CC BY
194
УДК 550.81:553.048:553.98:552.5
ВЫБОР ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТОВ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ УГЛЕВОДОРОДОВ НА ПРИМЕРЕ МАЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Д.Г. Наймушин, А.А. Попов
ОАО «Норд Империал», г. Томск E-mail: Dmitriy.Naymushin@imperialenergy.ru
На примере пластов нижне-среднеюрского возраста тюменской и пешковской свит Майского нефтяного месторождения Томской области рассмотрен подход к разработке трудноизвлекаемых запасов. На основании данных интерпретации сеймики, кер-новых исследований, интерпретации геофизических и гидродинамических исследований скважин были построены геологическая и гидродинамическая модели, с помощью которых был произведен расчет вариантов разработки пластов и выбор наиболее перспективных вариантов и опытных участков для внедрения. На опытных участках произведено опробование выбранных вариантов. Предложен оригинальный метод разработки бурением горизонтальных скважин с проведением на них многостадийных гидроразрывов пласта.
Ключевые слова:
Нефть, геология, разработка нефтяных месторождений, подсчет запасов, геологическое моделирование, стратиграфия, гидродинамическое моделирование, трудноизвлекаемые запасы, Юра, горизонтальная скважина, гидроразрыв пласта.
Key words:
Oil, reservoir engineering, reservoir management, geology, reservoir estimation, geological model, stratigraphy, reservoir simulation, tight reservoirs, Jurassic, horizontal well, hydraulic frac.
В настоящее время основная часть нефти в Западной Сибири извлекается из мелового и верхнеюрского резервуаров. Выработка запасов углеводородов изданных залежей вынуждают нефтедобывающие компании переходить на нижележащие пласты, которые обладают ухудшенными коллек-торскими свойствами, либо водоносными пластами в разрезе скважин. Данные обстоятельства ставят задачу по поиску новых технологий поиска и добычи жидких углеводородов из резервуаров такого типа. Принятым термином для таких запасов является «трудноизвлекаемые запасы» (tight reservoirs). Примером таких пластов являются отложения нижне-средне юрского возраста, которые широко распространены в Западной Сибири. К данным коллекторам приурочены крупные запасы нефти, газа и газоконденсата. В настоящей статье рассматривается пример выбора вариантов разработки нижне-среднеюрских пластов Майского нефтяного месторождения Томской области.
В отложениях нижней и средней юры на Майском месторождении нефтеносность выявлена в пластах Ю12-15. Владельцем лицензии и оператором по добыче данного месторождения является компания «Норд Империал», доля запасов коллекторов с низкой проницаемостью (по совокупности месторождений) в активах компании составляет более 40 % от общего объема, что объясняет ее заинтересованность в освоении данной категории запасов.
История разработки месторождения
Эксплуатация пластов Ю14-15 Майского месторождения ведется с 2007 г. В эксплуатации находились 14 скважин, локализованных в виде двух групп в северной и средней частях месторождения. В средней части реализована пятиточечная система разработки из двух элементов с расстояниями
между скважинами 566 и 299 м соответственно (рис. 1). В северной части эксплуатация скважин ведется в режиме истощения.
4 97-р
,10-Дл
91-Д
Условные обозначения:
99-и
Добыча воды Закачка воды Добыча нефти
Рис. 1. Выкопировка из карты накопленных отборов по пластам Ю14-15 Майского месторождения по состоянию на 01.10.2010 г.
В связи с крайне низкой проницаемостью (средняя по объекту - менее 1 мД, максимальная 4,7 мД) -ввод всех добывающих скважин осуществлен с проведением на них гидроразрывов пласта, по ряду скважин гидроразрыв проведен неоднократно. Объем закачанного в скважину проппанта колебался в диапазоне 40...150т, большеобъемные гидроразрывы проведены на 70 % фонда. Дебиты скважин по жидкости после гидроразрыва пласта (ГРП) колебались в диапазоне 17.79 т/сут, с быстрым падением (70 % от начального во второй месяц эксплуатации, чуть более половины -
Рис. 2. График изменения относительныхдебитов скважин по жидкости. Динамика изменения относительных дебитов жидкости 0оти=0ш/0иж_, приведенных на одну дату. Красная линия характеризует темп снижения дебита в среднем по всему фонду скважин
в третий, стабилизация - на 6 месяц на уровне 30...40 % от первоначального). Текущий дебит скважин по жидкости колеблется от 5,5 до 25,3 т/сут, обводненность от 24 до 78 % (рис. 2).
Реализованная система разработки признана недостаточно эффективной, в связи с чем в 2009-2010 гг. был выполнен проект по оптимизации добычи из описываемых пластов, алгоритм выполненных работ представлен в статье [1].
Геология месторождения
Согласно материалам заседания VI Стратиграфического комитета [2, 3], Майское месторождение находится в сочленении Обь-Тазовской и Обь-Иртышской фациальных областей, Нюрольского и Омского районов. Пласт Ю15 приурочен к на-дояхской пачке пешковской свиты, пласты Ю12-14 -вымской пачке тюменской свиты. Пласты со средними эффективными нефтенасыщенными толщинами 30 м, средней пористостью 11 %, коэффициентом нефтенасыщенности 41 %, проницаемости - первые мД.
Пласты Ю12-15. Песчаные пласты распознаются по характерному уменьшению показаний гамма-каротажа. Пласты залегают между прослоями углей и углистых аргиллитов, поэтому наблюдается четкий литологический переход, который определяется по уменьшению показаний гамма-каротажа (ГК) и увеличению сопротивлений (рис. 3).
Пласты Уь У6, У10. Угольные пласты четко отбиваются по низким значениям гамма-каротажа и нейтронного гамма-каротажа, увеличению интервальных времен по акустическому каротажу и повышенным сопротивлениям.
Исследование конфигураций и трендов каротажных диаграмм (рис. 3, 4) показало, что пласты Ю12-15 на территории Майского месторождения формировались в различных обстановках осадко-накопления (фациях). Общеизвестный факт, что фациальная зональность является одним из ключевых факторов, влияющим на изменчивость кол-лекторских свойств по вертикали и латерали. Та-
ким образом, задача выделения и картирования обстановок осадконакопления (фаций) является принципиально важной для корректного моделирования пространственного распределения кол-лекторских свойств залежи. В данном исследовании фациальный анализ проведен на основании данных скважинного каротажа, седиментологиче-ских исследований керна (рис. 4).
Анализ каротажных данных (гамма-каротаж) позволил выделить скважины с различной конфигурацией (трендами) кривых по вертикали. В северо-западной части месторождения для пласта Ю15 форма кривой гамма-каротажа показывает уменьшение размера зернистости снизу верх с интервалами чередований, что свидетельствует о русловой обстановке осадконакопления с частой миграцией речной системы. В юго-восточной части для пластов Ю15 форма кривой ГК аналогична, однако, смена циклитов наблюдается реже, что свидетельствует о русловой обстановке осадконако-пления, где происходило формирование основного русла с редкой миграцией речной системы. Подобные тренды установлены и в пластах Ю11-14, где размер зерен уменьшается вверх по разрезу и свидетельствует о том, что осадконакопление происходило во флювиальных условиях.
Седиментологические исследования по керну доступны были только в трех скважинах, которые расположены в северо-восточной и юго-восточной фациальной зоне. Анализ макро- и микроскопических описаний керна пластов Ю15 показал, что песчаник характеризуется следующими особенностями: угловатые до среднеокатанных зерна, преимущественно средняя до хорошей отсортирован-ность, присутствие грубозернистых разностей (особенно в нижней части разреза), минеральный состав преимущественно представлен полевыми шпатами, кварцем и различными обломками пород (включая слюды), также отмечены плоскослоистые серии.
Все перечисленные выше признаки подтверждают предположение о формировании песчаных
93-р Майское
Рис. 3. Схема-корреляция пластов нижне-среднеюрского возраста Майского месторождения по линии скважин 93-р~28-д
отложений пласта Ю15 в высокоэнергетической обстановке, такой, как, например, речной системы с блуждающими руслами.
В скважине 93-р и 97-р в интервале пласта Ю15 наблюдается частое чередование песчаного материала от грубо- до тонкозернистого, что свидетельствует о миграции речной системы, где происходит возобновление активного русла. В скважине 92-р, которая находится в юго-восточной части месторождения, схожая картина, но миграция не такая активная.
В пластах Ю12-14 керн, к сожалению, доступен только в одной скважине 93-р (рис. 4). По результатам анализа керновых данных можно высказать предположение о формировании коллекторов в спокойной обстановке осадконакопления, присущей для меандрирующей речной системы с фациями акреационного комплекса русел и кос, стариц, конусов прорыва и отложений поймы, что предполагает изменчивость и высокую неоднородность пласта.
Анализ геологических данных и геологического моделирования пластов Ю12-15 Майского месторождения позволил сделать вывод, что коллекторы пешковской и нижней части разреза тюменской свит формировались в континентальных (русловых) условиях с крайне сложным и неоднородным строением. Отложения пласта Ю15 происходили в условиях активного русла, пластов Ю12-14 -в условиях меандрирующей речной системы.
Расчетные варианты для проведения опытно-промышленных работ
Полученная геологическая модель была взята за основу при построении трехмерной фильтрационной модели пластов Ю12-15 Майского месторождения для планирования мероприятий по до-разведке и составлению программы опытно-промышленных работ. Помимо полномасштабной, в ходе расчетов использовалась «физическая» модель, под которой понимается секторная модель геологической неоднородности с нерегулярным
Рис. 4. Фотография керна скважины 93-р с пластов Ю12-14 с отображением фациальной зональности
размером ячейки в латеральном направлении (крайне малым в местах трещины гидроразрыва и постепенно увеличивающимся при удалении от нее), используемая для оценки дебитов при проведении ГРП различного дизайна и количества стадий.
В процессе эксплуатации месторождения была выявлена недостаточная эффективность системы поддержания пластового давления, что обусловлено ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами объекта разработки. Следствием являются быстрые падения дебитов жидкости.
В условиях низких дебитов эксплуатация скважины нерентабельна, для добычи извлекаемых запасов необходимо время, превышающее время «жизни» скважин. При полном разбуривании объекта для достижения приемлемого охвата по площади потребовалось бы бурение скважин с очень высокой плотностью сетки, что также невозможно по экономическим соображениям.
Исходя из вышеизложенного, было предложено разрабатывать месторождение системой горизонтальных скважин с проведением в них многостадийных гидроразрывов пласта. Горизонтальный ствол в данном случае рассматривается не в качестве источника притока, а как средство соединения нескольких трещин ГРП.
Преимуществами системы разработки являются:
• улучшение экономических показателей. Геометрически данная скважина способна заменить две и более (в зависимости от длины ствола и исходной плотности сетки) вертикальных скважин, технологически - в скважине может быть проведено несколько стадий ГРП с получением дебита, кратного количеству гидроразрывов. Иными словами, вместо двух наклонно-направленных скважин может быть пробурена одна горизонтальная с проведением в ней, к примеру, 5-и стадий ГРП. Стоимость такой скважины (включая бурение и проведение гидроразрыва) будет ниже или сопоставима с бурением двух наклонно-направленных с проведением ГРП, при значительно более высоком дебите;
• достижение значительного увеличения плотности сетки, приводящее к увеличению коэффициента охвата и равномерного фронта вытеснения, а следовательно и коэффициент извлечения нефти;
• сокращение фонда скважин для бурения. Отрицательными моментами при реализации
данной системы разработки являются:
• более высокая стоимость отдельной скважины и большая техническая сложность - как про-
водка ствола, так и проведение в нем гидравлического разрыва;
• большая сложность проведения повторного ГРП на горизонтальной скважине при снижении эффекта;
• в случае прорыва одной из трещин ГРП в нижележащий водоносный пласт возникает опасность потери всего ствола.
Таким образом, формирование систем разработки на базе горизонтальных скважин с многостадийными гидроразрывами пласта сложнее технически, но, в случае успешной реализации, позволяет достичь более высоких темпов отбора при снижении затрат.
Для оценки экономической целесообразности реализации данной системы разработки для пластов нижней и средней юры Майского месторождения был выполнен ряд расчетов на полное развитие с различным типом скважин, количеством стадий ГРП, длиной, профилем и типом заканчива-ния горизонтального участка по нескольким вариантам [1]. Также были рассмотрены варианты с горизонтальными нагнетательными скважинами.
Проведенные на гидродинамических моделях расчеты и экономическая оценка результатов позволили сделать ряд выводов:
• утвержденная проектным документом система расстановки наклонно-направленных скважин может быть трансформирована в рядную систему горизонтальных скважин с сокращением фонда к бурению вдвое;
• при данной трансформации сетки скважин, когда 2 вертикальные скважины заменяются одной горизонтальной, для получения экономического эффекта необходимо проведение на ней не менее 3 стадий ГРП;
• сравнение вариантов с пологим и горизонтальным профилем показало преимущество горизонтального профиля. Это связано, главным образом, с необходимостью снижения объема проппанта с целью недопущения прорыва трещины ГРП в водонасыщенные пласты, а в случае нецементируемого хвостовика - еще и значительной потерей эффективной длины ствола в глинистых перемычках между пластами;
• при сохранении проектной плотности размещения скважин рекомендуемая длина горизонтального ствола находится в диапазоне 550. 700 м, минимальное количество стадий ГРП - 3 шт.
Проведение опытно-промышленных работ
Для опробования технологии предусмотрено проведение опытно-промышленных работ, с этой целью было выбрано четыре перспективных участка (рис. 5). Выполнен расчет прогнозных технологических показателей для каждого участка.
Реализация пилотного проекта предполагает формирование на выбранных участках №№ 1 и 4 замкнутого элемента из одной нагнетательной наклонно-направленной, одной горизонтальной до-
бывающей и одной горизонтальной нагнетательной скважин (с различной длиной и количеством стадий ГРП). Для участка № 2 бурение одной полого-направленной скважины с последующим проведением гидроразрыва пласта. Из-за больших рисков осложнений в процессе бурения от бурения скважин на участке № 2 принято решение отказаться. Разбуривание элемента производилось в следующей последовательности:
• первой осуществляется бурение наклонно-направленной скважины, выполняющей задачи доизучения геологического строения и уточнения ряда характеристик пласта. С этой целью на скважине предложено проведение расширенного комплекса ГИС (стандартный каротаж в открытом стволе, пластовый микроимиджер, акустический сканер, ядерно-магнитный каротаж, пластоиспытатель на кабеле), исследования на неустановившихся режимах;
• второй бурится горизонтальная добывающая скважина с длиной ствола 550. 600 м и проведением на ней 3-х стадий ГРП;
• третьей - горизонтальная нагнетательная скважина с длиной горизонтального участка 400 м и проведением на ней двухстадийного ГРП. Бурение горизонтальных скважин осуществлялось с применением геонавигации (для проложе-ния ствола в пропластке с наилучшими фильтра-ционно-емкостными свойствами), до проведения ГРП производились исследования скважин с целью уточнения характера насыщения пластов и фильтрационных характеристик. В связи с возможным отсутствием фонтанирования исследования горизонтальных скважин проводилось с применением датчиков на приеме насоса.
Проведение керновых исследований и данного комплекса каротажа позволило осуществить прямое определение пористости и проницаемости, характера насыщения; определить механические свойства и направление основного стресса в латеральном направлении; оценить анизотропию вертикальной/горизонтальной проницаемостей; провести поинтервальное опробование в открытом стволе; получить картину седиментологических и текстурных особенностей разреза.
В соответствии с результатами определения направления основного стресса, направление горизонтальных стволов было скорректировано относительно первоначального.
Определение вертикальной проницаемости с применением модульного динамического испытателя пластов на кабеле показало крайне низкие (на грани отсутствия) значения, что говорит о невозможности дренирования всего вертикального разреза пласта с помощью горизонтальных скважин без проведения на них гидроразрывов пласта. В настоящее время планируется проведение на горизонтальных скважинах многостадийного гидроразрыва в нецементируемом хвостовике (исполнитель-фирма НаКЬийоп).
Испытания пластов Ю14 и Ю15 в скважинах №№ 98-н, 28-д, 68-р подтвердили прогноз характера насыщенности пластов и интерпретацию данных ГИС. В скважине №№ 98-н, 93-н, 24-д из пласта Ю15 были получены притоки жидкости с низким содержанием воды. Данные испытаний использованы при проектировании траектории бурения горизонтальных скважин №№ 91-д, 99-н, 82-н и 74-д.
Скважины №№ 91-д, 99-н, 82-н и 74-д пробурены по самой проницаемой части пласта Ю151
(рис. 6). До проведения гидроразрыва скважины были освоены, приток жидкости составил 5.10 м3/сут с содержанием процента воды 15..25 %. Согласно дизайну трехстадийного гидроразрыва пластов высота трещины составила от 47 до 52 м (таблица), т. е., планируется проведение гидроразрыва пластов Ю14-152. Закачка проппанта 30 т в каждую трещину, суммарно 90 т, больший объем увеличивает риски прорыва трещины в нижележащий водоносный пласт. Дебит жидкости согласно дизайну - 125 м3/сут, нефти - 64 т/сут.
Пласт Ю1
Пласт Ю1
Пласт Ю15
Рис. 6. Профиль горизонтальной скважины со схематическим размещением трещин гидроразрыва пласта
Таблица. Параметры трещин гидроразрыва пласта
Параметры №№ трещин
1 2 3
Общая закрепленная высота трещины, м 47 47 52
Полудлина трещины, м 51 52 57
Средняя ширина трещины, см G,39 G,65 G,32
Дальнейшие работы на опытно-промышленном участке предусматривают проведение гидроразрывов пласта, оценку влияния системы поддержания пластового давления. С этой целью планируется перевод нагнетательных скважин под закачку. Наклонно-направленных скважин - через 3 месяца после начала отработки, горизонтальных скважин - через полгода. По результатам будет принято решение о наиболее эффективном варианте системы разработки данных объектов.
Выводы
Пробуренные скважины подтвердили адекватность геологической модели нижне-среднеюрско-
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Наймушин Д.Г., Попов А.А., Климов А.В., Мартынов А.В. Стратегии разработки запасов тюменской свиты (на примере Майского нефтяного месторождения) // Матер. III Росс. нефтегазовой технической конференции и выставки Общества инженеров нефтяников. - М., 26-28 октября 2010 г. SPE Library, paper SPE 138068. URL: http://www.onepetro.com (дата обращения: 20.11.2010).
2. Решение VI Межведомственного совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. -Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004. - 114 с.
го возраста тюменской и пешковской свит Майского нефтяного месторождения Томской области. Сопровождение «проводки» горизонтальных участков успешно производилось с помощью действующей модели. По результатам испытания скважин была произведена настройка гидродинамической модели, как по характеру насыщения пластов, так и по коллекторским свойствам. Внедрение различных технологий на нескольких опытных участках работ позволили оценить эффективность разных методов для разных геологических условий, что позволит в дальнейшем выбрать наилучший метод. Проведенные опытно-промышленные работы и опробованные технологии по интенсификации и строительству скважин показали возможность рентабельной разработки пластов, попадающих в категорию «трудноизвле-каемых» запасов.
Авторы выражают благодарность главному геологу ООО «Норд Империал» Сергею Леонидовичу Легезе за помощь в написании статьи.
3. Шурыгин Б.Н., Никитенко Б.Л., Девятов В.П. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири, Юрская система. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2000. -480 с.
4. Selemenev S., Vasiliev A., Kolesova M., Shekian A. Integrated perspective assessment for complex low-permeability reservoir // Paper SPE 117084 presented at II SPE Russian Oil and Gas Conference and Exhibition, Moscow, 2008. SPE Library, paper SPE 117084. URL: http://www.onepetro.com (дата обращения: 20.11.2010).
Поступила 22.11.2010 г.
