Повышение эффективности разработки нефтяных пластов с трудноизвлекаемыми запасами на основе геолого-гидродинамического моделирования

Актуальность.

В настоящее время основная добыча нефти в Западной Сибири ведется из отложения нижнего мела и верхней юры. Выработка запасов углеводородов из этих осадочных комплексов вынуждают нефтедобывающие компании переходить на нижележащие пласты, которые обладают ухудшенными коллекторскими 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 подобных запасов является «трудноизвлекаемые запасы» (tight reservoirs) [89, 93, 110, 114, 115]. Примером таких пластов являются раннесреднеюрские отложения, которые широко распространены в Западной — Сибири. К данным залежам приурочены крупные ресурсы нефти, газа и газоконденсата. По мнению ряда авторов начальные геологические ресурсы условных углеводородов отложений нижней — средней юры по Западной Сибири составляют 75,6 млрд. т, в том числе нефть — 45,1 млрд. т, газ попутный — 7,3 млрд. мЗ, газ свободный — 19,9 трлн. м3, конденсат — 3,3 млрд. тизвлекаемые: нефть — 10,4 млрд. т, газ попутный — 1,7 млрд. м3, газ свободный — 19,9 трлн. мЗ, конденсат — 2,1 млрд. т [16].

Развитие технологий бурения горизонтальных скважин и интенсификации добычи нефти, в основном, проведением гидроразрывов пласта, а так же рост цен на жидкие углеводороды, позволили нефтедобывающим компаниям вплотную подойти к решению проблемы рентабельной добычи нефти из коллекторов такого типа [4, 5, 11, 25, 26, 48, 75, 79, 83, 84, 90, 103- 109, 110, 113, 114, 118].

В отложениях нижней и средней юры на Майском месторождении нефтеносность выявлена в пластах Юн — Ю15. Пласты обладают ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами: средняя пористость 12 — 13%, абсолютная проницаемость 0,5 — 7.5* 10″ 3 мкм2. Данные условия усложняют проведение поисковых работ, низкие притоки (1−5 мЗ/сут) увеличивают время извлечения из скважины технических жидкостей и время проведения гидродинамических исследований. Нижняя часть разреза пласта Ю15, как правило, обладает повышенным значением начальной водонасыщенности.

Перечисленные выше свойства не позволяют применять «традиционные» методы для добычи углеводородов, т. е. бурение наклонно-направленных скважин с проведением объемных гидроразрывов пласта. Опыт разработки пластов Майского месторождения данными методами выявил недостаточную их эффективность из-за высокой начальной обводненности продукции и низких дебитов жидкости.

Для решения этой проблемы была проведена работа по детальному изучению строения пластов раннесреднеюрского возраста Майского месторождения, построены геологическая и гидродинамическая модели. Был проведен обзор существующих технологий по интенсификации и поддержанию пластового давления, перспективных для разработки «трудноизвлекаемых» запасов нефти. На основе построенной гидродинамической модели были рассчитаны несколько вариантов разработки и выбран наиболее рентабельный.

Основной проблемой для анализа и реализации данной программы, является, то, что практически отсутствует опыт разработки коллекторов такого типа. В связи с этим необходимо было выработать методику внедрения решений данных исследований, главная идея, которой состоит в выборе наименее рискованных участков для проведения опытно-промышленных работ. Бурение ячейки скважин на данных участках, две горизонтальные и одну наклонно-направленную, проведение гидроразрывов пласта на них и после добычи нефти на нагнетательных скважинах (3 — 6 месяцев) перевод под закачку. По результатам оценки эффективности системы поддержания пластового давления и технологии интенсификации добычи нефти будет произведен окончательный расчет вариантов разработки на полное развитие и принято решение о дальнейшей разработке пластов нижней средней юры Майского месторождения.

Цель работы заключается в изучении отложений раннесреднеюрского возраста Майского месторождения, на основе обобщения и анализа данных ЗД сейсморазведки, ГИС, гидродинамических исследований и кернового материалав увеличении коэффициента извлечения нефти коллекторов, ранее относившихся к непродуктивным, по фильтрационно-емкостным свойствамв создании методики вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов.

Основные задачи исследований.

1. Изучить палеотектонические, палеофациальные условия образования, особенности геологического строения пластов раннесреднеюрского возраста с целью выявления зон промышленной нефтеносности и размещения скважин.

2. На основе геолого-промысловых данных провести анализ эффективности реализуемой системы разработки.

3. Провести обзор методов интенсификации, применяемых на коллекторах с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами, и оценить применимость методов в условиях данных пластов.

4. На основе построенной гидродинамической модели выбрать наиболее эффективный вариант разработки.

5. Разработать программу проведения опытно-промышленных работ по реализации рекомендуемых вариантов.

Научная новизна.

Научная новизна заключается в следующем:

1. Впервые установлено, что формирование пластов Ю]5 Майского месторождения происходило в условиях русловых потоков.

2. Сформирована принципиально новая геолого-гидродинамическая модель месторождения, уточняющая геологическое строение, флюидонасыщенность, коэффициент извлечения нефти, геологические и извлекаемые запасы.

3. Впервые для трудноизвлекаемых запасов разработана система размещения скважин на основе бурения горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, с проведением на них многостадийных ГРП позволяющая более полно извлекать углеводороды из пластов.

Основные защищаемые положения.

1. Осадконакопление отложений раннесреднеюрского возраста Майского месторождения происходило в континентальных условиях, пласта Ю15— реки разветвленного типа с активной боковой миграцией речных рукавов, а седиментация коллекторов Ю12−14 связана меандрирующими речными системами.

2. Разработана геолого-гидродинамическая модель пластов раннесреднеюрского возраста Майского месторождения, учитывающая особенности геологического строения, изменение фильтрационно-емкостных свойств, флюидонасыщенности, геометрии залежи, которые, главным образом, влияют на эффективность эксплуатации месторождения.

3. Разработан наиболее рациональный вариант размещения скважин для нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами, основанный на бурении горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с проведением многостадийных гидроразрывов пласта.

Практическая ценность и реализация работы в промышленности.

1. Результаты проведенных исследований позволяют начать разработку пластов с низкими значениями проницаемости в промышленном масштабеиспользовать методологию по построению геологических, гидродинамических моделей для низкопроницаемых коллекторов, с низкой начальной нефтенасыщенностью.

2. На основе геологической модели были скорректированы геологические запасывыполненные с использованием гидродинамической модели прогнозные расчеты по вариантам разработки позволили уточнить коэффициент извлечения нефти и извлекаемые запасы.

3. Предложена методика вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов, освоение которых связано с рисками с выбором вариантов бурения и организации системы ППД.

4. Предложена технология интенсификации добычи нефти для коллекторов данного типа бурением горизонтальных скважин с проведением на них многостадийных ГРП.

5. Результаты диссертационной работы используются при проведении научно-исследовательских и опытно-промышленных работ по разработке нижнесреднеюрских пластов Майского месторождения ООО «Альянснефтегаз» Imperial Energy ONGS Videsh Limited.

Личный вклад автора в получении результатов, изложенных в диссертации. Собран и проанализирован материал по обоснованию геологического строения пластов нижней средней юры Майского месторождения, проведена оценка фациальных условий осадконакопления, на основе чего были построены геологическая и гидродинамическая модели месторождения. На базе, которых был выбран наиболее перспективный вариант разработки с бурением горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с проведением многостадийных гидроразрывов пласта на них. Рекомендованы участки первоочередного бурения для проведения опытно-промышленных работ. Разработана методика вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов, освоение которых связано с рисками выбора вариантов бурения и организации системы поддержания пластового давления.

Автором сформулированы цели и научные задачи. Автором лично получены новые научные результаты, изложенные в защищаемых положениях.

Фактический материал. В работе использованы материалы ГИС, испытаний скважин, исследований кернового материла, физико-химических свойств флюидов, гидродинамики разведочных и эксплуатационных скважин, данные интерпретации 2Д и ЗД сейсмических исследований, месячных эксплуатационных рапортов Майского нефтяного месторождения.

Достоверность полученных результатов основана на использовании научно-обоснованных и общепринятых способов интерпретации первичных данныхлогической обоснованности применяемых методик построения отдельных моделейприменения общепринятых законов для их взаимного согласованияиспользовании при проведении прогнозных расчетов широко применяемых в нефтяной промышленности программных продуктовподтверждение результатов моделирования историческими данными, результатами бурения скважин, данными наблюдений.

Апробация работы. Материалы диссертационной работы докладывались на Ш-ей Российской нефтегазовой технической международной конференции и выставке Общества инженеров нефтяников (г. Москва, 2010), на I международной конференции «Молодежь и проблемы геологии» (г. Томск, 1996), на XV международном симпозиуме им. М. А. Усова (г. Томск 2011).

Публикация результатов и структура работы.

Основные положения диссертации отражены в 6-ти статьях и тезисах докладов, из них 1 статья — в рецензируемом научном журнале, рекомендуемым ВАК и 2 — на английском языке.

Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения.

Список литературы

включает 118 наименований, работа изложена на 182 страницах, в том числе содержит 116 рисунков, 33 таблицы.

5.1.5. Выводы.

1. Перед реализацией проекта полномасштабного разбуривания месторождения рекомендуется проведение опытно-промышленных работ. Их целью является получение опыта, позволяющего обосновать применение того или иного способа заканчивания и интенсификации скважин, а также снижение неопределенностей геологического и технологического характера.

2. Для решения данных задач рекомендовано бурение 1 наклонно-направленной N846, 1 горизонтальной добывающей 2 008 (длина ствола 550−600 м, 3 стадии ГРП) и 1 горизонтальной нагнетательной N0845 (400−450 м, 2 стадии ГРП) скважин. Для скважин рекомендован комплекс мероприятий (расширенный комплекс каротажа, ГДИ, отбор и исследование керна).

3. — На основании текущих представлений о геологическом строении предложены 4 участка для реализации пилотной программы, произведен расчет технологических показателей и экономическая оценка (на 3 летний период) при реализации пилотной программы на каждом из них. На основании проведенного анализа реализация пилотного проекта рекомендуется начать бурение на участке № 1.

4. Расчеты при уровне цен (75 $/баррель) за 30 летний период для месторождения в целом — нерентабельны. При повышении цены нефти до 100 $/баррель варианты на полное освоение становятся рентабельны, с достижением Р1=1.22 и NPV 0.342 млрд руб.

5. На основании проведенных расчетов рекомендуется реализация пилотной программы, по результатам которой будет приниматься решение об экономической целесообразности полного освоения эксплуатационного объекта.

5.2.

Результаты реализации программы опытно-промышленных работ.

Рис. 5.4 Схема размещения перспективных участков для проведения опытно промышленных работ (на карте эффективных нефтенасыщенных).

В рамках реализации пилотного проекта были сформированы на выбранных участках №№ 1 и 4 замкнутые элементы из одной нагнетательной наклонно-направленной, одной горизонтальной добывающей и одной горизонтальной нагнетательной скважин (с различной длиной и количеством стадий ГРП) (рис 5.4.). Для участка № 3 бурение одной полого-направленной скважины № 524 и одной вертикальной скважины № 633 с отбором керна, с последующим проведением гидроразрыва пласта. Из-за больших рисков осложнений в процессе бурения от бурения скважин на участке № 2 принято решение отказаться.

Разбуривание элемента участков №№ 1 и 4 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 № 698 проведен расширенный комплекс ГИС (стандартный каротаж в открытом стволе, пластовый микроимиджер, акустический сканер, ядерно-магнитный каротаж, пластоиспытатель на кабеле), исследования на неустановившихся режимах;

• второй была пробурена горизонтальная добывающая скважина № 591 с длиной ствола 650 м и проведением на ней 4 стадий ГРП;

• третьей — горизонтальная нагнетательная скважина № 699 с длиной горизонтального участка 400 м и проведением на ней 3 стадийного ГРП.

Бурение горизонтальных скважин осуществлялось с применением геонавигации (для проложения ствола в пропластке с наилучшими фильтрационно-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 пасоса.

Проведение керновых исследований и данного комплекса каротажа позволило осуществить прямое определение пористости и проницаемости, характера насыщенияопределить механические свойства и направление основного стресса в латеральном направленииоценить анизотропию вертикальной/горизонтальной проницаемостейпровести поинтервальное опробование в открытом стволеполучить 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 (MDT) 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 Haliburton).

Испытания пластов Юн и Ю]5 в скважинах №№ 698, 228, 568-р подтвердили прогноз о характере насыщенности пластов и интерпретацию данных ГИС. В скважине №№ 698, 693, 524 из пласта Ю15 был получены притоки жидкости с низким процентом воды. Данные испытаний были использованы при проектировании траектории бурения горизонтальных скважин №№ 591, 699, 682 и 574.

Скважины №№ 591, 699, 682 и 574 пробурены по самой проницаемой части пласта Ю151 (рис. 5.5). До проведения гидроразрыва скважины были освоены, приток жидкости составил 5.30 мЗ/сут с содержанием процента воды 15.25%. Согласно дизайну трехстадийного ГРП, высота трещины составила от 47 до 52 метров (табл. 5.6.), т. е.

168 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 мЗ/сут, нефти 64т/сут.

Рис. 5.5 Профиль горизонтальной скважины со схематическим размещением трещин гидроразрыва пласта.