CC BY
77
УДК 622.32::622.831.312
Построение карты изобар для многопластовых залежей
С.А. Кирсанов1, А.И. Пономарёв2, А.В. Меркулов3, Т.В. Сопнев3 З.У. Мурзалимов3, Р.Л. Кожухарь
3
1 ПАО «Газпром», Российская Федерация, 190000, г. Санкт-Петербург, BOX 1255
2 Уфимский государственный нефтяной технический университет, Российская Федерация, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1
3 ООО «Газпром добыча Ямбург», Российская Федерация, 629306, ЯНАО, г. Новый Уренгой, ул. Геологоразведчиков, д. 9
* E-mail: R.Kozhukhar@ygd.gazprom.ru
Ключевые слова: Тезисы. Предложена методика построения карты изобар многопластового объекта нефтегазокон-многопластовый денсатного месторождения (НГКМ) посредством корректировки по определенному алгоритму трех-объект, мерного распределения значений пластового давления, рассчитанного по актуальной адаптирован-
моделирование ной гидродинамической модели, данными измерений пластового давления в скважинах.
и мониторинг Необходимость внедрения новой методики картопостроения возникла в связи со значительны-
разработки, ми погрешностями определения пластового давления по картам изобар, построенным методом ин-
пластовое терполяции замеров пластового давления в двумерной области месторождения для эксплуатацион-
давление, ного объекта в целом. Построение карт изобар для каждого отдельного пласта является сложной за-
карта изобар. дачей, поскольку скважины вскрывают одновременно несколько пластов и в соседних скважинах
могут быть вскрыты различные пласты с различными фильтрационно-емкостными свойствами и, как следствие, с различной степенью выработанности запасов.
Новая методика позволяет получить детальную информацию о давлении в любой точке любого пласта объекта разработки, скорректировать отборы газа по скважинам и пластам объекта. Рассчитанное давление соответствует текущему материальному балансу залежи и текущим замерам пластового давления.
Преимущества предлагаемой методики построения карты изобар в сравнении со стандартными методами интерполяции наглядно показаны на примере определения пластового давления в зоне строительстве кустов новых газоконденсатных скважин на Ямбургском НГКМ. Построение карт изобар обычными методами давало значительную погрешность определения пластового давления. Внедрение новой методики, использующей совмещение данных измерений пластового давления в скважинах с результатами гидродинамического моделирования, позволяет существенно повысить точность распределения этого технологического показателя по объекту разработки. Использование методики особенно актуально для залежей, имеющих сложное геологическое строение и длительную историю разработки.
Принятие правильных решений при анализе и регулировании разработки месторождения зависит от полноты, качества исходной геолого-промысловой информации и корректности его гидродинамической модели. Одной из основных характеристик разработки газовых и газоконденсатных залежей является их энергетическое состояние - распределение пластового давления по площади газоносности на текущую дату, которое визуализируется построением карты изобар [1, 2]. Для многопластовых объектов разработки нефтегазоконденсатных месторождений задача определения энергетического потенциала даже с помощью современных цифровых моделей оказывается сложной [3]. В связи с неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по разрезу продуктивной толщи, а также сложными условиями эксплуатации скважины (накоплением песчано-жидкостных пробок в области интервалов перфорации и др.) происходит неравномерная выработка запасов по разрезу объекта разработки.
Основной способ определения пластового давления для многопластовой залежи - оценка изменения давления по эксплуатационному объекту в целом путем
интерполяции значении его замеров по скважинам в границах контура газоносности. Однако в рассматриваемом случае такой метод имеет ряд недостатков:
• невозможно оценить давление по отдельным пластам;
• степень выработанности объекта разработки слабо влияет на расчетное пластовое давление в периферийной части залежи;
• различие ФЕС по латерали слабо влияет на плотность и форму линий изобар за пределами эксплуатационной зоны - зоны размещения добывающих скважин;
• геологические особенности залежи (разломы, зоны разуплотнения, зоны глинизации и т.д.) никак не влияют на распределение пластового давления по залежи;
• большое количество пластов с различными начальными условиями, объединяемых в объект разработки, требует трудоемких вычислений.
Данный метод также имеет существенное ограничение и в случае, если скважина,
в которой производится замер давления, не вскрывает всех газонасыщенных пластов залежи. Замеренное пластовое давление в районе такой скважины будет искаженным в результате исключения из исследования неразрабатываемых пластов. Например, на рис. 1 показано, что давление в неперфорированных пластах выше, чем давление в перфорированном интервале. Следовательно, карта изобар, построенная по таким замерам, будет иметь заниженное давление в эксплуатационной зоне, и для выполнения материального баланса текущих запасов газа на карте изобар необходимо завышать давление в периферийной части залежи.
Другие варианты построения карты изобар - методом интерполяции для отдельных пластов и по трехмерной гидродинамической модели - также обладают недостатками, ограничивающими возможности их эффективного использования. Интерполяция пластового давления по отдельным пластам позволяет оценить давление по каждому из них. По сравнению с построением карты изобар в целом
-2950
-3000
-3050
-3100
-3150
Рис. 1. Распределение пластового давления на разрезе по линии скв. 24601-20203 Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ)
• замеры пластового давления
• интервалы перфорации
• трехмерное распределение пластового давления, полученное по результатам гидродинамического моделирования
• задание граничных значении
• задание тренда (распределения пластового давления, полученного по результатам гидродинамического моделирования)
• введение поправки на пластовое давление
■ средствами петрофизического моделирования в составе геологических симуляторов
• трехмерное распределение пластового давления
• карты изобар
Рис. 2. Схема картопостроения совмещенным методом
по объекту разработки данный метод картопостроения не имеет погрешности при неполном вскрытии разреза скважинами, благодаря чему не искажает распределения запасов по залежи, однако не учитывает геологических особенностей объекта, таких как наличие экранирующих разломов, зон глинизации и т.д. Кроме того, метод не учитывает различной степени выработки запасов по пластам. Информативность такой карты изобар будет сильно зависеть от количества замеров, приходящихся на конкретный пласт, и в случае неравномерного распределения интервалов вскрытия по залежи возникает дополнительная погрешность определения пластового давления.
Использование трехмерной гидродинамической модели в качестве основы построения карты изобар предъявляет крайне высокие тре-бования1 к гидродинамической модели, в соответствии с которыми погрешность тренда
См. Временный регламент оценки качества и приемки трехмерных цифровых геолого-гидродинамических моделей, представляемых пользователями недр в составе технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья на рассмотрение ЦКР Роснедр по УВС / протокол ЦКР Роснедр по УВС от 19.04.2012 № 5370.
по пластовому давлению может составлять до 25 %. Для корректного построения карты изобар по гидродинамической модели погрешность пластового давления не должна превышать двух бар, что составляет менее 1.. .2 % от начального пластового давления для большинства залежей. Повышение точности определения пластового давления до значений, близких к замерам пластового давления по скважинам, приведет к значительному увеличению времени адаптации гидродинамических моделей.
Для устранения недостатков рассмотренных методов картопостроения предлагается использовать совмещенный метод, позволяющий сохранить распределение выработки запасов по пластам, полученное в гидродинамической модели, и при этом добиться высокой сходимости значений пластового давления в районах размещения скважин. Суть предлагаемой методики заключается в использовании средств трехмерного петрофизического моделирования для совмещения замеров пластового давления по скважинам и трехмерного распределения пластового давления, полученного по результатам гидродинамического моделирования (рис. 2).
Исходные данные предварительно подготавливаются для использования при трехмерном петрофизическом моделировании. Результаты измерений пластового давления в скважинах, пересчитанные на глубину приведения, носят точечный характер, поэтому для моделирования необходимо получить распределение пластового давления вдоль интервала (интервалов) перфорации скважины с шагом дискретности:
P = P +
1 TVDi 1 ^
(TVDi- Hприв) Ppg zP„ '
где Гук - глубина вдоль интервала перфорации с дискретным шагом, на которую пересчитыва-ется давление; РТУС1 - значение давления в скважине на глубине Гук; Р - давление в скважине на плоскости приведения; Яприв - глубина плоскости приведения; р - плотность газа при атмосферном давлении и пластовой температуре; g - ускорение свободного падения; г - коэффициент сверхсжимаемости газа; Ра - атмосферное давление.
Гидродинамическая модель рассчитывается по фактическим показателям добычи с учетом качества вскрытия, технического состояния скважин, конструкции скважин и т.д. Результаты расчета гидродинамической модели описывают глобальное распределение давления по залежи с учетом текущего коэффициента извлечения газа из пластов и геологических особенностей их строения.
Перед построением карты изобар необходимо получить трехмерное распределение пластового давления по объему залежи с учетом имеющихся промысловых и геологических данных. Для этого трехмерное распределение пластового давления по объему залежи, полученное по результатам расчета гидродинамической модели, корректируется локальными замерами пластового давления по скважинам. Максимальные исходные и расчетные (полученные в ходе моделирования) значения давлений ограничены начальным давлением в пластах залежи, рассчитанным в соответствии с подсчетом запасов, минимальные значения - замерами пластового давления по скважинным данным. Итог моделирования - трехмерное распределение пластового давления по объему залежи, соответствующее материальному балансу, рассчитанному на текущие запасы, а также фактическим замерам
пластового давления по скважинам. Эти данные могут быть использованы для расчетов энергетического состояния залежи, построения карт изобар по выбранному пласту либо по группе пластов, а также для построения разрезов произвольного профиля и оценки распределения пластового давления в межскважин-ном пространстве по залежи в целом.
Данная методика апробирована на неоком-ском продуктивном комплексе Ямбургского НГКМ, в пределах которого выделено два эксплуатационных объекта. Первый объект состоит из трех пластов, 88 % запасов газа приходятся на пласт БУ'3, на этот же пласт приходится и большая часть добычи, поэтому данный объект не представляет интереса для опробования методики расчета пластового давления по пластам. Второй эксплуатационный объект состоит из 14 пластов. Помимо этого, пласты осложнены дизъюнктивными дислокациями и лито-логическими экранами, поэтому на 14 пластов приходится 38 отдельных залежей, не имеющих гидродинамической связи друг с другом (табл. 1). При оценке давления по 2-му эксплуатационному объекту неокомского продуктивного комплекса Ямбургского НГКМ необходимо учесть следующие факторы:
• сложное геологическое строение залежи;
Таблица 1 Второй эксплуатационный объект неокомского продуктивного комплекса Ямбургского НГКМ
№ Пласт Распределение геологических запасов газа, % Количество залежей
1 БУ6 0,72 1
2 БУ2 0,67 6
3 БУ6 5,11 3
4 бу7 0,36 1
5 БУ0 2,08 1
6 БУ01 7,97 2
7 БУ02 0,26 6
8 БУ8 23,89 1
9 БУ2 13,43 3
10 БУ8 26,03 3
11 БУ0 3,71 1
12 БУ9 11,49 6
13 БУ9-1 1,90 2
14 бу92 2,39 2
Итого 14 пластов 100 38
Рис. 3. Карта изобар, построенная методом интерполяции в плоскости
• различные начальные условия по залежам (начальное давление, составы газа, РУТ2-свойства и т.д.);
• различное количество скважин, эксплуатирующих пласты;
• вскрытие нескольких пластов большей частью скважин;
• неравномерность степени выработки запасов по пластам и залежам.
Анализ карт, построенных методом интерполяции замеров и согласно предлагаемой методике, показывает большое влияние изменчивости ФЕС по латерали, а также геологических особенностей залежи на распределение
2 PVT - акроним от англ. pressure, volume, temperature (давление, объем, температура).
пластового давления на карте, построенной по предложенной методике, и практически полное отсутствие такого влияния на карте, построенной стандартным методом (рис. 3, 4). Среднее давление, определенное по карте, построенной стандартным методом, составляет 259,14 бар, по карте же, построенной предложенным методом, - 253,54 бар; при этом по эксплуатационной зоне пластовое давление составляет 197,24 и 227,69 бар соответственно, а по периферийной части залежи - 307,51 и 297,55 бар соответственно. Сопоставляя два метода кар-топостроения, можно отметить, что разница пластовых давлений в целом по залежи равна 5,6 бар, а по эксплуатационной зоне превышает 30 бар. Несмотря на незначительное расхождение значений пластового давления
Рис. 4. Карта изобар, построенная совмещенным методом
в целом по залежи, заниженное пластовое давление в эксплуатационной зоне при построении карты методом интерполяции значений демонстрирует эффект, связанный с отсутствием вскрытия каждой скважиной всех пластов 2-го эксплуатационного объекта, что и вызывает дополнительную погрешность при построении карты изобар этим методом.
Еще одной демонстрацией преимуществ предложенной методики картопостроения может служить сопоставление расчетных значений пластового давления на участке строительства новых эксплуатационных скважин при расширении эксплуатационной зоны, где отсутствовали замеры пластового давления, с пластовыми давлениями, измеренными в этих скважинах по завершении бурения.
Южнее эксплуатационной зоны построены кусты 131, 132, 133, 134 газоконденсатных скважин, запланированные в рамках проекта разработки для расширения эксплуатационной зоны по пластам БУ8 и БУ|. При прогнозировании пластового давления в этой зоне с помощью карт, построенных методом интерполяции, давление в зоне строительства скважин оказалось заниженным по сравнению с фактическими данными, полученными по результатам исследования скв. 13304, 13303, 13302. Данная ситуация вызвана непроницаемым разломом в пластах БУ82 и БУ8 (рис. 5), который препятствует активному дренированию запасов газа в данной области, однако по пласту БУ81 данный разлом является проницаемым. На карте (см. рис. 5в) отчетливо видны воронки
• эксплуатационные скважины
— разломы
— 220 — линия изобар
\ интервал перфорации
Рис. 5. Участок Ямбургского месторождения в районе кустов 131, 132, 133, 134. Карты изобар, бар, построены: а - по пласту БУ8* совмещенным методом; б - по пласту БУ82 совмещенным методом; в - по 2-му эксплуатационному объекту методом интерполяции
вокруг вновь пробуренных скважин. Причина некорректного отображения в существенных погрешностях, допущенных при перестроении карты за предыдущий отчетный период. В результате картина распределения давления в зоне новых скважин на карте изобар, построенной путем интерполяции замеров пластового давления в плоскости приведения, оказывается нефизичной.
Полученные карты и трехмерное распределение пластового давления по объему залежи могут быть использованы не только для анализа текущего состояния разработки, но и для оценки качества применяемой гидродинамической модели. Так, применяемая гидродинамическая модель оценена по разнице расчетных значений давления по модели и полученному распределению давлений как в целом
по газонасыщенной части пласта, так и по эксплуатационной и периферийной зонам (табл. 2). Максимальная разница пластовых давлений наблюдается по пласту БУ0 и равна 5 % в эксплуатационной зоне и 4,1 % в целом по пласту. Данная информация в дальнейшем будет учтена при адаптации гидродинамической модели, но на результат картопостроения не окажет существенного влияния, поскольку запасы, приходящиеся на данный пласт, составляют 3,7 %
от общих запасов газа.
***
Таким образом, предложена методика построения карты изобар многопластовых объектов разработки НГКМ посредством корректировки распределения пластового давления по объему залежи, рассчитанного
Таблица 2
Оценка качества гидродинамической модели второго эксплуатационного объекта неокомского продуктивного комплекса Ямбургского НГКМ
Давление
пласт в целом эксплуатационная зона периферийная зона
Пласт гидроди- итоговое гидроди- итоговое гидроди- итоговое
намиче- распре- расхожде- намиче- распре- расхожде- намиче- распре- расхожде-
ская мо- деление, ние, % ская мо- деление, ние, % ская мо- деление, ние, %
дель, бар бар дель, бар бар дель, бар бар
БУ6 218,456 212,995 2,56 216,26 209,899 3,03 231,53 231,432 0,04
БУ2 287,025 285,889 0,40 231,842 228,637 1,40 311,916 311,713 0,07
БУ3 279,076 279,254 -0,06 238,62 239,485 -0,36 308,659 308,335 0,11
бу7 134,37 138,563 -3,03 133,779 138,002 -3,06 305,925 301,418 1,50
БУ7 278,901 273,687 1,91 266,443 260,137 2,42 318,902 317,193 0,54
БУ01 284,102 281,538 0,91 255,641 250,309 2,13 309,004 308,861 0,05
БУ02 283,277 279,888 1,21 265,908 260,866 1,93 318,295 318,24 0,02
БУ8 243,438 240,947 1,03 207,295 203,413 1,91 298,328 297,949 0,13
БУ2 209,815 213,786 -1,86 191,305 196,753 -2,77 257,537 257,703 -0,06
БУ3 227,417 225,68 0,77 195,014 192,363 1,38 283,914 283,77 0,05
БУ0 216,403 207,743 4,17 214,881 204,541 5,06 224,071 223,867 0,09
БУ9 331,77 330,286 0,45 330,822 328,782 0,62 334,151 334,064 0,03
БУ9-1 342,383 342,166 0,06 342,058 341,949 0,03 342,764 342,419 0,10
бу92 347,503 346,899 0,17 347,239 346,82 0,12 348,628 347,237 0,40
Итого 255,082 253,537 0,61 229,98 227,688 1,01 297,824 297,551 0,09
по актуальной адаптированной гидродинамической модели. Методика позволяет получить детальную информацию о давлении в любой точке многопластового объекта разработки. Рассчитанное давление соответствует материальному балансу объекта, а также текущим замерам пластового давления в скважинах.
Преимущества представленной методики картопостроения в сравнении со стандартными методиками интерполяции наглядно продемонстрированы на примере измерения пластового давления в новых газоконденсатных скважинах при расширении эксплуатационной зоны по пластам БУ8' и БУ82 Ямбургского НГКМ. Использование методики особенно актуально для залежей, имеющих сложное геологическое строение и длительную историю разработки.
Список литературы
1. Южанинов В.С. Картография с основами топографии / В.С. Южанинов. - М.: Высшая школа, 2001. - 299 с.
2. Петерсилье В.И. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти
и газа объемным методом / В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. - М.: Тверь, 2003. - 258 с.
3. Закревский К.Е. Геологическое 3Б моделирование / К.Е. Закревский. - М.: ИПЦ Маска, 2009. - 376 с.
Constructing maps of isobaric curves for multilayer deposits
S.A. Kirsanov1, A.I. Ponomarev2, A.V. Merkulov3, T.V. Sopnev3, Z.U. Murzalimov3, R.L. Kozhukhar3*
1 Gazprom PJSC, BOX 1255, St.-Petersburg, 190000, Russian Federation
2 Ufa State Petroleum Technological University, Bld. 1, Kosmonavtov street, Bashkortostan, 450062, Russian Federation
3 Gazprom Dobycha Yamburg, Bld. 9, Geologorazvedchikov street, Novyy Urengoy, Yamal-Nenets Autonomous District, 629306, Russian Federation
* E-mail: R.Kozhukhar@ygd.gazprom.ru
Abstract. A new procedure for mapping isobars of a multilayer object within an oil-gas-condensate field is suggested. It supposes a special algorithm for correction of a 3D distribution of the pore-pressure values calculated according to an actual hydrodynamic model by correspondent data of instrumental well measurements.
Necessity to implement some new mapping pattern was called forth by serious errors in determination of pore pressures using isobar maps which were constructed by interpolation of 2D local pore pressure measurements over a whole field facility. Mapping isobaric curves for each separate layer is a quite complicated task, as wells are used to expose several layers simultaneously, and the layers won in the neighbor wells could have unalike permeability and porosity properties and, as a consequence, different degrees of depletion.
The new procedure affords detailed information on pressure in any point of any layer within a field being developed, and correction of gas extraction by wells and layers. Calculated pressure values correspond to a current balance of a deposit and current measurements of pore pressure.
Advantages of the suggested isobar mapping procedure in comparison with the standard interpolation methods are clearly demonstrated on example of pore pressure determination in a zone of construction of the new clusters of the gas-condensate wells at Yamburg oil-gas-condensate field. Common methods gave big errors in pore pressure values. By combining results of pressure measurement in the wells with the data of hydrodynamic simulation, the suggested procedure and severely rises accuracy of distribution of this technological characteristic all over the object being developed. Application of this method is especially topical for the deposits with complicated geological structure and long history of development.
Keywords: multilayer object, simulation and monitoring of field development, pore pressure, map of isobaric curves.
References
1. YUZHANINOV, V.S. Cartography including topography basics [Kartografiya s osnovami topografii]. Moscow: Vysshaya shkola, 2001. (Russ.).
2. PETERSILYE, V.I., V.I. POROSKUNA, G.G. YATSENKO. Recommended practice for calculating geological reserves of oil and gas using a volumetric method [Metodicheskiye rekomendatsii po podschetu geologicheskikh zapasov nefti i gaza obyemnym metodom]. Moscow, Tver, 2003. (Russ.)
3. ZAKREVSKIY, K.Ye. Geological 3D simulation [Geologicheskoye 3D modelirovaniye]. Moscow: IPTs Maska, 2009. (Russ.).
