Гидродинамическое моделирование как инструмент анализа и оптимизации системы разработки в условиях неопределенности (на примере группы пластов АВ Самотлорского месторождения)

Гидродинамическое моделирование как инструмент анализа и оптимизации системы разработки в условиях неопределенности (на примере группы пластов АВ Самотлорского месторождения)

Гидродинамическое моделирование как инструмент анализа и оптимизации системы разработки в условиях неопределенности (на примере группы пластов АВ Самотлорского месторождения)

Казакова Т.Г., Давлетова Л.У.

(НПО «Нефтегазтехнология»),

Задорожный Е.В., Абдульмянов С.Х.

(ОАО «ТНК-Нижневартовск»)

Одним из факторов успешной разработки месторождения является своевременное проведение гидродинамических и геофизических исследований по контролю за разработкой в достаточном объеме. Основной целью контроля за разработкой является создание близкой к действительности модели залежи и процесса ее разработки, позволяющей осуществить рациональную систему разработки данной залежи.

Основным требованием при проведении исследований является системный подход при контроле за разработкой. Без системного подхода наблюдаемые факты - результаты различного рода измерений и исследований - остаются просто набором разрозненных сведений и, в лучшем случае, могут служить основой для проведения геолого-технических мероприятий на отдельных скважинах [1].

Гидродинамическое моделирование разработки месторождения может служить инструментом, позволяющим осуществлять системный подход к контролю за разработкой. Модель содержит комплекс данных о геологическом строении пласта, о скважинах и режиме их эксплуатации. Несомненным преимуществом модели является возможность многократного воспроизведения процесса разработки залежи при различном наборе исходной информации, характеризующей начальное и промежуточное состояния залежи.

При построении гидродинамической модели проводится анализ всей имеющейся информации о месторождении, полученной с помощью геофизических, гидродинамических, промысловых и лабораторных исследований. Оценивается достаточность и системность проведенных исследований, даются рекомендации по проведению дополнительных исследований. В процессе адаптации модели на технологические показатели залежи возможно провести полноценный анализ эффективности существующей системы разработки, провести экспресс-оценку различных гипотез, дающих объяснение сложившегося состояния, и дать возможные варианты прогноза дальнейшей разработки залежи.

Проведем анализ эффективности системы разработки с помощью гидродинамического моделирования на примере одного из участков группы пластов АВ Самотлорского месторождения. На данном участке продуктивными являются пласты АВ₁^1-2, АВ₁³ и АВ_2-3. Разработка участка началась в 1983 г. с одновременным формированием системы ППД. Динамика текущих показателей разработки участка приведена на рисунке 1.

Рисунок 1 - Динамика текущих показателей разработки рассматриваемого участка группы пластов АВ Самотлорского месторождения.

В настоящее время извлекаемые запасы нижних пластов АВ₁³ и АВ_2-3 при существующей системе разработки практически выработаны, и ведется активная разработка пласта АВ₁^1-2. Доля совместного фонда на рассматриваемом участке очень мала и составляет менее 10 % добывающих и нагнетательных скважин. Несмотря на это, нельзя выделить пласт АВ₁^1-2 в отдельную гидродинамическую модель.

Активная разработка пласта АВ₁^1-2 на рассматриваемом участке началась в 2000 г. Система поддержания пластового давления начала формироваться в 2005 г, при этом обводненность продукции, добываемой из пласта АВ₁^1-2 достаточно высока.  Отложения пласта АВ₁^1-2 отличаются тонкослоистым строением, переслаиванием большого числа песчано-глинистых пропластков, прерывистостью и изменчивостью коллекторских свойств. Глинистый материал имеет место не только в виде многочисленных прослоев, но и распространен в продуктивных песчаных прослоях. В целом отложения пласта АВ₁^1-2 характеризуются низкой проницаемостью (менее 10 мД) и, соответственно, малой продуктивностью добывающих скважин [2]. Скважины после бурения в основном работают из накопления со средними дебитами по нефти не более 5 т/сут. при обводненности 30÷50 %.

Технология ГРП предоставила возможность организации промышленной системы разработки объекта АВ₁^1-2 с использованием как новых, так и возвратных (выполнивших свое проектное назначение на целевых пластах) скважин. Активный ввод новых скважин с одновременным проведением ГРП на объекте позволил повысить дебиты скважин по жидкости. Негативным последствием применения ГРП является преждевременное обводнение коллектора (85 % против предполагаемых 50÷60 %). При создании высокой депрессии образуются как горизонтальные, так и вертикальные микротрещины в призабойной зоне пласта. Толщина глинистой перемычки между пластом АВ₁^1-2 и частично заводненным пластом АВ₁³ составляет порядка 3 м. Таким образом, продукция, добываемая из пласта АВ₁^1-2, может обводняться водой из пласта АВ₁³.

При адаптации гидродинамической модели рассматриваемого участка группы пластов АВ на технологические показатели добывающих скважин рассматривались все имеющиеся данные в комплексе:

·        ГИС по контролю за разработкой - исследования на герметичность эксплуатационной колонны, заколонную циркуляцию и внутрискважинные перетоки, профиль притока, ИННК;

·        проведенные геолого-технические мероприятия, в первую очередь, ГРП и форсированный отбор жидкости, изменения технологических показателей после их проведения;

·        существующая система ППД - ближайшие нагнетательные скважины, расстояние до них, время начала закачки, ФЕС коллектора.

На основании имеющихся данных принималось решение о возможном источнике обводнения и соответствующем методе адаптации работы скважины:

·        Моделирование вертикально или горизонтально направленной трещины, обусловленной проведением ГРП или созданием высокой депрессии на пласт при форсированном отборе жидкости. Направление трещины зависит от предполагаемого источника обводнения - частично заводненный пласт АВ₁³ или нагнетательная скважина, работающая на пласт АВ₁^1-2.

Анализ текущих показателей пластовых давлений рассматриваемого участка группы пластов АВ Самотлорского месторождения показал, что текущее пластовое давление пласта АВ₁^1-2 значительно ниже начального уровня. По отдельным участкам текущее пластовое давление ниже давления насыщения, несмотря на формирование системы ППД. Для многопластовой системы Самотлорского месторождения это связано, в первую очередь, с тем, что более половины нагнетательного фонда ведут совместную эксплуатацию низко проницаемого пласта АВ₁^1-2 и высоко проницаемых пластов АВ₁³, АВ_2-3. Низко проницаемый пласт АВ₁^1-2 в совместно работающем фонде не был подключен к процессу вытеснения нефти водой. Как показывают ГИС, при совместной работе пласт АВ₁^1-2 принимает не более 20% закачиваемой воды.

Однако на рассматриваемом участке доля совместного фонда нагнетательных скважин не превышает 6 %. Более 80 % действующих нагнетательных скважин охвачены ГИС по контролю за разработкой. Проведены исследования технического состояния эксплуатационной колонны и НКТ, определение профиля приемистости. Только по 6 % исследованных скважин выявлена негерметичность колонны. При адаптации гидродинамической модели по этим скважинам закачка была уменьшена. Приоритет отдавался адаптации технологических показателей (пластовое и забойное давление, обводненность) окружающих добывающих скважин.

Часть нагнетательных скважин (22 %) переведена под закачку после проведения ГРП и отработки на нефть на пласт АВ₁^1-2. По результатам гидродинамического моделирования во всех этих скважинах определено наличие вертикальных трещин, связывающих пласты АВ₁^1-2 и АВ₁³, так как в данном случае пласт АВ₁³ является единственным возможным источником обводнения указанных скважин.

При определении профиля приемистости, в основном, исследованием охвачена только перфорированная часть пласта АВ₁^1-2. Только в двух скважинах исследован и пласт АВ₁³. В одной из них пласт АВ₁³ охлажден, и интервал поглощения воды не определяется из-за малого контраста температуры закачиваемой и пластовой воды (скважина 50647). В скважине 25844 отмечается охлаждение прикровельной части пласта АВ₁³, что указывает на возможную приемистость данного пласта.

Проведенные и проводимые исследования по контролю за разработкой на рассматриваемом участке не отвечают на главный вопрос: существует ли гидродинамическая связь пластов АВ₁^1-2 и АВ₁³? На какой пласт работает система ППД пласта АВ₁^1-2?

Как показал анализ системы разработки, проведенный при адаптации гидродинамической модели, пластовое давление близкое к давлению насыщения нефти газом или ниже его значения наблюдается в добывающих скважинах, в которых в результате проведения ГРП не образовалась гидродинамическая связь с ниже лежащим пластом АВ₁³. Эти скважины составляют всего 6,6 % от действующего фонда скважин. Только в этих скважинах мы можем утверждать, что при проведении ГДИС определены характеристики пласта АВ₁^1-2.

Проведенный анализ системы ППД пласта АВ₁^1-2 показал, что 50 % действующих нагнетательных скважин работают только на один пласт без проведения ГРП, и в них не обнаружено негерметичности эксплуатационной колонны и заколонной циркуляции. При этом расчетная приемистость (по гидродинамической модели) почти 80 % этих скважин более чем на 20 % ниже фактической. Возникает предположение либо о не определенной негерметичности колонны, либо о возникновении авто ГРП при создании высокого давления на пласт.

Проведенный анализ по определению потенциальной приемистости пласта АВ₁^1-2, определенной по результатам ГИС и ГДИС не дал надежных результатов. Выборка скважин с достоверными результатами очень мала (рисунок 2). Поэтому при адаптации гидродинамической модели было рассмотрено 2 варианта работы нагнетательных скважин рассматриваемой выборки:

·        Первый вариант - скважины ведут закачку только на пласт АВ₁^1-2 с ограничением по устьевому давлению.

·        Второй вариант - скважины ведут закачку на пласты АВ₁^1-2 и АВ₁³.

Предпочтение той или иной гипотезе по каждой нагнетательной скважине отдавалось на основе сопоставления расчетных и фактических показателей окружающих добывающих скважин.

Рисунок 2 - Зависимость коэффициента приемистости от Kh. Пласт АВ₁^1-2.

На рисунке 3 приведено сравнение расчетного дебита нефти для трех вариантов гидродинамической модели с фактическим. В первой модели использовались только данные ГИС: исследования технического состояния эксплуатационной колонны и НКТ, профиль притока, профиль приемистости. Во второй модели проведен анализ по определению предполагаемого источника обводнения, образование трещин в результате ГРП. Очевидно, что данный вариант модели более приближен к фактическим показателям.

Рисунок 4 - Сравнение динамики фактического и расчетного дебита нефти при различных вариантах гидродинамической модели.

Больше всего приближен к фактическим показателям третий вариант модели, при котором проверена версия возникновения авто ГРП при нагнетании закачиваемого агента в пласт АВ₁^1-2 под высоким давлением. Данная гидродинамическая модель подтверждает, что большая часть закачиваемой в пласт АВ₁^1-2 воды уходит в пласт АВ₁³.

Таким образом, по результатам гидродинамического моделирования определено, что в настоящее время пласт АВ₁^1-2 на рассматриваемом участке практически не вовлечен в разработку. Большую часть добываемой продукции составляет высокообводненная нефть пласта АВ₁³. Рекомендуется выработать запасы пласта АВ₁³ и перейти на разработку пласта АВ₁^1-2 самостоятельной сеткой наклонно-направленных горизонтальных скважин без ГРП. В случае отсутствия притока рекомендуется проведение ГРП с превентивной водоизоляцией пласта АВ₁³ [3].

Расчеты показывают высокую вероятность того, что в результате создания высоких репрессий на пласт при нагнетании воды в пласт АВ₁^1-2 образовалась гидродинамическая связь между пластами АВ₁^1-2 и АВ₁³. Большая часть закачиваемой в пласт АВ₁^1-2 воды уходит в ниже лежащие пласты, что является следствием проведенных ГРП или авто ГРП.

гидродинамика герметичность разработка нефтяной пласт

Литература

1. Регламент проведения контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений геофизическими методами. НК «ЮКОС». Москва. 2002 г. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.gstar.ru/files/regl_gis.pdf.

. Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения: отчет в 14 томах / ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр», компания «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед». - Москва - Тюмень, 2005.

. А.А. Мокрушин. Технологии повышения нефтеотдачи пластов обводненного фонда скважин / Доклад на конференции "Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития - 2011, г. Геленджик