CC BY
83
Георесурсы. 2016. Т. 18. №3.4. 2. С. 222-227
Georesursy = Georesources. 2016. V. 18. No. 3. Part 2. Pp. 222-227
УДК 622.276
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ 4 БЛОКА ЗАЛЕЖИ №31 РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПЕРЕИНТЕРПРЕТАЦИИ ГИС И МОДЕЛИРОВАНИЯ
И.С. Каримов1, М.М. Салихов2, И.Р. Мухлиев2, Л.Р. Сагидуллин2, Н.Ф. Могинов2
ПАО «Татнефть», Альметьевск, Россия 2НГДУ«Джалильнефть» ПАО «Татнефть»,Джалиль, Россия
В данной статье рассмотрены работы по оптимизации выработки запасов нефти 4 блока залежи № 31 Ромаш-кинского месторождения, выполненные в НГДУ «Джалильнефть» ПАО «Татнефть». На основе переинтерпретации ГИС уточнено геологическое строение залежи для принятия рациональных технологических решений и разработки ГТМ. Результаты переинтерпретации старого геофизического материала позволили скоррелировать геологический разрез по пластам и скорректировать ранее построенные карты разработки по бобриковскому горизонту нижнего карбона. Рекомендованы способы по выявлению, изучению и дальнейшему картированию эрозионных «врезов». Результатами выполненной переинтерпретации старого геолого-геофизического материала по каждой скважине явились изменения значений коллекторских характеристик продуктивных интервалов пластов, эффективно-нефтенасыщенных толщин, в результате чего был получен прирост запасов нефти. На основании новой геологической модели 4 блока залежи № 31 предложены мероприятия по оптимизации размещения проектных скважин для эксплуатационного бурения, рекомендованы скважины для зарезки боковых и боковых горизонтальных стволов и ГТМ по вскрытию ранее не выявленных и не вовлеченных в разработку запасов пластов-коллекторов. Предложенные мероприятия позволили снизить геологические и экономические риски бурения неуспешных скважин, достичь проектных уровней добычи нефти и показателя КИН.
Ключевые слова: бобриковский горизонт, геолого-гидродинамическое моделирование, эрозионные врезы, переинтерпретация ГИС, коллекторские свойства, залежь, запасы
DOI: 10.18599/^.18.3.13
Для цитирования: Каримов И.С., Салихов М.М., Мухлиев И.Р., Сагидуллин Л.Р., Могинов Н.Ф. Совершенствование системы разработки 4 блока залежи № 31 Ромашкинского месторождения по результатам переинтерпретации ГИС и моделирования. Георесурсы. 2016. Т. 18. № 3. Ч. 2. С. 222-227. Б01: 10Л8599^геЛ8.3.13
Развитие нефтедобывающего предприятия зависит от пополнения его ресурсной базы за счёт прироста запасов по двум направлениям: доразведки и увеличения коэффициента нефтеизвлечения. В НГДУ «Джалильнефть» ПАО «Татнефть» эта задача решается в том числе за счет переинтерпретации ГИС пробуренного фонда скважин и на основе уточнения утверждённых ГТМ и разработки новых.
По результатам переинтерпретации старого геолого-геофизического материала по каждой скважине осуществляется существенный прирост запасов нефти. Современные геофизические методы исследования скважин в значительной степени усовершенствованы как технически, так и программными продуктами интерпретации полученных результатов.
Нефтеносные отложения турнейского и бобриковского объектов, в том числе залежи № 31, требуют детального рассмотрения. Залежь № 31 Ромашкинского месторождения находится в промышленной разработке с 1977 года. Опыт эксплуатации залежи показывает, что имеются определенные трудности в достижении проектных показателей добычи нефти. Причиной являются не только технические и технологические моменты разработки, но, главное, точность в представлении о геологическом строении залежи. Геологическая служба НГДУ работает
Мы должны быть готовы пересмотреть любое из наших представлений.
Этот принцип требует «мужестваума»
Д.Пайа
над достижением максимального совпадения прогнозных построений с фактическими по данным бурения новых скважин. В этой связи на основе переинтерпретации ГИС ведётся уточнение разрезов скважин, выделение продуктивных пластов и их аналогов, строятся корреляционные схемы и геолого-статистические разрезы (Рис. 1).
По полученным результатам уточняется представление о геологическом строении залежи в части структурных поверхностей, абсолютных значений коллекторских свойств вмещающих пород, распространения коллекторов по площади и разрезу, положения контуров нефтеносности и значений эффективных нефтенасыщенных толщин, уточнения объёмов нефтенасыщенных пород и содержащихся в них запасов нефти.
Такой подход позволил скорректировать ранее построенные карты разработки по продуктивным пластам отложений турнейского яруса, бобриковского и радаев-ского горизонтов нижнего карбона для принятия наиболее рациональных технологических решений и разработки ГТМ по оптимизации выработки запасов 4 блока залежи № 31 (Рис. 2).
Особенностью строения 4 блока залежи № 31, как и её строения в целом, является наличие зон эрозионных нарушений карбонатных отложений турнейского яруса, в
8CIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
GEDRESURSY
И.С. Каримов, М.М. Салихов, И.Р. Мухлиев, Л.Р. Сагидуллин, Н.Ф. Могинов
1.Б. Кайтоу, М.М. 8а11кЬоу, ГК МикЪНеу, Ь.К Sagidu11in, Мс^поу
Рис. 1. Геолого-стратиграфический профиль отложений тулъско-турнейского возраста.
которых зафиксирован полный размыв аргиллитов елховского горизонта и отсутствие их в разрезе скважин. По данным корреляционных разрезов и построения карт распространения коллекторов отмечается разнообразие форм развития врезов по площади в виде: русел, мульд и небольших площадей с различной глубиной размыва, что свидетельствует о частой смене обстановки осадконакопления. Рассолы мелководного бассейна, проникая по трещинам и выщелачивая карбонаты турнейского яруса, разрушали их до образования каверн микро- и макроразмеров, до карстогенных образований. Разрушенный материал сносился в ближайший прогиб ККС. Выполнялись разрушенные зоны терригенными отложениями бобриковско-радаевского возраста, к которым приурочены повышенные значениях толщин терригенных пород, перекрывающих карбонатные отложения турнейского яруса (Рис. 3). Глубина врезания в карбонаты турнейского яруса разная: от единиц до десятков метров и полного размыва отложений карбонатов турнейского возраста и части верха разреза отложений заволжского горизонта верхнего девона. Это отчётливо видно на кривых ГИС, что показано на примере района скв. № 14351, где резко меняется плотность сечения изогипс на структурном плане, сокращены толщины карбонатов турнейского яруса и увеличены толщины терригенных образований.
+
гкс-пчултлнионные,
«ф ОсыеАсгвунииие но гкрф,
-ф ил««"!.. ;В<кМ*Лир«11*нпМс Лс1 спуски
,Р ИШ |<Г1.. Ж ликлнлнроваини« после тксплу а|
, *РЧ контрольные и йе|де Петвнн кат- арем. рявот. на нефть шгн м»г»ст«слм»ые пьсимприческнс ■ ^ >41 штпвлыше дойстлукчнмв
водозаборные, перф.
Ж доб. днкаидирош
БГС .'шбыиаюшпс ЫХ-" шшсцгсмме ГС ЛобЬНаНШМ
К«р1* мйко1У<тны1 й1борин н 1ймчки Днбыыющап «млпни
<*■ лобыпюшм 6в иеЛст ну юшие ^ ап|шыш пьииитриче
>
+
' Ж
Ж рдчкдацмыс лнкиндирова! & перевод с торшонта
адр подомбарные
Кир та разработки кмлгкюрйв
и.]«
РЖА« ЖИДКОСТИ. +4 «'сутки обнадиешюснь, %
Ия/нетаюе.чпая сывлкима
т
С ГруктурИм Карта и
Ж ЛИИННЛИрОваМ! А фсШГВИМЫе "» -НС!) -* |нн< ЛЖ тксилуят. контрольные лнквилиропаниыс
1Х тксплуат.пьек>чефичос кие ликвнлнрови 1
1ЯИКЧ. ликанлироааыиыс 1ИКЛС о пробив нагнет., лйшвндировашше по прочим ир|гпи
1**«, млу. «срфирир,
■ Н4Л.«у, НС ИГрфирПр
4 .1
I. .пгкаширввшвшс 1Ю прочим !г I, временно очйнр. иеф|ь, ШП1 Т.. ЛробурвМИЫв. I»
ф
и. Мб
щрнемисють» 41г) мЗ'сутки
Кар?« )ффгктн11
I нгфтенкмшгнны» «и, ми ни
МС 11*рфОрИриМНИЫе
-^е нагнетательные Ледкйегвукчине перфор, г * доЛниашш»« ЛсыеЛск». «мае» перф(1|мчч>мч
„Ж 1чнтри N СС ШС, 11,11
Карта ко>ффннн*ити о*в*т* милнсннсч и остаточных иефшшсышгннм* толшии
п
«шмненныП
Й11А 6212А ночср с
7 Л^иыюиим, ра/милндщне на др гортоьгтак 1ШНС1. рЛ&иинЧЧИе >и др, жЛшмыини?, а ожидании , ш>тшлиини
0.57 *<»>ффм1|| И.4 оетаточн
итояорв хо>ффншкнтв
• р* шедочные п КОг1Сер4МШИ|
• (ншеллчиш а бетдеАетвни НвГИСТ, нреи. раЛо) мефть и Гь'л лобыпаюшмс бстлсйстп.. пласт шш
KOftrpa.ii.il ые в бс сцМЬгтвни
• нрсчгп мМс добынаичнНс сиищимы
-г
А
&
ж
ь ?
перевод ив верх. горизонт, 1»ерф. т^милричмж, лоб рйГкП |Ш др, 4 ираг ннгг мсмчнтр., нпгмст. работ. на лр, гортонт
добывающие. работающие на др. I ори »игах НШмс! перфор., ОСТИН-НС №№■ причинам
на1 нет ■ нлмт мкхи но ти, нрич«««*" .»мквидиропанныс после апроСюаапия иагпп контрольные п бетлейсмнш перевод е гори кипа па горнюнт перевод е горизонта па гортонт нш пп. врем. «1<1Ир. 1кф<ь 'иИ ■
г врем, отбир. нефть л скаажнны рабочие гор:
и "шреткп рабочих боковых
ш
перевод с горнюнта на горикигт
Рис. 2. Фрагмент картыразработки 4 блока залежи№ 31 пласта С1брЗ.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
ГЕОРЕСУРСЫ
-о! /
/м
1 ш/ /
'о/у
ГБР-1 СБР-2
Рис. 3. Построение геологических разрезов до и после переинтерпретации ГИС. Условные обозначения см.рис. 2.
В качестве гидродинамической составляющей подтверждения наличия эрозионного «вреза» может служить отсутствие влияния нагнетательной скважины № 17001 в отложениях бобриковского горизонта на окружающие добывающие скважины (Рис. 4).
Большое значение результаты переинтерпретации ГИС оказали на выделение нефтеносных интервалов и продуктивных пластов, построение карт распространения коллекторов (Рис. 5).
По результатам интерпретации и оцифровки ГИС,
Рис. 4. Определение причины отсутствия влияния нагнетательной скважины №17001. Условные обозначения см.рис. 2.
например, уточнены граничные значения по нефтенасы-щенности, что можно объяснить понижающим проникновением фильтрата бурового раствора в пласт. Результатами переинтерпретации старого геолого-геофизического материала по каждой скважине явились изменения значений коллекторских характеристик продуктивных интервалов пластов и их кондиционных значений, что закономерно привело к уточнению эффективно-нефтенасыщенных толщин и объёмов нефтенасыщенных пород. В результате по ряду участков осуществлён существенный прирост запасов нефти.
Примером может служить скв. №№ 7473, пробуренная на продуктивные отложения пашийского горизонта терриген-ного девона. По причине высокой обводненности добыва-
Рис. 5. Картыраспространения коллекторов после переинтерпретации ГИС 4 блока бобриковского горизонта залежи № 31 по пластам С1бр2, С1бр3. Условные обозначения см.рис. 2.
422% БЕ^ЕБ^БУ
И.С. Каримов, М.М. Салихов, И.Р. Мухлиев, Л.Р. Сагидуллин, Н.Ф. Могинов
1.Б. Каг1тоу, М.М. 8а11кЬоу, ГК МикЫ1еу, Ь.К Sаgidullin, N.F. Mоginоv
гтттгтртгчг"
281285
¡26126!
¡22016
,26073
,11641
15120
'11024.
Щгл
25892'
■11625">'- ( О/ У /
.22209'
11023'
Рис. 6. Фрагмент карты разработки пласта С1бр2 до и после переинтерпретации участка скв. № 7473. Условные обозначения см. рис. 2.
емой продукции в 1997 году скважина законсервирована. По заключениям старых геофизических исследований по скважине № 7473 верхние горизонты по разрезу (а именно интервалы залегания кыновского горизонта верхнего девона и бобриковского горизонта нижнего карбона) выделяются как аналоги, т.е. характеризуются некондиционными значениями фильтрационно-емкостных свойств.
По результатам переинтерпретации ГИС этой скважины отложения С1бр2 бобриковского горизонта интерпретируются как слабо нефтенасыщенные (Рис. 6). С целью выработки запасов по рассматриваемому участку предложено расконсервировать скважину с последующей перфорацией
17001
До После
Рис. 7. Участок скважины 26074 до и после переинтерпретации ГИС. Условные обозначения см.рис. 2.
эксплуатационной колонны в интервале 1143,4-1145 м залегания отложений бобриковского горизонта.
На рис. 7 представлена карта разработки пласта С1бр3, построенная по результатам детальной корреляции разрезов скважин и данным технологических показателей их работы. В скв. № 26074 предлагается произвести дострел пласта-коллектора С1бр2, интервал залегания которого по старым результатам ГИС был интерпретирован как аналог. После оцифровки ГИС пласт С1бр2 интерпретируется как глинистый коллектор с нефтенасыщенной толщиной 2,8 м.
Не менее важным результатом переинтерпретации ГИС и уточнения представления о геологическом строении блока залежи является корректировка скважино-точек проектного фонда. На рис. 8 представлен фрагмент карты разработки с нанесенными дополнительными проектными скважинами для бурения.
По результатам переинтерпретации были произведены построения трехмерной геолого-гидродинамической модели 4 блока залежи №31. Моделирование залежи позволило получить новые представления по распространению и залеганию пород-коллекторов и концентрации в них остаточных запасов.
Было выполнено построение всевозможных карт разработки, литологических, заводнения коллекторов по статистическим данным.
После
Рис. 8. Фрагмент карты разработки пласта С1бр3 до и после переинтерпретации участка скв. № 11825. Условные обозначения см. рис. 2.
НМЧНСЫЕХНтЕСХИЙ ЖУРНАЛ ммч .
Рис. 9. Построение
трехмерных геолого-гидродинамических моделей.
Выявлены затруднения по определению насыщенности некоторых участков, потому что большинство скважин работают с высоким процентом обводненности, хотя не всегда бывает однозначным определение причины их обводнения. В результате на картах разработки получаются частично или полностью заводненные зоны по площади, в которых результаты бурения новых скважин не соответствуют текущим показателям. По таким картам, в принципе, планировать какие-либо мероприятия становится
весьма затруднительным, а бурение новых скважин - рискованным.
В этом случае проводятся дополнительные геофизические и гидродинамические исследования.
Для геолого-гидродинамического моделирования был выбран участок 4 блока залежи №31. После адаптации модели были получены карты по различным параметрам в трехмерной визуализации. Это карты начальной и текущей нефтенасыщенности, открытой пористости, фазовой проницаемости и другие (Рис. 9-10).
После выполненных преобразований был проведен анализ карт текущей (остаточной) нефтенасыщенности и предложены ГТМ для оптимизации системы разработки блока.
Предлагаемые ГТМ на основе анализа новых литоло-гических карт заключаются в оптимизации размещения проектных скважин для бурения, как например, перенос точки бурения скв. № 25895 (Рис. 8).
1. При сопоставлении обводненности соседних скважин и остаточной нефтенасыщенности адресного пласта, можно выделить скважины, в которых необходимо применение водоизоляционных методов.
На рассматриваемом блоке по результатам ГГМ для ВИР предлагаются скважины №№ 26036, 26049, 28112 (Рис. 10).
2. Выбор скважин на стимуляцию или ОПЗ происходит в результате сравнения коллекторских свойств: пористости, проницаемости и дебитов жидкости, а также по разнице расчетной и фактической депрессии. Скважины с выявленным несоответствием обычно характеризуются меньшими дебитами по сравнению с соседними скважинами, находящимися в похожих горно-геологических условиях.
В скважинах № 26050, № 26060 рекомендуется провести исследования ИГН с целью определения характера нефтеводонасыщения пластов и по результатам перевести в добывающий фонд (Рис. 11). Скважину № 26042 рекомендуется реликвидировать с бу-
Рис. 10. Осреднение трехмерной модели в двухмерную.
Рис. 11. Скважины № 26060 и № 26050, по результатам исследования предлагаются для Рис. 12. Реликвидация скважины № 26042 перевода в добывающий фонд. бурением БГС.
I ^ШШЩШ ЕаЕЧТ1Р1САШТЕСНМСУМ. ^ОУРК»!
422^ БЕ^ЕБ^БУ
И.С. Каримов, М.М. Салихов, И.Р. Мухлиев, Л.Р. Сагидуллин, Н.Ф. Могинов
I.S. Karimov, М.М. Salikhov, I.R. Mukhliev, L.R. Sagidullin, N.F. Moginov
рением бокового горизонтального ствола в юго-восточном направлении от старого забоя (Рис. 12).
Таким образом из изложенного можно сделать следующие выводы.
1. Построение литологических карт по данным детальной корреляции дают большую информативность по распределению литологических тел по площади и разрезу.
2. Оцифровка и переинтерпретация ГИС пробуренного фонда позволяют:
- существенно уточнить представление о геологическом строении адресного объекта;
- скорректировать наличие и объёмы остаточных запасов нефти (в ряде случаев прирастить, что важно для восстановления ресурсной базы);
- скорректировать положение проектного фонда скважин и избежать бурения пустых и высоко обводнённых скважин.
3. Применение новых ГГМ может:
- существенно расширить информативность о текущем состоянии разработки залежи;
- наиболее обоснованно планировать мероприятия по оптимизации существующей системы выработки запасов нефти объекта;
- достичь запроектированных уровней добычи нефти и проектного КИН.
Сведения об авторах
Илъдар Сиринович Каримов - Заместитель начальника отдела планирования и мониторинга ГТМ технологического управления по разработке нефтяных и газовых месторождений, ПАО «Татнефть»
Россия, 423450, Альметьевск, ул. Ленина,75 Тел: +7(8553)307-032; e-mail: karimovis@mail.ru
Мирсаев Миргазямович Салихов - Главный геолог, НГДУ «Джалильнефть» ПАО «Татнефть»
Россия, 423368, Республика Татарстан, п. Джалиль, ул. Ленина, 2. Тел: +7(85559)603-09; e-mail:jalgeo@tatneft.ru
Илънур Рашитович Мухлиев - Начальник геологического отдела, НГДУ «Джалильнефть» ПАО «Татнефть» Россия, 423368, Республика Татарстан, п. Джалиль, ул. Ленина, 2. Тел: +7(85559)602-73; e-mail: dn_ro@tatneft.ru
ЛенарРафисович Сагидуллин-Заместитель начальника геологического отдела, НГДУ «Джалильнефть» ПАО «Татнефть» Россия, 423368, Республика Татарстан, п. Джалиль, ул. Ленина, 2. Тел: +7(85559)602-59; e-mail: dn_geo@tatneft.ru
Нафис Фанисович Могинов - Геолог ЦДНГ-1, НГДУ «Джалильнефть» ПАО «Татнефть»
Россия, 423368, Республика Татарстан, п. Джалиль, ул. Ленина, 2. Тел: +7(85559)323-11
Статья поступила вредакцию 08.07.2016
Improving the Development System in the Block 4 ofDeposit No. 31of Romashkino Field According to the Logging Reinterpretation and Simulation
I.S. Karimov1, M.M. Salikhov2, I.R. Mukhliev2, L.R. Sagidullin2, N.F. Moginov2
'PJSC Tatnefi, Almetevsk, Russia
2Oil and Gas Production Department «Dzhalilneft» PJSC Tatnefi, Dzhalil, Russia
Abstract. This article describes the works carried out in the oil and gas production department "Dzhalilneft" to optimize the development of oil reserves from block 4, deposit No. 31 of the Romashkino field. Based on the logging reinterpretation, geological structure of the deposit is adjusted to make rational technological decisions and development of geological and engineering operations. Reinterpretation results of old geophysical data allowed correlating geological section on layers and adjust the previously constructed maps for development of Bobrikovian Lower Carboniferous. The work was performed to identify, study and further map erosion 'incisions'. Based on the results of the reinterpretation of old geological and geophysical data for each well, change the values of reservoir characteristics of productive intervals, effective-oil-saturated strata, we obtained growth of oil reserves. According to the new geological model of block 4, deposits No. 31 the measures are suggested to optimize the placement of project wells for production drilling; wells are recommended for side and horizontal sidetracks, as well as geological and engineering activities for penetration of reservoirs previously unidentified and uninvolved in the development. The proposed measures have helped to reduce the geological and economic risks of drilling of unsuccessful wells, achieve the design level of oil production and oil recovery factor.
Keywords: Bobrikovian horizon, geological and hydrodynamic simulation, erosion incisions, hard-to-recover reserves, logging reinterpretation, reservoir properties, reservoir, reserves.
For citation: Karimov I.S., Salikhov M.M., Mukhliev I.R., Sagidullin L.R., Moginov N.F. Improving the Development System in the Block 4 of Deposit No. 31 of Romashkino Field
According to the Logging Reinterpretation and Simulation. Georesursy = Georesources. 2016. V. 18. No. 3. Part 2. Pp. 222-227. DOI: 10.18599/grs.18.3.13
Information about authors
Il'dar S. Karimov - Deputy Chief of Department of Geological and Technical Methods Planning and Monitoring, PJSC Tatneft Russia, 423450, Almetevsk, Lenina str. 75 Phone: +7(8553)307-032; e-mail: karimovis@mail.ru
Mirsaev M. Salikhov - Chief Geologist, Oil and Gas Production Department «Dzhalilneft» PJSC Tatneft
Russia, 423368, Tatarstan Republic, Dzhalil, Lenina str. 2 Phone: +7(85559)603-09; e-mail:jalgeo@tatneft.ru
Il'nur R. Mukhliev - Chief of Geological Department, Oil and Gas Production Department «Dzhalilneft» PJSC Tatneft Russia, 423368, Tatarstan Republic, Dzhalil, Lenina str. 2 Phone: +7(85559)602-73; e-mail: dn ro@tatneft.ru
Lenar R. Sagidullin - Deputy Chief of Geological Department, Oil and Gas Production Department «Dzhalilneft» PJSC Tatneft Russia, 423368, Tatarstan Republic, Dzhalil, Lenina str. 2 Phone: +7(85559)602-59; e-mail: dn geo@tatneft.ru
Nafis F. Moginov - Geologist, Oil and Gas Production Department «Dzhalilneft» PJSC Tatneft
Russia, 423368, Tatarstan Republic, Dzhalil, Lenina str. 2 Phone: +7(85559)323-11
Manuscript received July 8, 2016
НМЧНСЫЕХНтЕСХИЙ ЖУРНАЛ
ГЕПРЕСУРСЫ
