доизучение с целью обеспечения прироста существующих запасов. Самарская область - один из старейших регионов, но тем не менее перспективы прироста запасов достаточно оптимистичны.
Поскольку Южно-Орловское месторождение в настоящее время активно разбуривается, необходимо обосновывать размещение новых разведочных и добывающих скважин. При этом следует учитывать не только геологические данные, но и перспективы эксплуатации месторождения. В связи с отмеченным целью работы являлись комплексное описание геологии и состояния разработки Южно-Орловского месторождения с учетом результатов сейсмических исследований, а затем разработка рекомендаций по разведочному и эксплуатационному бурению. Для этого необходимо было решить следующие задачи.
1. Выполнить анализ показателей разработки месторождения, определить значимость и подтверждаемость новой сейсмической информации.
2. С учетом новых данных сейсморазведки выполнить переоценку запасов путем построения 3D геологической модели.
3. Создать гидродинамическую модель, учитывающую трещиноватость карбонатных пластов, и адаптировать ее к истории разработки.
4. Спрогнозировать разработку месторождения на 5 лет по новым данным.
Объектами исследования являются пласты франско-фаменского и турнейского ярусов.
На 01.01.14 г. на месторождении было пробурено 19 скважин, большинство которых расположено на Южно-Орловском куполе. За время эксплуатации месторождения представления о его геологическом строении менялись многократно и кардинально.
В связи с бурением новых скважин и получением новых данных по результатам интерпретации материалов 3D сейсморазведки была построена постоянно действующая геолого-технологическая модель по всем объектам Западного купола Южно-Орловского месторождения, которая учла следующие изменения:
1) бурение новых скв. Х28 и Х29;
2) перестроение структуры по переобработанным и переинтерпретированным данным сейсморазведки (ОАО «ЦГЭ») (рис. 1);
3) объединение объектов D3br и D3fm в единый объект D3fm на основании корреляции и палеотектониче-ского анализа;
4) учет обстановки осадконакопления и рифового генезиса построек девонской системы [2];
5) корректный учет разломов в модели;
Рис. 1. Структурная карта по кровле пласта Dзfm Южно-Орловского месторождения (желтой штриховкой отмечена потенциальная зона нефтеносности, выделяемая на основании раскры-тости структуры в западном направлении)
6) построение модели трещиноватости для дальнейшего учета в гидродинамической модели.
В связи с перестроением модели запасы увеличились на 123 % за счет прироста площади нефтеносности, неф-тенасыщенных толщин, а также использования структуры с единым водонефтяным контактом [3].
На этапе построения гидродинамической модели были проанализированы данные разработки и геологические особенности коллектора, включая анализ данных гидродинамических исследований скважин (ГДИС), изучения керна и истории работы скважин. ГДИС были слишком непродолжительными, чтобы оценить тип пористости/ проницаемости коллектора и наличие непроницаемых границ. Тем не менее по пласту D3fm отмечается наличие границы постоянного давления (рис. 2). Эти данные подтверждают предположение о том, что на западе от Западного купола находится еще одно поднятие (его край которого захвачен сейсморазведкой), которое образует единую гидродинамическую систему с Западным куполом и, возможно, является нефтеносным [2].
Вследствие отсутствия качественных ГДИС применялся другой метод анализа проницаемости. Была сопоставлена проницаемость по данным анализа керна и
Рис. 2. Диагностический график (КВД) по скв. X30 пласта Dзfm Южно-Орловского месторождения:
Др, Др' - соответственно перепад давления и его производная; к - проницаемость; h - толщина пласта; ш, X - параметр, пересчитываемый соответственно в раскрытость и проводимость трещины; й - скин-фактор
45 40
35
* 30
В 25
0
| 20
1 15 а
г Ю
Проницаемость: ■ по керну ■ по ГДИС
■
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1 1 I
1 1 - J 1 1
0-0,5 0,5-1 1-10 10-100 100-500 500-1000 1000-5000
Проницаемость, Ю-3 мкм2
Рис. 3. Распределение проницаемости пласта D3fm по методам измерения
ГДИС. Наблюдается ярко выраженное расхождение между модами распределений (рис. 3). Исходя из этого, можно сделать вывод, что проницаемость по керну представляет собой проницаемость матрицы, а в пласте фильтрация осуществляется в основном по трещинам, что и показывают ГДИС. В связи с отмеченным для классификации коллектора была применена методика Нельсона [4], которая указала на трещинно-ка-верно-поровый тип коллектора, причем запасы нефти главным образом сконцентрированы в низкопроницаемой матрице, а основной приток связан с трещинами. Как следствие, необходимо использовать модель двойной пористости и проницаемости.
При гидродинамическом моделировании была применена упрощенная модель трещиноватости. Она учитывала тектонику, бурение скв. X29, объединение продуктивных пластов, адаптацию пластового давления, а также наличие двойной пористости и проницаемости (скалярные кубы без направления, длины и раскрытости трещин, поскольку исходные данные (FMI) в тот момент были недоступны). Адаптация модели (рис. 4) проводилась не только по объемам и темпам добычи, но и по пластовому давлению, что позволило точно определить проницаемость и впоследствии прогнозировать добычу нефти.
Завершающим этапом стал анализ неопределенностей и рисков [1]. Наиболее вероятный вариант был перенесен в гидродинамическую модель. Совместное использование гидродинамического моделирования и оценки неопределенностей по геологической модели помогло минимизировать риски при бурении и увеличить дебит планируемых скважин. Кроме того, были разработаны
£
а>
2
<о
â
- 1 1 Добыча по истории разработки: — жидкости — нефти Смоделированная добыча: ^ жидкости ■ нефти л г
j к
Tj К
N
т
mW« г
01.11.08г. 01.11.09г. 01.11.10г. 01.11.11 г. 01.11.12г. 01.11.13г.
Рис. 4. Адаптация гидродинамической модели по пласту D3fm
07'2015
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
70
рекомендации по изменению способа заканчивания скважин. Поскольку фактически пласты D3br и D3fm являются единым объектом, что подтверждает хорошая гидродинамическая связь, рекомендуется перфорировать весь нефтенасыщенный интервал. Прирост начального дебита на одну скважину в среднем составляет 153 т/сут, прирост накопленной добычи по каждой скважине - в среднем 221 тыс. т на 5 лет бизнес-плана.
Для более эффективного управления разработкой были сформулированы рекомендации по проведению необходимых исследований: наклономер (НИД) рекомендуется применить в скв. X38, X40, а исследование трещин (FMI) - в скв. X37, X38, X33. Выполнение качественных ГДИС позволит определить границы и продуктивность коллектора. Рекомендуется также уточнить структуру западного продолжения залежи (3D сейсморазведка на небольшой площади, бурение разведочной скв. X50), поскольку здесь выделена потенциально нефтеносная площадь (см. рис. 1). Отдельно необходимо рекомендовать создание гидродинамической модели, учитывающей трещиноватость карбонатных пластов, и использование ее для управления заводнением (исключения прорыва воды) и разработкой пласта.
Выводы
1. Использование результатов сейсморазведки и учет обстановки осадконакопления позволили пересмотреть представления о геологическом строении залежи. Это привело к объединению подсчетных объектов и приросту оцененных запасов по геологической модели, а также к выделению нового потенциально нефтеносного участка и доизучению свойств коллектора.
2. Созданная на основе данных анализа керна, ГДИС и истории разработки модель трещиноватого коллектора позволила разработать рекомендации по ра
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.