CC BY
77
УДК 553.98
ПРИМЕНЕНИЕ ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩЕЙ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ПЛАСТА Ю,3-4 МАЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Т.Г. Кузьмин, П.В. Молодых*, Д.Г. Наймушин**, А.А. Попов**
Томский политехнический университет *ОАО «ТомскНИПИнефть»
**ООО «Норд Империал», г. Томск E-mail: kuzmintg@hw.tpu.ru
Рассматриваются результаты работы по сопровождению разработки пласта ЮЗ-4 Майского месторождения (Томская область) в период с2007 по 2010 гг. с использованием постоянно действующей геолого-технологической модели. Показана эффективность использования моделирования при мониторинге разработки залежи. Представлена оценка эффективности системы поддержания пластового давления и разработки пласта с толщиной от 2до12м горизонтальными скважинами.
Ключевые слова:
Геологическая модель, гидродинамическая модель, разработка месторождения, сопровождение моделей, мониторинг разработки.
Key words:
Geomodel, simulation model, field development, model history matching, development monitoring.
Введение
Многие месторождения разрабатываются без использования моделирования для мониторинга разработки. Компании-недропользователи (ОАО «Томскнефть ВНК», ОАО «Лукойл» и др.) и проектные институты (ОАО «ТомскНИПИнефть», ООО «КогалымНИПИнефть») начинают применять геологические и гидродинамические модели для целей мониторинга и корректировки разработки. Публикаций на данную тему не много, несмотря на то, что постоянно действующие геолого-технологиче-ские модели (ПДГТМ) становятся все более востребованными [1]. Позитивный эффект от применения ПДГТМ проявляется в повышении добычи нефти, снижении капитальных и эксплуатационных затрат, а также в снижении неопределенности прогнозируемых дебитов. Проявление этих эффектов наиболее ощутимо в нефтедобывающих компаниях малого и среднего размера, т. к. каждое решение может заметно повлиять на технические и экономические показатели их деятельности.
Объектом исследования влияния использования ПДГТМ в рамках мониторинга разработки стал пласт Ю13-4 Майского месторождения Томской области.
Характеристика залежи
Залежь характеризуется низкими фильтрационно-емкостными свойствами (пористость - 13 %, абсолютная проницаемость - 5 мД), эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам варьируются от 2 до 12 м, среднее значение 9,7 м, расчлененность - 3,2, залежь большей частью водоплавающая, начальная нефтенасыщенность -
0,5 д. ед., коллектор гидрофильный.
Пласты нефтяной залежи формировались в период келловей-оксфордской регрессии морского бассейна Западной Сибири. Большой объем поступавшего терригенного материала и малые углы на-
клона морского дна способствовали формированию значительной по ширине полосы прибрежноморских песчаников. Последовательное развитие регрессии в позднем келловее и раннем оксфорде отразилось в совместном присутствии пластов Ю13иЮ14 в разрезах подугольной толщи Майского месторождения [2].
По описанию керна пласт представлен песчаниками мелкозернистыми, средне- и крепкосцементированными, участками сильно известкови-стыми, с горизонтальной и косой слоистостью и с намывами углисто-слюдистого материала.
Нефть классифицируется как легкая (плотность нефти в поверхностных условиях составляет 836,9 кг/м3), маловязкая (вязкость в пластовых условиях 1 мПа.с). Давление насыщения 8,7 МПа, газовый фактор 76 м3/т.
Система разработки
Залежь введена в разработку в 2007 г. на основании проекта пробной эксплуатации. Основные положения этого документа основывались на данных четырех скважин, 2Б-сейсмике 2004-2005 и 2005-2006 гг. Была предложена площадная пятиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 566 м, с горизонтальной добывающей скважиной в центре элемента разработки, как наиболее рациональная для терригенных коллекторов с низкой проницаемостью [3]. В краевых частях залежи предусмотрены элементы приконтурного заводнения. Использование горизонтальных скважин позволило уменьшить количество добывающих скважин в два раза, а нагнетательных - в полтора по сравнению с наклонно-направленными скважинами, при условии достижения сопоставимого коэффициента извлечения нефти. Данные выводы сделаны на основании анализа технологических показателей работы скважин и гидродинамического моделирования.
■ Фонд действующий нефтяных скв.
■ Фонд действующий нагнетат. скв. ■Добыча нефти
Добыча жидкости
Средняя обводненность продукции действующего фонда скв.
ЙГЖТПТГТТ^^
5
§
а
О
Рис. 1. Гоафик текущих показателей разработки пласта Ц^4 Майского месторождения
Анализ разработки
Добыча нефти сданного объекта разработки началась в сентябре 2007 г. В настоящий момент полностью реализована проектная система разработки, пробурено 19 добывающих горизонтальных скважин, одна добывающая наклонно-направленная, 15 нагнетательных. Текущие отборы составляют 23 % от начальных извлекаемых запасов, текущая средняя обводненность равна 25 %. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов в 2009 г. составил 8,6 %, в 2010 г. - 13 %.
Горизонтальные скважины имеют длину ствола от 300 до 700 м. Стартовые дебиты нефти варьируются от 22 до 341 м3/сут., среднее значение 135 м3/сут. Средний темп падения дебита нефти за 3 года составил 4 %. Таким образом, можно сделать вывод об эффективности использования горизонтальных скважин для пласта Ю13-4 Майского месторождения.
С ноября 2008 г. начался рост обводненности добываемой продукции (рис. 1) скважин пласта Ю13-4 Майского месторождения, в настоящий момент средняя обводненность фонда скважин 25 %. Четыре скважины работают с обводненностью более 40 %, 9 скважин - до 20 %, 7 скважин - от 20 до 40 %.
По пяти скважинам, где наблюдается прорыв воды, отборы от удельных извлекаемых запасов нефти на скважину составляют от 46 до 105 % (рис. 2). Как видно из рис. 2, говорить о преждевременном прорыве воды можно только по двум скважинам Г09 и Г11. На этих скважинах процент отбора от извлекаемых запасов составил 46 и 42 % соответственно. Поданным трассерных исследований, прорыв воды в скважину Г09 был получен со скважины Н10, доля влияния данной скважины составляет 60%. В скважину Г11 - со скважин Н04 и Н02, доля влияния 37 и 45 % соответствен-
но. Также у скважины Г09 запасы частично были отобраны скважиной Г95: 112 % удельных извлекаемых запасов с текущей обводненностью 12 %.
я
К
О 20 40 60 80 100
Извлекаемые запасы нефти на скважину, тыс. т
Рис. 2. Зависимость извлекаемых запасов на скважину и накопленной добычи нефти
После бурения разведочной скважины Р98 в южной части месторождения был открыт южный блок, по результатам пересчета запасы увеличились в 2 раза. На данном участке реализована семиточечная система с элементами приконтурного заводнения.
Мониторинг разработки
На месторождении реализована система сопровождения разработки средствами гидродинамического моделирования, которая позволяет принимать оперативные решения, связанные с воздействием на пласт и режимом работы скважин, размещением эксплуатационных скважин и проводкой горизонтальных стволов.
Р, атм
а
Рис. 3. Динамика пластового давления на: а) сентябрь 2008 г
Воздействие на пласт и режим работы скважин. Система мониторинга разработки с использованием гидродинамического моделирования, введенная в 2008 г., позволила избежать потерь добычи нефти в начальный период разработки. Весной 2008 г. было отмечено падение дебитов скважин по жидкости. На основании данных гидродинамического моделирования построена карта пластовых давлений, которая показала широкую воронку депрессии в центральной разбуренной части залежи (рис. 3, а).
Введение системы поддержания пластового давления в октябре 2008 г. отразилось на пластовом давлении (рис. 3, б) и позволило поддержать и повысить дебиты жидкости по скважинам (рис. 4).
Анализ работы горизонтальных скважин показал эффективность системы поддержания пластового давления.
б
; б) январь 2009 г
На основании адаптированной гидродинамической модели была рассчитана модель линий тока, с помощью которой оценена эффективность закачки каждой нагнетательной скважины, в том числе влияние на добывающие скважины и «уход» воды в законтурную область. Эффективность работы нагнетательных скважин представлена на рис. 5.
Наличие данной информации позволило индивидуально контролировать режим работы каждой добывающей скважины с целью обеспечения требуемого уровня компенсации отборов.
Размещение скважин. В процессе мониторинга разработки при появлении новых данных перестраивалась как геологическая, так и гидродинамическая модели. Так, появление новых структурных карт, бурение новых скважин в южной части залежи позволили уточнить распространение коллектора по площади, и, соответственно, скоррек-
N N N
П СЧ ГЧ П
е
V© ю ю ю
ЕС **
Рис. 4. Динамика дебитов добывающих скважин
Н97 НИ НЮ НО 8 Н09 Н06 Н04 Н05 Н02
Скважина
Рис. 5. Эффективность закачки по скважинам
Рис. 6. Размещение эксплуатационных скважин в проекте и на основании ПДГТМ
тировать размещение скважин в ранее неразбурен-ных районах (рис. 6, а - размещение скважин на основе первоначальных данных, рис. 6, б - размещение скважин по обновленным данным).
Проводка горизонтальных скважин. Результаты эффективности проводки (геологического сопровождения бурения) стволов горизонтальных скважин по песчаникам без создания адекватной модели и с учетом постоянного мониторинга можно увидеть на следующих примерах. Так, бурение скважины Г82 без подготовки качественной структурно-тектонической и геологической моделей привело к тому, что большая часть горизонтального участка была пробурена вне пласта (после записи инклинометрии), выходящий с забоя на данном участке шлам показывал смесь песчаников и алевролитов (рис. 7).
После записи инклинометрии и интерпретации комплекса геофизических исследований скважин было установлено, что этот интервал проведен по алевролитам, которые относятся к неколлекто-рам (рис. 7). После освоения скважины был получен
дебит около 8 т/сут., который снизился до 3 т/еут. в течение 2 месяцев. Далее принято решение о бурении еще одного горизонтального ствола посредством боковой зарезки. На основе подготовленной к началу бурения второго ствола модели с учетом переинтерпретации данных 3Б сейсморазведки заложен проектный профиль-траектория горизонтальной скважины Г83. В результате геологического сопровождения с учетом мониторинга модели месторождения получена 100 % эффективность проводки ствола скважины по песчаникам (рис. 8).
После освоения данной скважины получен начальный дебит 150 т/сут. В декабре 2010 г. скважина работала с дебитом 120 т/еут.
Выводы
1. Представлена эффективность использования постоянно действующей геолого-технологиче-ской модели при мониторинге и прогнозировании разработки месторождения (на примере пласта Ю13-4 Майского месторождения Томской области).
Рис. 7. Сравнение траекторий горизонтальных скважин без обновления ПДГТМ
2. Отражена организация взаимодействия между геологическим и гидродинамическим моделированием при первоначальном построении моделей и при их адаптации в процессе мониторинга разработки.
3. Обоснована и подтверждена возможность разработки нефтяной залежи с толщинами от 2 до 12 м горизонтальными скважинами.
4. Показана количественная оценка эффективности системы поддержания пластового давления.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. РД 153-39.0-047-00. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. - М.: Минтопэнерго России, 2000. - 60 с.
2. Даненберг Е.Е., Белозеров В.Б., Брылина Н.А. Геологическое строение и нефтегазоносность верхнеюрско-нижнемеловых
отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты (Томская область). - Томск: Изд-во ТПУ, 2006. - 295 с.
3. Муслимов РХ. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. - Казань: Изд-во Казанского ун-та, 2002. - 596 с.
Поступила 12.01.2011 г.
