Содержание к диссертации
Введение
1. Геологическое строение и нефтегазоносность района исследований 6
1.1. Литолого—стратиграфическая характеристика отложений 6
1.2. Тектоническое строение 14
1.3. Нефтегазоносность 19
1.4. Литолого-петрофизическая характеристика продуктивных отложений 30
2. Состояние и проблемы создания и использования трёхмерных фильтрационно-емкостных моделей 35
2.1. Анализ практики построения геолого-технологических моделей для проектных документов 36
2.2. Анализ практики оперативного моделирования 42
2.3. Сравнительный анализ геолого—технологических и оперативных моделей 58
3. Геолого-промысловое моделирование 70
3.1. Подготовка исходных данных для моделирования 70
3.2. Применение данных сейсмических исследований 78
3.3. Анализ кер новых данных, геофизических исследований и испытаний скважин 81
3.4. Корреляция каротажных данных 90
3.5. Формирование принципиальной геологической модели 92
3.6. Построение трёхмерной геологической модели 95
3.7. Проверка качества трёхмерной геологической модели 101
3.8. Обновление геологической модели 103
4. Уточнение геолого-промысловых моделей залежей нефти и газа при разработке месторождений 105
4.1. Уточнение геолого—промысловых моделей залежей 106
4.2. Проектирование геолого-технических мероприятий по зарезке боковых стволов на основе оперативного моделирования 126
4.3. Сопровождение проведения ГТМ на основе оперативного моделирования 136
Заключение 145
Литература 148
- Тектоническое строение
- Анализ практики оперативного моделирования
- Формирование принципиальной геологической модели
- Проектирование геолого-технических мероприятий по зарезке боковых стволов на основе оперативного моделирования
Введение к работе
Актуальность исследований
Многолетнее освоение нефтяных и нефтегазовых ресурсов в Среднем Приобье Западной Сибири привело к резкому ухудшению структуры остаточных запасов. Преодоление или замедление снижения объёмов добычи связано с необходимостью широкого применения геолого-технических мероприятий (ГТМ), практической целью которых является освоение (иногда «точечное») не вовлечённых в разработку остаточных запасов путём зарезки боковых стволов, применения потокоотклоняющих технологий и других методов, а также совершенствования технологий вскрытия и освоения скважин.
Всё это невозможно без более детального изучения действующих месторождений путём создания цифровых геолого-технологических моделей, позволяющих объективно прогнозировать морфологию коллекторов, их петрофизические и гидродинамические параметры в межскважинном пространстве. Устойчивость, а значит и достоверность, любой модели невозможна без использования всей совокупности методов геологической интерпретации промыслового объекта, а именно: седиментационного и литолого-фациального анализа, метода палеогеографических реконструкций, учёта вторичных процессов, контролирующих текущие петрофизические свойства коллекторов, и др. При всей традиционности эффективного применения методов на месторождениях Западной Сибири до сих пор не выработаны воспроизводимые методики их формализации для последующего использования в моделировании. Данная работа является попыткой решения ряда конкретных задач на пути создания цифровых моделей с использованием всех перечисленных выше знаний о месторождениях с учетом фактической промысловой информации по всему фонду скважин в режиме времени, близком к реальному.
Цель работы:
Уточнение геолого-промысловых моделей (ГПМ) разрабатываемых залежей с различными промысловыми, литолого-фациальными характеристиками. Выделение на их основе перспективных нефтегазоносных зон, не вовлечённых в разработку, проектирование и сопровождение проведения ГТМ, а также последующая оценка их эффективности.
Основные задачи исследований:
Разработка новой методики определения гидродинамической связи между скважинами и её количественная оценка.
Обоснование метода корректировки данных инклинометрии скважин.
Создание ГПМ залежей на основе комплексных исследований их геологического строения, истории разработки месторождений и текущих промысловр-геофизических. параметров с применением метода оперативного геолого-промыслового моделирования.
Обоснование рекомендаций по повышению нефтеотдачи разрабатываемых месторождений на базе созданных цифровых моделей.
Методами решения поставленных задач являются прямые лабораторные,
промыслово-геофизические, сейсмические, геохимические,
гидродинамические, геолого-промысловые методы исследования, детерминистские и стохастические методы моделирования, а также анализ динамики технологических показателей разработки месторождений.
Научная новизна:
Обоснование метода оперативного геолого-промыслового моделирования залежей нефти.
Создание методики оценки гидродинамической связи между скважинами и оценки пьезопроводности коллекторов с трещинной ёмкостью на основе использования наблюдаемых параметров работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) в ближайшем окружении.
Разработка метода корректировки данных игаслинометрии.
Уточнение метода поиска не вовлечённых в разработку участков (на примере коллекторов с низкими ФЕС пласта АС7 Вачимского месторождения).
Основные защищаемые положения:
Метод оперативного геолого-промыслового моделирования залежей нефти позволяет уточнять геологические модели пластов АС»2 и АС9 Комарьинского, ACs и AQ Вачимского, АС7 и AQ Быстринского месторождений, а также объекта ТК Рогожниковского месторождения;
Разработанный метод корректировки данных инклинометрии скважин повышает достоверность геолого-промысловых моделей.
Предложенная методика проведения гидропрослушивания позволяет установить гидродинамическую связь между скважинами и количественно оценить пьезопроводность.
Уточнение метода поиска подвижных не вовлечённых в разработку участков с низкими ФЕС пласта АС7 Вачимского месторождения позволяет проектировать эффективные ГТМ и повышать коэффициент извлечения нефти.
Личный вклад: разработка метода обработки данных инклинометрии скважин в целях уточнения координат пластопересечений, обоснование новой методики проведения гидропрослушивания, создание цифровых моделей рассмотренных в работе месторождений, планирование ГТМ по повышению нефтеотдачи и их сопровождение в период внедрения. Автором впервые создана концепция оперативного геолого-промыслового моделирования, применяемого для обоснования эксплуатационного бурения скважин Комарьинского (пласт ACs2) и Рогожниковского (объект ТК) месторождений, Таплорской площади (пласт АС9) Вачимского месторождения, а также при проектировании ГТМ на объекты Вачимского (АС7, ACg, АС?, ЮСг), Быстринского (АС7, ACg, АС9, БСь БСш^ БСі8.2о, ЮС2), Рогожниковского (объект ТК), Северо-Юрьевского (ЮСО и Комарьинского (ACg2 и АС9) месторождений.
Практическая значимость:
1. Уточнение геологических моделей и площадей нефтеносности объектов разработки Быстринского, Вачимского, Комарьинского и Рогожниковского
месторождений на основе реализации предложенных методик,
2. Проектирование мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов, их внедрение и сопровождение в процессе проведения ГТМ, а также анализ эффективности по предложенным автором методикам.
Результаты, полученные в диссертации, могут быть использованы специалистами научно-исследовательских и проектных институтов, работниками производственных объединений при геолого-промысловом изучении залежей, а также в учебном процессе нефтегазовых вузов страны.
Апробация работы
Материалы, положенные в основу настоящей работы, обсуждались на XXVII, XXVIII, XXIX и XXX научно-технических конференциях ОАО «Сургутнефтегаз» в 2007,2008,2009 и 2010 гг. (г.Сургут); VUI, IX, X конкурсах «Золотое будущее Югры» в номинации «Молодой учёный Югры» в 2007,2008, 2009 гг. (г.Сургут, г.Ханты-Мансийск); IX конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории ХМАО-Югры в 2009г. (г.Ханты-Мансийск); конференции студенческой академии наук ТюмГНГУ в 2008 году (г.Тюмень). По теме диссертации опубликовано 5 работ, в том числе одна в журнале «Известия ВУЗов. Нефть и газ», поименованного в списке ВАК РФ.
Фактический материал
В основу диссертационной работы положены результаты участия в промысловых экспериментах, освоении месторождений и обосновании ГТМ. Автором использованы геолого-геофизические данные ОАО «Сургутнефтегаз» по 32970 скважинам 20 разрабатываемых месторождений. Непосредственно геолого-промысловое моделирование осуществлялось по 5 разрабатываемым месторождениям с общим фондом 4086 скважин. Обработка данных инклинометрии произведена в 435 скважинах. Метод гидропрослушивания опробован в 250 скважинах при проведении свыше 400 операций ГРП.
Структура и объём работы, персоналии
Работа состоит из введения, 4 глав и заключения объёмом в 147 страниц. Она включает 63 рисунка и 3 таблицы. Список литературных источников насчитывает 132 ссылки. Общий объём рукописи 157 страниц.
Диссертационная работа выполнена под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора кафедры промысловой геологии ТюмГНГУ ИЛЛопова, которому автор выражает свою искреннюю признательность за постоянное внимание к представленной работе.
Автор выражает искреннюю благодарность В.В.Кулявцеву, К.Г.-М.Н. Т.А.Коровиной, Р.А.Ходченко, к.г.-м.н. Е.В.Николаевой, А.Н.Шупте, Д.Г.-М.Н. профессору А.М.Волкову, доценту Т.П.Усенко, КАЛСостеневич, к.ф.-м.н. В.А.Беякиной, д.г.-м.н, профессору Г.П.Мясниковой, А.П.Кондакову, Д.Г.-М.Н. профессору В.КФедорцову, а также светлой памяти Д.Г.-М.Н. профессору {В.Г.Каналину| за ценные советы, консультации и обсуждение в разное время результатов исследований, критические замечания по работе.
Тектоническое строение
Рассматриваемые месторождения Сургутского свода приурочены к локальным поднятиям, осложняющим центральные части мегавалов. Локальные поднятия представляют собой пологие брахиантиклинальные складки типично платформенного типа. Наклон крыльев складок за редким исключением не превышает 2—3. Сургутский свод осложнён имеющими меридиональное простирание Быстринским и Лянторским мегавалами, граничащими через неглубокий прогиб. С востока примыкает Федоровская вершина и Тончинский прогиб, а с юга - Солкинская седловина, с севера - Конитлорская терраса (рис. 1.4, рис. 1.5). На Быстринском месторождении по поверхности отражающего сейсмического горизонта «Б» Быстринско-Вынгинское имеет относительно крутое западное крыло (до 3) и более пологое восточное. Вачимское месторождение расположено в центральной части Сургутского свода, в пределах которого выделяются локальные поднятия, осложняющие северную часть Минчимкинской положительной структуры II порядка. Через седлообразный прогиб Вынгинская структура соединяется с Минчимкинской. Размеры Быстринско—Вынгинского поднятия по горизонту «Б» в пределах замыкающей изогипсы — 2580 м на юге и - 2535 м на севере составляют 10x21 км, амплитуда — 100 м. Минчимкинское поднятие, примыкающее к Быстринско—Вынгинскому с севера, по горизонту «Б» оконтуривается изогипсой - 2530м, имеет размеры 5x11 км и высоту - 50 м. Все локальные поднятия осложнены более мелкими поднятиями и прогибами различной формы и размеров. Существует региональное изменение мощностей между ометками горизонта «Б» и кровлей пласта БСіз в толще клиноформного комплекса. По кровле продуктивных пластов ачимовской пачки (пласт БС]8) структура ловушки Быстринского месторождения в целом повторяет структурный план по поверхности верхней юры. Отмечается незначительное выполаживание крыльев и усиление асимметрии: западное крыло за счет регионального наклона заметно круче восточного. Быстринско-Вынгинское поднятие на юге, западе и востоке замыкается по изогипсе —2530 м, на севере через прогиб -2475 м соединяется с Минчимкинской структурой. При общей схожести структурных планов амплитуда поднятия по кровле продуктивного пласта БС2 примерно вдвое меньше, чем по кровле юры, а по пласту АС7 — втрое.
Этот факт свидетельствует о том, что Быстринско—Вынгинско—Минчимкинское поднятие может быть отнесено к структурам сравнительно древнего заложения, так как около двух третей амплитуды поднятия по поверхности юрских отложений сформировано до конца баррема и только одна треть — за кайнозойско— верхнемеловой период. В пределах Вачимского месторождения по кровле отражающего горизонта "Б" выделяются локальные поднятия III порядка: Карьяунское, Таплорское, Куншанское, Вачимское, Сапоркинское и Мильтонское, которые объединяются изогипсой —2560 м в одну приподнятую зону, осложняющую северную часть Минчимкинскои положительной структуры II порядка. Карьяунское локальное поднятие расположено в северо-западной части месторождения и представляет собой вытянутую в субмеридианальном направлении антиклинальную складку по замыкающей изогипсе минус 2550 м размерами 2.0 6.0 км км и амплитудой около 20 м. Таплорское локальное поднятие представляет собой антиклинальную складку изометричной формы, слегка вытянутую в северо-восточном направлении и расположенную в двух километрах юго-восточнее Карьяунского локального поднятия. По замыкающей изогипсе -2550 м Таплорское поднятие имеет размеры 3.5 4.5 км км и амплитуду порядка 20 м. Куншанское локальное поднятие — антиклинальная складка изометричной формы, размерами 2.0 2.0 км км, расположенная в пяти километрах к югу от Карьяунского поднятия. По замыкающей изогипсе -2550 м амплитуда поднятия около 10 м. Вачимское локальное поднятие - антиклинальная складка изометричной формы, расположенная в семи километрах к юго-востоку от Куншанского поднятия. Простирание длинной оси складки — северовосточное, размеры по замыкающей изогипсе -2520 м составляют 2.0 4.0 км км, амплитуда около 15 м. Сапоркинское локальное поднятие самое крупное из Вачимской группы поднятий, расположенное юго-восточнее Вачимского поднятия. Сапоркинское поднятие — антиклинальная складка вытянутой формы, в северной части ориентированная в широтном направлении, а в южной — в северо-западном. Размеры поднятия по замыкающей изогипсе -2520 м составляет 9.0 3.0 км км, амплитуда— 15м. Мильтонское локальное поднятие расположено в 3 км к северо-востоку от Сапоркинского и представляет собой антиклинальную складку изометричной формы, размеры которой 2.5 2.0 км км и амплитуда около 10 м по замыкающей изогипсе -2520м. Локальные поднятия Вачимской группы типичны для Сургутского свода. Они имеют вид слегка вытянутых куполов и характеризуются неправильными формами, пологими склонами, небольшой и закономерно убывающей снизу вверх амплитудой, а также уменьшением средней крутизны крыльевых и переклинальных частей. Характерным для тектонического строения является унаследованное развитие структур вверх по разрезу и постепенное преобразование локальных поднятий в единую приподнятую зону (по кровле талицкой свиты), осложненную небольшими малоамплитудными поднятиями в районах скважин №№ 34Р, 42Р, 52Р. Северо-Юрьевская площадь располагается на севере центральной части Сургутского свода, являющегося одной из крупных положительных структур 1-го порядка, выявленных в пределах плиты, современная поверхность кровли пласта ЮСз в пределах Северо-Юрьевского лицензионного участка представляет собой моноклиналь северовосточного погружения, осложнённую двумя (западным и восточным) структурными носами того-же простирания, открытые в сторону Вачимской группы поднятий. Эти структурные носы в пределах участка оконтуривает изогипса — 2760 м. Структурный план кровли отложений
Анализ практики оперативного моделирования
Современное моделирование залежей нефти и газа переходит на новый уровень - это уровень организаций и структурных подразделений, осуществляющих деятельность по добыче нефти. Прикладное использование цифрового геологического моделирования обусловлено производственной необходимостью оперативного уточнения существующих моделей, разработанных для проектных документов. Цифровые геолого-промысловые модели являются дополнительным обоснованием необходимости принятия производственных решений по проведению (или, наоборот, не проведению) ГТМ. В связи с большой степенью выработки высокопродуктивных запасов УВ возникла необходимость извлечения запасов нефти, приуроченных к низкопроницаемым и неоднородным коллекторам. В первую очередь такая задача встаёт перед нефтегазодобывающими управлениями, поскольку именно на них лежит ответственность за уровень добычи на предприятии. В связи с этим производится разработка, обоснование и сопровождение ГТМ непосредственно на производстве с применением современных технологий геологического и гидродинамического моделирования. От качества моделирования на производстве зависит эффективность принятых технологических решений. В рамках геологических служб всех уровней выполняются различного рода разовые и постоянные геологические задачи. В общем случае геологическая модель - это представление геолога о залежи на основании имеющихся данных. Часть задач, связанных с геологическим моделированием, можно решить с применением современных технологий и программных комплексов на основе математических методов описания залежей. В производственной деятельности возникает огромное количество задач, решение которых требует детальнейшей проработки и серьёзного научного подхода. Однако в большинстве случаев существует ограничение по времени в связи с необходимостью оперативной выдачи решения, так как производственный процесс останавливать нельзя. Например, в процессе проведения ГТМ на скважине.
В то же время принятие решения на основе статической модели, обновление которой не производилось, может привести к дополнительным производственным затратам. Таким образом, использование цифровых моделей и программных комплексов моделирования непосредственно на производстве обуславливается необходимостью решать самые различные производственные задачи от простейших до нестандартных и длительных в решении: — трассировка поверхностей (в т.ч. с разломами) и полигонов; — выбор исходной информации из баз данных; — контроль качества и корректировка исходной информации из баз данных; — использование различных видов и типов имеющейся информации, в т.ч. сторонних предприятий; — систематизация исходных данных; — уточнение координат пластопересечений ствола скважины и пласта; — перекорреляция каротажных диаграмм; — анализ качества интерпретации РИГИС; — расчёт сейсмических атрибутов; — выявление разломов; — увязка сейсмопартий и минимизация невязок на крестах сейсмических профилей; — оперативный подсчёт запасов в рамках участка, группы скважин или других критериев; — построение геологических карт; — вычисление геометрических параметров залежей; — построение карт состояния разработки; — геологическое моделирование; — гидродинамическое моделирование; — подготовка геологической модели для гидродинамических расчётов; — выявление перспективных участков месторождения; — планирование траектории боковых стволов; — планирование геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи; — сопровождение геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи; — определение текущего направления разбуривания залежи; — выявление трещинных коллекторов в разрезе скважин; — оценка фильтрационной способности пород; — обоснование депрессии для получения притока флюида из скважин; — определение количества самостоятельных гидродинамических систем в залежи; — оптимизация системы ППД; — определение наличия гидродинамической связи между участками, скважинами, объектами; — обновление существующих моделей; — преобразование материалов трёхмерной цифровой модели в двухмерный вид; — подготовка выдача материалов организациям-исполнителям геолого-технических мероприятий; — проектирование фонда скважин и его местоположения; — анализ истории добычи — анализ истории ремонтов; — оценка выработки запасов и т.д. и т.п.; Оперативное моделирование - процесс создания адресной геологической и/или фильтрационной модели с достаточным количеством свойств и параметров, направленный на решение поставленной производственной задачи. При оперативном моделировании производятся те же работы (рис.2.1), что и при построении геологических моделей для проектных документов, но в объёмах, достаточных для выполнения поставленной производственной задачи и в более короткие сроки. Оперативное геолого—
Формирование принципиальной геологической модели
Важнейшим этапом является создание концептуальной модели, в которой отражаются основные геологические принципы строения залежи. Для этого необходимо рассмотрение фациальных условий осадконакопления. Концептуальная геологическая модель состоит из двух основных частей: седиментационной модели и тектонической. При создании седиментационной модели используются данные из различных источников: данные региональных и детальных сейсмических материалов, керновые данные (описания колонок, шлифов, петрофизические исследования). Вместе с тем, основную роль в разработке седиментационной модели, помимо данных сейсморазведки, играют данные каротажа, особенно при фациальном анализе. Наиболее эффективна совместная визуализация данных сейсмических исследований и ГИС. При разработке седиментационной модели геолог, безусловно, опирается на результаты теоретических и практических исследований, выполненных для отложений данного типа в этом или другом сходном по строению регионе, включая натурное моделирование. Адекватно построенная седиментационная модель обладает огромным прогностическим потенциалом, позволяя создать 3D геологическую модель даже в условиях ограниченного набора редкой сетки скважин. Упорядоченность строения осадочных толщ выражается в закономерном повторении в разрезах определенного набора пород, а причинами являются периодические изменения условий седиментации. Анализ цикличности осадочных толщ начинается с выделения седиментационных циклов (циклитов). Согласно [51] "циклит" — овеществленное в породах выражение седиментационного цикла, процесса периодического изменения условий осадконакопления, обусловленного, трансгрессивно-регрессивным режимом развития седиментационного бассейна. Геологические явления разного масштаба, такие как космические, климатические, эвстатические, эпейрогенические, седиментологические факторы циклообразования (или по С.И.Романовскому [100] циклогенеза) влияют на трансгрессии и регрессии. Таким образом, цикл, или циклит — устойчивый парагенез пород, парахронолит, тело-система, отдельные части которой взаимосвязаны и взаимообусловлены [86]. Общепрактическая значимость изучения седиментационной цикличности выражается в: 1) уточнении стратиграфического расчленения и корреляции продуктивных отложений; 2) прогнозировании геологического строения и литологического состава циклитов на неразбуренных территориях. Большое количество аспектов цикличности мезозойско— кайнозойского осадконакопления Западной Сибири рассмотрены в работах Ю.В. Брадучана, А.Н.Волкова, А.В. Гольберта, А.В.Ежовой, Ю.Н. Карого дина, Е.М. Максимова, Г.П. Мясниковой, А. Л. Наумов, А.А. Нежданова, И.И. Нестерова, Н.Н. Ростовцева, Л.С.Черновой, В.И. Шпильмана и многих других.
Выявленные ими повторяющиеся в разрезе комплексы породы различных рангов с близкими границами подтверждают объективное существование цикличности строения мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Западной Сибири. Выделенные циклиты необходимо использовать в качестве генетической основы при моделировании. Для построения тектонической модели используются данные различного масштаба и методов различной физической природы: описания керна и обнажений станционных методов, физического моделирования и др. На сегодняшний день определяющую роль в построении тектонической модели играют данные 3D сейсморазведки, позволяющие протрассировать и увязать в единую систему нарушения для каждого пласта (или группы пластов) в разрезе. На основе этой информации выполняется комплексный палеотектонический [41] и тектонофизический анализ [27], позволяющий вместе получить целостную картину тектонического развития территории за геологическое время, оценить степень влияния нарушений друг на друга и на геологическую модель резервуара. С развитием сейсморазведки 3D у геологов появился новый мощный инструмент для диагностики разрывных нарушений на локальных структурах. В зависимости от генетической природы разломов, они играют роль в миграции флюидов: могут представлять собой непроницаемый для флюидов экран, либо, напротив, зону повышенной фильтрации вдоль разлома по системе трещин или зоне брекчированных пород. Именно для формирования принципиальной геологической модели производится дешифрирование аэрофото- и космоснимков, анализ данных грави- и магниторазведки, сейсморазведочных исследований, проб пластовых флюидов, керна, изменчивость ВНК и ГНК по площади и по разрезу, интерпретация гидродинамических исследований скважин и анализ процесса взаимодействия скважин в процессе разработки с учетом данных промысловых ГИС. Исходя из опыта построения литофациальных моделей на рассматриваемых в работе месторождениях можно отметить ряд принципиальных особенностей, характерных для отложений разных фациальных типов, которые обязательно следует учитывать при трехмерном геологическом моделировании. При моделировании отложений, сформировавшихся в условиях шельфа и его склоновой части, необходимо учитывать не только принципиально отличающиеся условия осадконакопления в разных частях бассейна и, соответственно, распределение песчано—алевритовых тел, но и последовательную миграцию фациальных зон в процессе осадконакопления. Как правило, основное внимание при изучении шельфовых отложений уделяется ундаформным частям, где высокоемкие коллектора встречаются чаще. При этом нередко принципы локализации песчаных тел и улучшенных коллекторов в них, установленные для шельфовой зоны, переносятся на отложения, сформировавшиеся на палеосклоне, где песчано—алевритовые тела имеют более сложную геометрию и морфологию коллекторов. Это приводит к неадекватной стратегии проектирования разработки залежей, не учитывающих специфику каждого комплекса отложений. Отложения континентального типа, как правило, характеризуются большей латеральной и вертикальной изменчивостью литологического состава и существенной анизотропией ФЕС по сравнению с отложениями прибрежно— и мелководно-морского генезиса. Отложения русловых баров и вдольбереговых прибрежных баров имеют разнонаправленные тренды изменения зернистости и, соответственно, фильтрационно-емкостных свойств: для отложений вдольбереговых баров тенденция укрупнения зернистости и улучшения коллекторских свойств направлена снизу вверх по разрезу, у отложений руслового генезиса имеет обратное направление —
Проектирование геолого-технических мероприятий по зарезке боковых стволов на основе оперативного моделирования
На последних этапах разработки месторождений проведение ГТМ характеризуется снижением эффективности, поэтому для проектирования и сопровождения ГТМ привлекаются результаты моделирования. Наиболее эффективным мероприятием по повышению нефтеотдачи пласта и эффективности работы старого фонда скважин является капитальный ремонт скважины с зарезкой бокового ствола. Ключевым моментом в проектировании мероприятия по зарезке бокового ствола является определение зон с остаточными подвижными запасами и подбор скважин-кандидатов. Для этого первично проводится работа с фондом, которая включает в себя: 1. работу с каротажными данными; 2. анализ истории добычи и ремонтов; 3. аналитический обзор карт разработки — анализ текущих и накопленных отборов, расчёт остаточных запасов; 4. анализ текущего состояния фонда скважин на предмет технической и технологической возможности бурения; 5. изучение промысловых ГИС; 6. экспертную оценку рассматриваемого района; 7. формирование квартальных и годовых графиков проведения мероприятий по интенсификации добычи нефти Анализ истории добычи проводится как с использованием фактических данных из баз данных, так и по модернизированным картам разработки (рис. 4.17). Автором произведены следующие усовершенствования: 1. траектории стволов скважин разделены по типам замеров инклинометрии. 2. отображены сшитые замеры траектории. 3. автоматически откорректированы местоположения кругов добычи и закачки по актуальным замерам инклинометрии. 4. отображены все пробуренные стволы при проведении КР6 (тип капитального ремонта по зарезке бокового ствола). 5. отображены все скважины, когда—либо работавшие на данный пласт. 6. отмасштабированы круги добычи и закачки для упрощения чтения, поскольку с картами текущего состояния не всегда удобно работать из-за перекрытия кругов добычи/закачки. 7. карта обновляется автоматически при её открытии в программе. 8. круги добычи и закачки боковых стволов выделены цветом. 9. траектории всех скважин, из которых произведена зарезка дополнительных стволов, выделены более толстыми линиями. 10. возможно изменять период, за который рассчитывается средний дебит для заполнения кругов добычи и закачки. 11. нанесён объём бурения боковых стволов на текущий и последующий год. появляется возможность точного планирования траектории бокового ствола с учётом траектории соседних скважин. Такие карты построены для всех объектов всех месторождений, разрабатываемых НГДУ «Быстринскнефть» Если раньше для проектирования боковых стволов было достаточно использование карты текущего состояния разработки, то сегодня наличие даже усовершенствованной карты разработки не является достаточным, она является лишь вспомогательным инструментом на начальном этапе планирования. На втором этапе осуществляется построение оперативной геологической модели и привлечение результатов моделирования как дополнительной информации по обоснованию скважин-кандидатов.
Выполняются основные этапы геолого-промыслового моделирования с выводом на печать структурных построений, схем корреляции, карт начальных нефтенасыщенных толщин, геологических разрезов по планируемой траектории ствола с отображением на разрезе распределения свойств коллектора. Автоматизирована последовательность выгрузки исходных данных путём создания необходимых sql-запросов, осуществляющих выгрузку информации из баз данных в форматах, необходимых для загрузки программные комплексы. Третий этап заключается в адресной работе с фондом с учётом всех имеющихся данных, анализе промыслово-геофизических исследований, рассмотрении технической возможности зарезки, возможности расстановки оборудования для проведения мероприятий. На этапе подготовки скважины к зарезке бокового ствола производятся обязательные геофизические работы по уточнению местоположения пластопересечении в скважине записью траектории ствола гироскопическим прибором, после чего производится четвёртый этап работ: 1. построение секторной модели; 2. уточнение остаточных запасов; 3. планирование траектории проводки нового ствола скважины на основе секторной модели; 4. выдача цели ГТМ (рис.4.18); 5. уточнение цели ГТМ после проведения геофизических работ по уточнению траектории ствола скважины; 6. согласование плана работ. Проводка бокового ствола происходит именно по тому плану, который формируется на этом этапе. Точность прогнозирования абсолютных отметок цели мероприятий по зарезке боковых стволов достигает 1м. месторождения, позволяющие проектировать эффективные мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов, что можно рассмотреть на примере объекта АС7 Вачимского месторождения. Он характеризуется низкими коллекторскими свойствами и низкой выработкой (6% от начальных извлекаемых запасов). Произведённые ранее 3 мероприятия по зарезке боковых стволов на данный объект оказались не эффективными, прирост дебитов нефти не превысил 5т/сут. Изучение особенностей коллекторских свойств на основе оперативного моделирования позволило разработать метод поиска участков залежи, перспективных для проектирования мероприятий по зарезке боковых стволов. По результатам детальной корреляции пласт АС7 был разделён на 3 части. После построения куба литологии было осуществлено распределение в пределах коллектора результатов количественной интерпретации значений кажущегося сопротивления. Дальнейшая работа связана с построением для каждой из трёх зон пласта АС7 карты интегрального параметра. Этот параметр представляет собой произведение толщины ячейки и значения кажущегося сопротивления в ней (рис.4.19). Картирование данного параметра в областях, представленных коллектором позволило выявить зоны с наибольшими значениями. В такие области и были запроектированы мероприятия по зарезке боковых стволов с учётом накопленных отборов по пласту (рис.4.20), четыре из которых вошли в годовой график мероприятий. На карте накопленных отборов отчётливо видно, что боковой ствол отобрал значительное количество
