CC BY
16
УДК 622.324:550.8(571.64)
Роль доразведки в процессе эксплуатационного разбуривания месторождений шельфа о. Сахалин
Ключевые слова:
шельф,
эксплуатационное
разбуривание,
доразведка,
Южно-Киринское
месторождение.
Г.М. Гереш
ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 E-mail: G_Geresh@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. Показана необходимость повышения требований к содержанию и объемам программы исследовательских работ во время эксплуатационного разбуривания Южно-Киринского и других месторождений шельфа Сахалина для получения недостающей геолого-промысловой информации с целью повышения надежности проектирования разработки. В работе показаны негативные примеры того, какое влияние оказывают отсутствие или недостоверность исходной геолого-промысловой информации на проектные технологические документы.
В последние годы на шельфе Сахалина успешно реализуется проект освоения базовых морских газоконденсатных месторождений с подводным обустройством устьев скважин, подводной системой сбора и транспортировки продукции до берегового технологического комплекса без использования надводных гидротехнических сооружений. Крупные и уникальные по запасам морские газоконденсатные месторождения (как правило, они еще и многопластовые) располагают существенными площадями газоносности. В ходе геологоразведки обычно сейсмическая съемка выполняется в большом объеме, а количество разведочных и поисковых скважин, пробуренных для изучения свойств пласта и оценки добычных возможностей, минимально. Это связано с коротким безледовым периодом в районе морского месторождения и в значительной степени с финансовыми затратами [1], обусловленными высокой арендной ставкой за пользование морской буровой установкой. В итоге удельная плотность размещения разведочных и поисковых скважин на морских месторождениях Киринского перспективного участка существенно меньше в сравнении с месторождениями на суше [2] и для Киринского газоконденсатного месторождения (ГКМ) составляет 23 км2 на 1 скважину (или треть площади газоносности), а для Южно-Киринского нефтегазоконденсатного месторождения - 67 км2 на 1 скважину.
Необходимо отметить, что на первом этапе проектирования разработки месторождений Киринского блока наблюдалась недостаточность геолого-промысловой информации и многие параметры (изменчивость фильтрационно-емкостных свойств, толщины и активность водонапорного бассейна, свойства и состав пластовых флюидов и др.) принимались по аналогии с месторождениями, расположенными в этом регионе, в частности с Лунским нефтегазоконденсатным.
По завершении геологоразведочных работ на шельфовых месторождениях нередко складывается двойственная ситуация: с одной стороны, концептуально месторождение подготовлено к дальнейшему промышленному освоению (определены запасы углеводородного сырья, принята стратегия освоения месторождения или залежи), с другой - на фоне сложности геологического строения месторождения, наличия множества тектонических разломов отмечается крайне низкая информативность данных:
• о проводимости и масштабах распространения тектонических разломов;
• изменчивости фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора по площади и разрезу;
• начальных термобарических параметрах пластов;
• составе и свойствах пластовых флюидов;
• положении границ газоводяных контактов в блоках.
По итогам геологоразведочных работ под-считываются запасы и составляется документ первой стадии проектирования - технологическая схема на разработку (ТСР) морского месторождения. Не всегда геолого-геофизические данные, полученные с использованием крайне редкой сети разведочных морских скважин, удается корректно распространить на остальные участки месторождения при построении геологической модели в связи с изменчивостью свойств, а сгущение сети за счет строительства дополнительных разведочных морских скважин для более детального изучения, как отмечено выше, требует значительных затрат. По этой причине доразведка и получение необходимого объема геолого-промысловой информации, проведение комплекса исследовательских работ для повышения обоснованности проектирования разработки переносятся на стадию разбуривания и освоения эксплуатационных скважин. Объем получаемой геолого-промысловой информации в этот период существенно превышает первоначальный (после геологоразведки) и дает основание оперативно скорректировать в рамках дополнений к ТСР месторождения проектные решения, в том числе дебиты и фонд скважин, уже на начальном этапе разработки.
В условиях морского подводного промысла увеличение фонда скважин сверх предусмотренного утвержденным проектом осуществимо только на начальном этапе освоения и весьма затруднительно после окончания строительства основных объектов обустройства в том числе и по причине длительности и сложности изготовления подводного оборудования, а порой отсутствия возможности его подключения к смонтированному оборудованию.
Далее рассмотрим основные направления и результаты доразведки и доизучения в ходе эксплуатационного разбуривания Киринского месторождения. Еще до ввода месторождения в разработку был выявлен факт отсутствия важных геолого-геофизических данных, в том числе и о геологическом строении приповерхностного комплекса отложений, где позже обнаружены мелкие скопления газа. Наличие приповерхностных скоплений газа надпродуктивно-го разреза изучалось методами сейсмики высокого разрешения (СВР). Результаты интерпретации дали основание для визуального представления мест скопления, что позволило оперативно внести изменения в схему размещения
эксплуатационных скважин: устья перенесены в более безопасные места, предложены новые траектории проводки и азимуты скважин в продуктивном разрезе (рис. 1).
Бурение эксплуатационных скважин стало основой для доизучения геологического строения: появлялась новая информация о положении, количестве и протяженности тектонических разломов, кровли и подошвы вскрытых продуктивных пластов (необходимо отметить, что число разломов и их протяженность значительно изменились в сторону увеличения). Представление о геологической структуре месторождения претерпело изменения. Так, положение кровли продуктивного пласта встречалось как выше (до 50 м), так и ниже (до 25 м) первоначальной прогнозируемой отметки -соответственно 0,18 и 0,08 толщины продуктивного разреза.
Новые структурные построения и информация о начальных пластовых термобарических параметрах не только повлияли на геологическую модель, но и повлекли изменения начальных геологических запасов газа и конденсата
—вектор смещения эксплуатационных скважин Скважины:
• Р1 исходные
• Р1 устье перенесено
Рис. 1. Уточнение местоположения устьев эксплуатационных скважин Киринского ГКМ по результатам интерпретации данных СВР 2D
(С.В. Зиновкин): ЛУ - лицензионный участок
на месторождении. Полученная информация нашла отражение в актуализированных геологической и фильтрационной моделях, изменила прогнозные технологические показатели разработки, позволила выявить ухудшение условий дренирования залежи в ходе разработки.
Немаловажный вопрос - изучение свойств и характеристик пластового флюида. Состав пластового газа Киринского месторождения, потенциальное содержание конденсата в нем были определены на основе проб газа и конденсата, полученных в процессе исследований трех разведочных скважин, т.е. до начала эксплуатационного разбуривания. Результаты первичных газоконденсатных исследований пластового флюида по всем эксплуатационным скважинам позволили установить различие значений этой величины по скважинам и уточнить потенциальное содержание конденсата в целом по залежи. Начальное среднее потенциальное содержание конденсата изменилось со 158 (до разбуривания месторождения) до 167 г/м3, уточнена кривая потенциального содержания, скорректирован прогноз добычи газового конденсата.
В разведочных скважинах состав пластового флюида был недостаточно исследован на содержание агрессивных компонентов. Поэтому на момент составления первого проектного документа на разработку содержание агрессивных компонентов, в том числе диоксида углерода, в пластовом флюиде принято по месторождению-аналогу (Лунскому) как среднее для всей залежи. По результатам исследований проб из эксплуатационных скважин, анализа состава всех проб и с учетом фактических промысловых данных выявлено, что распределение концентрации СО2 по площади газоносности неравномерно и на 30 % выше ранее принятого.
Большое значение для прогноза показателей разработки имеет достоверность определения начальных термобарических пластовых условий. Пластовая температура влияет не только на величину начальных запасов углеводородов, но и на значение влагосодержания пластового газа. К примеру, начальная пластовая температура определена по результатам замеров в разведочных скважинах Киринского ГКМ, позже она была уточнена в эксплуатационных скважинах (и оказалась на 6 % выше начального значения), в итоге актуализированное значение влагосодержания увеличилось
на 22 % [3]. Этот факт негативно отразился на работе технологического оборудования подготовки газа к транспорту. Потребовались дополнительные технические решения для совершенствования технологии подготовки газа на промысле.
Следующая позиция для доизучения в ходе эксплуатационного разбуривания - добычные характеристики и параметры технологического режима работы скважин. С целью повышения эффективности освоения морских месторождений предложено строительство скважин с дебитом свыше 2,3 млн м3/сут. Анализ результатов газодинамических исследований (ГДИ) разведочных вертикальных скважин показал, что определение продуктивности базируется на экстраполяции результатов поинтерваль-ных ГДИ; исследования при совместной работе во всех вскрытых интервалах не проводились.
Опыт первичных исследований эксплуатационных скважин Киринского месторождения, имеющих подводное устье и субгоризонтальный открытый забой протяженностью 500 м, показал, что технология проведения промыслово-геофизических исследований (ПГИ) и ГДИ представляет определенные сложности и не всегда обеспечивает выполнение требований существующих нормативных документов. Причин тому несколько:
• строительство и освоение скважин проводится в короткий межледовый период, что обусловливает проведение ГДИ и ПГИ в сжатые сроки и, как следствие, сокращение количества и времени режимов исследования;
• испытательное оборудование плавучей буровой установки не рассчитано на высокие рабочие дебиты скважин (несколько миллионов метров кубических газа в сутки с высоким газоконденсатным фактором) и имеет ряд технологических ограничений. Диапазон деби-тов при исследовании составляет начальный участок шкалы в пределах 30...50 % от планируемого, что снижает достоверность построения зависимости дебита от депрессии на всем требуемом диапазоне.
Примером могут послужить анализ и сопоставление результатов первичных (2012 г.) ГДИ при низких дебитах (0 и последующих (2014 г.) дистанционных ГДИ действующей скв. Р5 с режимами исследований, близкими к рабочему дебиту. Для первого случая максимальный дебит составил ~1,2 млн м3/сут, построены индикаторные
диаграммы, определены коэффициенты фильтрационного сопротивления, рассчитан технологический режим работы. На этом основании в первом проектном техническом документе на разработку сделан вывод, что проектное значение Q обеспечивается при депрессии Ар = 1,8 МПа. Во втором случае максимальный дебит скважины при исследовании составил ~2,2 млн м3/сут, т.е. диапазон дебитов оказался значительно шире. Уточненная информация привела к пониманию, что проектного значения Q можно достигнуть при Ар, превышающей первоначальное значение на 17 %. Соответственно, это повлекло за собой изменение других прогнозных технологических показателей разработки. На рис. 2 сопоставлены индикаторные диаграммы 2012 и 2014 гг. Можно уверенно предположить, что при первичных исследованиях показатели были обеспечены только за счет высокопроницаемых частей неоднородного разреза.
Дополнительным свидетельством того, что при такой технологии освоения часть продуктивного разреза скважины не отрабатывается, могут служить результаты первичных ПГИ профиля притока скв. Р2 на двух режимах с дебитами 460 и 750 тыс. м3/сут (менее 50 % от проектной величины). Наблюдается нелинейное изменение профиля притока по разрезу для обоих режимов исследования (рис. 3), и в целом результаты не дают однозначного представления о профиле притока в эксплуатационной скважине и о ее проектном дебите.
Определенность дебита скважины повышает обоснованность расчета количества эксплуатационных скважин и позволяет своевременно принять решение о его корректировке. Обустройство морских нефтегазовых месторождений с подводным оборудованием устьев скважин требует существенных капитальных вложений и заблаговременного изготовления подводного оборудования и систем подключения, по сравнению с месторождениями на суше значительно возрастают удельные затраты в строительство добывающих скважин. Изменение фонда скважин (основных и резервных) на более поздней стадии освоения может оказаться невозможным.
Основные итоги доизучения Киринского ГКМ в процессе эксплуатационного разбурива-ния сведены в таблицу.
На очереди к освоению стоит Южно-Киринское нефтегазоконденсатное месторождение, характеризующееся более сложным геологическим строением по сравнению с Киринским месторождением, тектоническими нарушениями и литологическим выклиниванием пластов, разницей в положениях контактов «газ - нефть -вода» в различных зонах. Проектные эксплуатационные скважины предполагают наклонно-направленный профиль и не предусматривают вскрытия продуктивных отложений ниже проектного забоя. Часть продуктивного разреза остается недоизученной. Необходимость доразвед-ки в процессе эксплуатационного разбуривания Южно-Киринского месторождения очевидна.
10
2= Др = 2 1,9 млн м3/с; ,0 МПа (фак /т т) ................
Диаг первичъ азон ыхГДИ Г" ........... .............. ......
..... ..... - 2 =1,9 млн 1 Др=1,8МП; !3/СУТ
••• 2012 г. ••• 2014 г.
500
1000 1500 2000 2500 3000
2, тыс. м3/сут
Рис. 2. Киринское ГКМ, скв. Р5: сопоставление индикаторных диаграмм ГДИ в 2012 и 2014 гг.
8
6
4
2
0
0
OZI
OZT
OZI
OZT
OZI
OZT
Статика
Q = 457 тыс. м3/сут
Q = 754 тыс. м3/сут
Рис. 3. Киринское месторождение, скв. Р2: профили притока по результатам ПГИ на двух режимах дебитов
Результаты доразведки Киринского месторождения в ходе эксплуатационного разбуривания
Изменение относительно
Задача Метод Результат первоначального технологического
решения
3100
3150
3200
3250
3300
3350
3400
3450
3500
3550
3600
3650
Геология
Определение зон скоплений приповерхностного газа СВР Карта распространения зон скоплений Перенос устьев за пределы закар-тированных областей, изменение схемы размещения и подключения скважин
Уточнение структуры, газоводяного контакта, количества тектонических разломов Бурение эксплуатационных скважин Актуализированы цифровые геологическая и фильтрационная модели, запасы углеводородного сырья Уточнены интервалы вскрытия продуктивного разреза в скважинах
Определение начальных пластовых давлений и температуры Проведение исследований при бурении эксплуатационных скважин Значение начальной пластовой температуры увеличено на 6 %, влагосодер-жания - на 22 % Скорректирован прогноз добычи конденсационной воды на весь период разработки
Изучение состава и свойств пластового флюида ГКИ, исследования на содержание СО2, мышьяка и ртути Увеличилась оценка содержания С5+, СО2 на 30 % Скорректированы прогнозы добычи конденсата и динамики изменения содержания СО2 в пластовом газе, проведены дополнительные мероприятия коррозионной защиты
Продуктивные характеристики
Получение дополнительных данных о фильтра-ционно-емкостных свойствах коллекторов, дебитах Изменение результатов освоения скважины, ГДИ, замеры давления и температуры Проектный дебит обеспечивается при депрессии выше принятой первоначально, сократился период постоянной добычи Уточнены прогнозные технологические показатели разработки, снижен коэффициент извлечения газа
Определение характера притока к горизонтальному забою ПГИ, включая расходо-метрию Отмечен узкий диапазон дебитов при исследовании, обеспечивающий информацией о дренировании в ограниченной прискважинной зоне Рекомендовано совершенствование техники и технологии проведения ГДИ и ПГИ
Наряду с рассмотренными на примере Киринского месторождения задачами доизучения морских месторождений в процессе эксплуатационного разбуривания в отношении доразведки Южно-Киринского месторождения ставится дополнительная задача повышения категорийности запасов, а именно перевода части запасов в категорию Предложено при строительстве одной из эксплуатационных скважин на юго-восточной периферии Южно-Киринского месторождения пробурить опережающий вертикальный пилотный ствол со вскрытием всего продуктивного разреза (рис. 4) в целях уточнения геологического строения месторождения, свойств пластового флюида, характера насыщения коллекторов и положения газоводяного контакта, а также получения дополнительной геолого-геофизической информации для оценки запасов газа и оперативной корректировки проектного азимута и профиля эксплуатационных скважин в этой зоне. В пилотном (разведочном) стволе рекомендуется отобрать керн и провести лабораторные исследования на определение коллекторских свойств, произвести отбор и изучение глубинных проб пластового флюида и вод. В будущем опыт бурения пилотных стволов целесообразно использовать для уточнения положения водонефтяного контакта в процессе опытно-промышленных работ на нефтяном объекте разработки Южно-Киринского месторождения.
Рис. 4. Принципиальная траектория эксплуатационной скважины с опережающим бурением пилотного вертикального ствола
Выполнение программы исследовательских работ во время эксплуатационного разбу-ривания Южно-Киринского и других месторождений шельфа Сахалина будет способствовать получению необходимой и достаточной геолого-промысловой информации для дальнейшего проектирования разработки. Поэтому при составлении этой программы в ТСР в 2019 г. были заложены повышенные требования к ее содержанию и объемам: инициированы дополнительные научные, экспериментальные, лабораторные и керновые исследования, включающие полный комплекс промыслового-геофизических исследований с использованием показаний расходомеров, датчиков влаго-и газосодержания, оценку влияния на разработку месторождения проводимости тектонических разломов, исследования состава пластовой продукции на содержание неуглеводородных компонентов и коррозионно активных элементов, экспериментальные работы для установления оптимального технологического режима работы скважин и газосборной сети при высоком конденсатном факторе как для пластовых, так и для поверхностных условий.
С учетом наличия достаточно большого количества геологических неопределенностей (степень проводимости разломов, латеральное распределение проницаемости, вертикальная анизотропия проницаемости, положение
и степень активности водоносного бассейна и т.д.) наиболее остро стоит задача совершенствования оборудования (возможности его размещения на морской платформе) и технологии проведения первичных ГДИ скважин в целях уточнения продуктивности и настройки гидродинамической модели месторождения.
В ходе освоения Южно-Киринского месторождения по завершении процесса бурения первой эксплуатационной скважины следует провести полный комплекс исследовательских работ в ходе доразведки, в том числе для оперативной актуализации геологической и гидродинамической моделей, последующей корректировки принятых технико-технологических решений. Результаты исследований позволят, при необходимости, на начальном этапе разработки месторождения уточнить технологический режим работы скважин, их дебиты и проектный фонд и дополнительно рассмотреть вопрос о резерве эксплуатационного фонда скважин для обеспечения прогнозной добычи. Кроме того, выполнение намеченной программы доразвед-ки и исследовательских работ позволит снизить риски при поэтапном освоении и повысить эффективность разработки уникального Южно-Киринского нефтегазоконденсатного месторождения, а также будет способствовать распространению передового опыта на остальные морские месторождения на шельфе о. Сахалин.
Список литературы
1. Мансуров М.Н. Развитие методологии проектирования разработки арктических месторождений углеводородов /
М.Н. Мансуров, П.Г. Цыбульский // Вести газовой науки: Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 3 (14). - С. 4-9.
2. Гереш Г.М. Основные направления организации контроля за разработкой сеноманской залежи Ямбургского месторождения при поэтапном освоении / Г.М. Гереш // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 2000. -Вып. 10-11. - С. 7-22.
3. Гереш Г.М. Влияние на оценку влагосодержания пластового газа погрешностей определения термобарических параметров и состава пластового флюида / Г.М. Гереш, О.Ю. Ященко // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. - № 4 (36): Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения месторождений российского шельфа. - С. 31-34.
Scope of additional prospecting in course of development drilling of fields offshore the Sakhalin Island
G.M. Geresh
Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation E-mail: G_Geresh@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Author shows necessity to harden requirements imposed to content and scope of the research works during development drilling of South Kirin and other hydrocarbon offshore fields at the Sakhalin region. The deficit geological data are wanted to improve reliability of the field development design. This article contains negative examples when lack or infidelity of initial geological data influence the output design process documentation.
Keywords: continental self, development drilling, additional prospecting, South Kirin field.
References
1. MANSUROV, M.N., P.G. TSYBULSKIY. Development of methods of design preparation for exploitation of Arctic hydrocarbon reservoirs [Razvitiye metodologii proyektirovaniya razrabotki arkticheskikh mestorozhdeniy uglevodorodov]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2013, no. 3 (14): Modern approaches and advanced technologies in projects of development of Russian offshore oil-and-gas fields, pp. 4-9. ISSN 2306-8949. (Russ.).
2. GERESH, G.M. Main leads of controlling gradual development of a Cenomanian deposit at Yamburg field [Osnovnyye napravleniya organizatsii kontrolya za razrabotkoy senomanskoy zalezhi Yamburgskogo mestorozgdeniya pri poetapnom osvoyenii]. Geologiya, Bureniye, Razrabotka i Ekspluatatsiya Gazovykh i Gazokondensatnykh Mestorozhdeniy: collected sci. papers. Moscow: IRTs Gazprom, 2000, iss. 10-11, pp. 7-22. (Russ.).
3. GERESH, G.M., O.Yu. YASHCHENKO. Errors in determination of thermobaric parameters and content of a bedded fluid affecting humidity assessment for an insitu gas [Vliyaniye na otsenku vlagosoderzhaniya plastovogo gaza pogreshnostey opredeleniya termobaricheskikh parametrov i sostava plastovogo flyuida]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2018, no. 4 (36): Modern approach and promising technologies within the projects for development of oil-and-gas fields at Russian continental shelf, pp. 31-34. ISSN 2306-9849. (Russ.).
