Содержание к диссертации
Введение
1. Выбор объекта исследования 8
1.1 Особенности геологического строения горизонта ЮС2 8
1.1.1 Пласты ЮС2 и ЮС22 10
1.1.2 Характеристика коллекторских свойств горизонта 11
1.1.3 Особенности геологического строения горизонта ЮС2 месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» 14
1.1.4 Геологические параметры, определяющие процесс выработки запасов 15
1.2 Анализ реализуемых систем разработки 16
1.2.1 Анализ эксплуатации участков опытно-промышленной разработки объекта ЮС2' Савуйского месторождения 17
1.2.2 Анализ эксплуатации участков опытно-промышленной разработки объекта ЮС2 Родникового месторождения 26
1.2.3 Анализ эксплуатации участков опытно-промышленной разработки объекта ЮС2 Русскинского месторождения 54
1.3 Опыт реализации методов интенсификации притока жидкости в условиях строения горизонта 71
1.3.1 Анализ эффективности применения боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» 72
1.3.2 Применение гидроразрыва пласта в условиях геологического строения горизонта ЮС2 82
1.3.3 Анализ эффективности применения методов воздействия на призабойную зону скважин горизонта ЮС2 месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» 95
2. Аналитические исследования процессов разработки 100
2.1 Математическое моделирование трещины гидроразрыва 100
2.2 Использование стандартного метода технологического обоснования рекомендуемого варианта разработки 109
2.3 Оптимизация процесса выбора оптимальной системы разработки 132
2.4 Проверка результатов исследования 135
3. Опытно-промышленная апробация результатов исследования 142
3.1 Проектирование системы разработки Русскинского месторождения 142
3.2 Выделение русловых отложений в геологическом строении горизонта 146
Основные выводы и рекомендации 150
Список использованных источников 152
- Анализ эксплуатации участков опытно-промышленной разработки объекта ЮС2' Савуйского месторождения
- Анализ эффективности применения боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»
- Использование стандартного метода технологического обоснования рекомендуемого варианта разработки
- Выделение русловых отложений в геологическом строении горизонта
Введение к работе
Актуальность проблемы
Для поддержания современного уровня добычи нефти на месторождениях Сургутского свода необходимо освоение трудноизвлекаемых запасов. Это обусловлено выработанностью основных высокопродуктивных объектов разработки месторождений, обводненность которых превышает 90%. Доля таких запасов с каждым годом растет. Наибольший интерес для ОАО «Сургутнефтегаз» представляет горизонт ЮСг, содержащий более 3,5 млрд.т углеводородного сырья, продуктивный на значительной территории и являющийся региональной залежью. Однако неоднородность его геологического строения по площади распространения не позволяет применять единую технологию разработки. Для решения указанной проблемы выделены участки опытно-промышленной разработки (ОПР), на которых опробуются различные системы расположения и профили скважин. В пределах участка ОПР Родникового, Савуйского и Русскинского месторождений, по скважинам, введенным в эксплуатацию одновременно, выявлены различия в отборах нефти до 15 раз. Не наблюдается повышение входного дебита жидкости с увеличением длины горизонтального ствола в геологических условиях горизонта ЮС2 на Русскинском месторождении.
Для выявления причин этого и проектирования технологий разработки необходимы теоретические, лабораторные и промысловые исследования, а также применение детально структурированных цифровых фильтрационных моделей залежей.
Цель работы
Повышение коэффициента нефтеизвлечения путем выбора оптимальной технологии разработки участков горизонта ЮС2 на месторождениях Сургутского свода с учетом особенностей эксплуатации скважин и геологического строения залежи.
Основные задачи исследования
Выявление особенностей разработки горизонта ЮСг на основе геолого-промыслового анализа текущего состояния участков опытно-промышленных работ.
Уточнение геологической модели Родникового месторождения для создания на её основе корректных гидродинамических моделей фильтрации.
Определение зависимости добывных возможностей скважин реализуемых в настоящее время систем разработки от геологических характеристик участка с использованием гидродинамических моделей фильтрации.
Выбор оптимальной системы разработки участков объекта ЮСг Русскинского месторождения с учетом его геологического строения и практическая апробация результатов исследования.
Научная новизна
1. Научно обосновано, что вынужденное формирование системы разработки
горизонта ЮС2 боковыми стволами из большого количества неработающих
скважин вышележащих объектов ведет к нарушению равномерности процесса
выработки его запасов. Впервые установлено, что для условий геологического
строения горизонта ЮСг на Савуйском и Родниковом месторождениях
применение гидроразрыва пласта в боковых горизонтальных стволах
технологически не эффективно.
2. Уточнена геологическая модель Родникового месторождения в районе
расположения новых пробуренных скважин участка опытно-промышленной
разработки (ОПР) №2, в том числе значения проницаемости и
нефтенасыщенной толщины объекта ЮСг. При адаптации гидродинамической
модели участка ОПР №1 к фактическим показателям работы ранее
построенных скважин скорректировано поле проницаемости. Это позволило
научно обосновать зависимости накопленной добычи нефти от указанных
параметров, позволяющие без применения цифровых моделей предварительно
оценить технологическую эффективность применения пятиточечной,
семиточечной и девятиточечной систем разработки в различных геологических условиях горизонта ЮС2.
Практическая ценность и реализация результатов работы
Анализ текущего состояния горизонта ЮСі, проведенный в процессе работы над диссертацией, послужил основой при планировании геолого-технологических мероприятий в документах: «Дополнение к проекту разработки Савуйского месторождения» (протокол ТО ЦКР по ХМАО-Югре от 15.07.2008 №1076), «Дополнение к проекту разработки Русскинского месторождения» (протокол ТО ЦКР по ХМАО-Югре от 16.06.2009 №1172) и «Анализ разработки Родникового месторождения» (протокол НТС ОАО «Сургутнефтегаз» от 22.12.08), составленных Тюменским отделением «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз».
Апробация работы
Основные положения диссертации докладывались на: Научной конференции молодых ученых, аспирантов, студентов «Трофимуковские чтения - 2006», посвященной 95-летию со дня рождения академика А.А. Трофимука. Российская академия наук. Научный совет по геологнп и разработке нефтяных и газовых месторождений. Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука. Новосибирский государственный университет (Новосибирск, 2006 г.); «VIII конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа -Югры» (Ханты-Мансийск, 2008 г.); «XXVIII научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (Сургут, 2008 г.); II Всероссийской научно-технической конференции «Современные технологии для топливно-энергетического комплекса Западной Сибири» (Тюмень, 2008 г.); «IX конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры» (Ханты-Мансийск, 2009 г.); «XXIX
научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (Сургут, 2009 г.); Ш Всероссийской научно-технической конференции «Современные технологии для топливно-энергетического комплекса Западной Сибири» (Тюмень, 2009 г.); Семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» и заседании научно-технического совета института нефти и газа ТюмГНГУ.
Публикации
Результаты выполненных исследований отражены в 9 печатных работах, в том числе 3 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа изложена на 158 страницах машинописного текста, содержит 29 таблиц, 63 рисунка. Состоит из введения, трех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 54 наименований.
Анализ эксплуатации участков опытно-промышленной разработки объекта ЮС2' Савуйского месторождения
На Саву иском месторождении объект ЮСг1 разрабатывается с 2002 года. Начиная с первого года эксплуатации и по настоящее время, по объекту отмечается отставание в добыче нефти от проектных уровней. Это связано с рядом причин.
Для оценки добывных возможностей, за первые четыре года проведения опытно-промышленных работ предполагалось ввести в эксплуатацию 16 добывающих скважин с горизонтальными участками в четырех пятиточечных элементах за счет перевода скважин с вышележащего высокообводненного объекта БСю- Фактически на 01.01.2008 добывающий фонд составил 14 скважин как горизонтального, так и наклонно-направленного профиля, в том числе полностью сформирован один элемент (рисунок 1.1).
Распределение добычи нефти по участкам ОПР приведено на рисунке 1.2. Основная добыча по объекту ЮС2! обеспечена эксплуатацией сформированного пятиточечного элемента ОПР №1 (район скважины №722). Накопленная добыча нефти по данному участку составляет 74 % добычи по объекту в целом, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0.090 при обводненности 88 %.
При ожидаемых дебитах 20 т/сут, фактические входные дебиты нефти составили 9-11 т/сут (таблица 1.2). И только в 2006 году среднесуточный дебит нефти новых скважин составил 21 т/сут за счет переведенной из разведочного фонда скважины №425 Ш. Неподтверждение предполагаемых входных дебитов нефти, стало причиной невыполнения планируемых темпов ввода скважин. На графике динамики среднего дебита нефти по скважинам (рисунок 1.3) видно, что дебит фактический не достигает проектного значения. Дебиты новых скважин вдвое ниже проектных в связи с более низкой продуктивностью пласта ЮС2 в зонах перевода скважин с объекта БСю Исключение составляет скважина №403 (рисунок 1.4). Высокодебитность скважины можно объяснить тем, что горизонтальный участок бокового ствола скважины попал в высокопродуктивную зону, предположительно, русловых отложений. На скважину №403 приходится более пятидесяти процентов всей добычи по объекту ЮС2! Савуйского месторождения.
Начиная с 2004 года, на объекте проведено 9 ГРП при освоении и 3 ГРП непосредственно в ходе эксплуатации скважины. Разработка объекта ЮС2 Савуйского месторождения без проведения гидроразрыва пласта нецелесообразна в виду крайне низкой проницаемости. Невысокая эффективность ГРП может объясняться недокомпенсацией жидкости на участке, где сформирован 5-ти точечный элемент и отсутствием до 2007 года компенсации на других участках.
Закачка воды в скважину №722 не обеспечивает поддержания пластового давления в скважинах элемента. Начальное пластовое давление 280 атм, в настоящее время составляет 268 атм. Компенсация отборов жидкости по элементу - 92%, при проектной 115%. На этапе роста обводненности скважины №403 приемистость нагнетательной скважины №722 на некоторое время уменьшили до 9 м3/сут (рисунок 1.5). Это позволило ненадолго остановить рост обводненности и падение дебита нефти. Увеличение в октябре 2006 года приемистости нагнетательной скважины до 131 м /сут возобновило рост обводненности и падение дебита нефти скважины №403. Таким образом, по участку наблюдается более интенсивное влияние закачки на скважину №403.
Падение давления на остальной площади элемента сопровождается падением дебита жидкости. В этих условиях нагнетательные скважины необходимо переводить под закачку без отработки на нефть. Распределение зон влияния закачки в нагнетательную скважину №722 подтверждает неоднородность литологического строения пласта, которое затрудняет взаимодействие скважин (рисунок 1.6). Добывающие скважины фактически работают в режиме истощения, что ведет к быстрому снижению дебитов скважин. При распространении системы воздействия на всю площадь объекта необходимо, по мере уточнения геологического строения осуществлять ее корректировку за счет очагового заводнения.
Необходимо отметить, что применение на участках ОПР в основном горизонтальных скважин технически затрудняет возможность в достаточной мере изучить геологическое строение пласта. Кроме того, на эффективность эксплуатации горизонтальных боковых стволов влияет большая расчлененность объекта (рисунок 1.7). В этих условиях формирование фонда скважин целесообразно проводить за счет наклонно-направленных скважин. Вышележащий объект БСю находится на последней стадии разработки с большим фондом выбывших скважин, это позволяет использовать бездействующий и пьезометрический фонд для зарезки боковых наклонно-направленных стволов на объект ЮС2!. Формирование системы необходимо проводить комплексно, чтобы обеспечить закачку воды с первого года эксплуатации элемента.
Анализ эффективности применения боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»
На разрабатываемых месторождениях Сургутского свода за годы эксплуатации накопился значительный фонд аварийных и высокообводненных малодебитных скважин. Бурение новых скважин для замены вышедших из эксплуатации и уплотнения сетки связано со значительными капитальными вложениями и определенным финансовым риском. В этой связи альтернативой бурению новых скважин становится метод зарезки вторых стволов из эксплуатационных колонн нерентабельных скважин. При направленном бурении второго ствола создается возможность увеличения продуктивности малодебитных скважин за счет вскрытия менее дренированных частей пласта, которые определяются при анализе текущего состояния разработки и участков потенциальных извлекаемых запасов, изолированных прослоев, вскрытия пропущенных продуктивных объектов.
Метод восстановления скважин путем зарезки вторых стволов применялся в Краснодарском крае с 1947 года [10]. Это было обусловлено тем, что после освобождения района от немецко-фашистской оккупации пришлось повторно вводить в эксплуатацию месторождения, на которых практически весь фонд добывающих скважин преднамеренно был выведен из эксплуатации и не подлежал восстановлению. В настоящее время накоплен огромный опыт зарезки вторых стволов и расширены его возможности.
При зарезке вторых стволов в отдельных случаях было отмечено, что при значительных отходах в новом стволе на каротажных диаграммах отмечается появление новых прослоев и даже пачек песчаника. Это позволяет утверждать, что зарезки вторых и последующих стволов способствуют более полному охвату залежей дренированием и увеличению нефтеотдачи.
При выборе направления зарезки второго ствола используется большой объем геологического материала, в основном картографического характера: карты текущей обводненности, суммарных отборов, изобар, текущих извлекаемых запасов и нефтенасыщенных толщин. В настоящее время для выбора направления проводки ствола зачастую применяются постоянно действующие трехмерные гидродинамические модели месторождений. Технологии и технические средства зарезки второго ствола позволяют достаточно точно провести боковой ствол в соответствие с заданным направлением. Эффективность боковых стволов определяется точностью оценки структуры остаточных запасов и правильностью выбора направления проходки бокового пласта по пласту.
Увеличение доли трудноизвлекаемых запасов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» потребовало резкого увеличения объема применения методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов, а также создания новых технологий разработки залежей [11, 12]. В результате такого подхода к разработке наметилась тенденция увеличения доли дополнительной добычи нефти за счет методов интенсификации в ее общем объеме.
Первые работы по зарезке боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» проводились в 80-х годах на Быстринском месторождении, затем периодически в ходе капитального ремонта скважин бурились неориентируемые боковые стволы на Федоровском и Русскинском месторождениях. Успешность этого метода КРС была невысокой, дебиты нефти не превышали 10-15 т/сут. Кардинально ситуация изменилась после приобретения геонавигационных телеметрических систем малого диаметра фирмы Sperry Sun, позволяющих осуществлять направленную зарезку боковых стволов. Первый горизонтальный боковой ствол был забурен в скв. №510 Восточно-Сургутского месторождения в апреле 2000 года. В результате проведенных работ дебит скважины увеличился до 50 т/сут.
В 2001 г. в связи с увеличением объемов работ и перспективностью данного направления КРС создано специализированное структурное подразделение.
За 7 лет производственной деятельности УКРСиПНП (с 2001 по 2007 г.г.) была проведена зарезка боковых стволов в 2552 скважинах. За счет такого объема ремонтов скважинами дополнительно добыто более 12 млн.т, а средний прирост дебита нефти превысил 25 т/сут. Каждый год осваивались новые технологии зарезки боковых стволов. В 2001 г. была опробована технология зарезки двух боковых стволов — на Восточно-Еловом месторождении в пяти скважинах пробурены по два боковых горизонтальных ствола с разницей между направлениями отходов более 90 Дебиты нефти этих скважин составили 44-122 т/сут. В том же году был пробурен БС с двумя горизонтальными участками длиной 200 м на пласт ЮС2 в скв. №3030 Восточно-Сургутского месторождения. Дебит нефти после освоения равнялся 80 т/сут.
В 2002 году впервые проведены работы по зарезке бокового ствола с тремя горизонтальными участками в скв. №1559 Русскинского месторождения.
В 2003 г. впервые осуществлена зарезка четырех боковых стволов из одной скважины с сохранением основного ствола скв. №№1889, 1529 Конитлорского месторождения. Средний дебит нефти составил 154 т/сут.
В 2004 году была внедрена технология зарезки горизонтальных участков на депрессии с использованием установки «Непрерывная труба» на Западно-Сургутском месторождении (скв. №№2176, 1736). Получен средний дебит нефти 54 т/сут. На Федоровском месторождении забурен боковой ствол с горизонтальным участком длиной 1030 м.
В 2005 г. на Дунаевском месторождении забурили боковой ствол с пятью горизонтальными участками (скв. №№218, 1736).
По состоянию на 01.01.2008 г. на горизонте ЮСг месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» проведена 171 зарезка бокового ствола в 167 скважинах. На рассматриваемых месторождениях боковые стволы проведены в 84 скважинах (таблица 1.17). Из них в пяти скважинах Русскинского месторождения проведены многозабойные боковые стволы.
На данной стадии вовлечения в разработку горизонта ЮСг боковые стволы используются не с целью довыработки остаточных запасов, как на основных объектах месторождений, а применяются для формирования системы разработки переводом с вышележащих объектов за счет зарезки бокового ствола. В связи с этим, фонд скважин с боковыми стволами составляет большую часть общего фонда скважин объекта. На Савуйском месторождении действующий фонд скважин с боковыми стволами составляет 80 % действующего фонда объекта ЮС2 . На Родниковом месторождении - 64 %, на Русскинском - 28 %. Процент добычи нефти боковыми стволами от общей добычи нефти по объекту на Савуйском месторождении составляет 77 %, на Родниковом - 88 %, на Русскинском - 29 % (таблица 1.18).
Средний дебит нефти боковых стволов на Родниковом месторождении выше, чем на Савуйском и Русскинском месторождениях. Это связано, прежде всего, с лучшими геологическими свойствами объекта на Родниковом месторождении в северной части залежи и состоянием системы воздействия. Средний дебит нефти на Родниковом месторождении составляет 24 т/сут при дебитах 10 и 7 т/сут на Русскинском и Савуйском месторождениях, соответственно. Низкие дебиты боковых стволов на Савуйском месторождении, кроме того, связаны с недокомпенсацией отборов жидкости закачкой в связи с поздним вводом нагнетательных скважин. Полностью сформирован только один пятиточечный элемент, остальные элементы находятся на стадии формирования. При использовании пятиточечной системы разработки по площади нефтяной залежи соблюдается соотношение добывающих и нагнетательных скважин 1:1. В данной ситуации нагнетательная скважина работает на две и даже четыре добывающие скважины, что не позволяет достичь запланированной компенсации 115% и тем самым обеспечить поддержание пластового давления. Кроме того, сказывается повышенная неоднородность объекта, затрудняющая взаимодействие нагнетательных и добывающих скважин.
На горизонт ЮСг рассматриваемых месторождений осуществляются зарезки как наклонно-направленных, так и горизонтальных боковых стволов (таблица 1.19, рисунок 1.32). Наибольший средний дебит нефти - 26 т/сут и удельная добыча нефти - 22 тыс.т/скв получены по горизонтальным боковым стволам Родникового месторождения. При расчете эффективности наклонно-направленных боковых стволов Родникового месторождения необходимо учитывать, что пять из восьми скважин с наклонно-направленными боковыми стволами после отработки на нефть перешли под закачку не обводнившись. Таким образом, Родниковое месторождение является наиболее перспективным месторождением для зарезки горизонтальных боковых стволов. Кроме того, на Родниковом месторождении под закачку воды успешно используются как наклонно-направленные, так и горизонтальные боковые стволы.
На Савуйском и Русскинском месторождениях дебит нефти наклонно-направленных боковых стволов выше дебита боковых стволов с горизонтальным участком, что обусловлено повышенной неоднородностью объекта по разрезу. Повышенная добыча нефти по боковым горизонтальным стволам на Савуйском и Русскинском месторождениях связана с длительностью сроков эксплуатации, превышающей на 2-3 года время работы наклонно-направленных боковых стволов.
В таблице 1.20 приведены показатели работы многозабойных скважин Русскинского месторождения. Использование многозабойных скважин не всегда достаточно технологически эффективно. В некоторых случаях накопленная добыча нефти по скважине за 6 лет не превышает 10 тыс.т.
Оптимальной длиной горизонтального участка бокового ствола считается 300 м. Однако, при выборе длины горизонтального участка необходимо учитывать, что иногда длина проходки бокового ствола по коллектору значительно меньше общей длины горизонтального участка бокового ствола.
Использование стандартного метода технологического обоснования рекомендуемого варианта разработки
Обзор результатов исследований фильтрации жидкости в неоднородных пористых средах аналитическими методами можно найти в работах [30-33]. Вопросам фильтрации в неоднородных пористых средах посвящен также ряд работ П.Я. Полубариновой-Кочиной, В.Н. Щелкачева, Г.Б. Пыхачева, И.М. Первердяна.
Проектированием происходило с учетом опыта работы российских ученых [34-43], а также регламентов по составлению проектных документов и созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений [44-46].
Стандартный метод технологического обоснования рекомендуемого варианта разработки подразумевает расчет нескольких вариантов расположения скважин в гидродинамической модели фильтрации. Варианты могут содержать как применение различных систем разработки, так и реализация различных плотностей сеток скважин одной выбранной системы. Гидродинамической модели фильтрации создается на основе цифровой геологической модели.
Уточнение цифровых геологических моделей
С целью обеспечения достоверных прогнозных показателей рассчитываемых технологий эксплуатации нефтяного горизонта, была уточнена геологическая модель объекта ЮСг Родникового месторождения по данным геофизических исследований вновь пробуренных скважин.
В качестве исходных данных для построения цифровой геологической модели объекта ЮСг Родникового месторождения использованы:
- результаты обработки сейсмических исследований;
- комплекс геофизических исследований скважин;
- результаты опробования скважин;
- результаты промысловых исследований скважин;
- результаты физико-химических исследований поверхностных и глубинных проб пластовых флюидов;
- результаты лабораторных исследований образцов керна.
При создании структурной моделей объекта разработки Родникового месторождения были получены трехмерные каркасы состоящие из элементарных ячеек — криволинейных параллелепипедов, верхняя и нижняя грани которых соответствуют структурным поверхностям кровли-подошвы моделируемых объектов. В дальнейшем для каждой ячейки задаются геологические свойства: коллектор-неколлектор, значение пористости и проницаемости коллектора.
В качестве данных для построения геологических моделей использовались структурные поверхности горизонтов и данные по скважинам: координаты точек пластопересечений, абсолютные отметки стратиграфической кровли и подошвы пласта, попропластковая интерпретация ГИС, содержащая рассчитанные значения пористости и проницаемости. В неколлекторах значение пористости и проницаемости задавалось равным нулю.
При построении куба пористости применялся алгоритм Kriging, реализованный в пакете Petrel. Для каждой ячейки вычислялась средневзвешенная толщина в зависимости от расстояния до контрольных точек (скважин). Поле проницаемости рассчитано из поля пористости по петрофизической зависимости.
Для сохранения необходимой детальности и получения наименьшей погрешности при осреднении скважинных данных размерность сетки по XYZ определялась расстоянием между пробуренными скважинами, а также минимальной толщиной пропластков коллектора. Расстояние между узлами сетки по осям X и Y составили 100 м, по оси Z была принята пропорциональная нарезка со средней толщиной слоя 0.4 м.
Модель насыщения пласта флюидами представляет собой объемное поле начальной нефтенасыщенности, согласованное с «кубами» пористости и проницаемости. При моделировании нефтенасыщенности в качестве вторичного вспомогательного набора данных использовался грид отметок, отображающий закон изменения значения нефтенасыщенности от высоты залежи.
В процессе построения цифровой геологической модели залежи проводился анализ получаемых значений продуктивной площади, эффективного нефтенасыщенного объёма, порового объёма и начальных геологических запасов нефти путём сравнения со значениями, полученными при построении двухмерной модели.
Таким образом, трехмерная геологическая модель представляет собой набор трехмерных объектов, каждая ячейка которых характеризуется набором взаимосвязанных между собой и со структурой петрофизических параметров.
Оценка достоверности цифровых геологических моделей заключалась в сравнении их с двухмерными геологическими моделями по средневзвешенным значениям подсчётных параметров и величинам запасов залежи. Расхождения в подсчётных параметрах и начальных запасах по двухмерным и трёхмерным моделям объекта ЮСг Родникового месторождения составляют не более 5 %, что свидетельствует о достаточно высокой сходимости полученных результатов.
При детальном рассмотрении участков геологической модели в местах расположения на объекте эксплуатационного фонда скважин, можно заметить несоответствие эксплуатационных характеристик скважин геологическим параметрам объекта.
Фильтрационная модель Северной части объекта, разрабатываемой высокодебитными (до 100 т/сут) скважинами с горизонтальным участком, характеризуется проницаемостью не более 18 10 3мкм2. В этих условиях, при создании цифровой фильтрационной модели на основе геологической, настройка скважин, осуществляемая заданием в качестве граничных условий дебита жидкости, недостижима ввиду больших отрицательных давлений на забое скважин. Такое несоответствие связано со слабой изученностью участка пласта. На данном участке пробурено 7 наклонно-направленных скважин, из них 3 разведочные. Ни в одной из вертикальных скважин не отбирался керн. Таким образом, коллекторские свойства пласта на данном участке были определены на основе геофизических исследований в семи неравномерно удаленных друг от друга скважинах и воссозданы в модели в соответствии с алгоритмами, утвержденными ГКЗ в 1995 году. В таких условиях достоверность куба проницаемости сомнительна и требует корректировки. Корректировку куба проницаемости необходимо проводить после создания цифровой фильтрационной модели объекта таким образом, чтобы при ограничении условий работы добывающих скважин с горизонтальным участком дебитом жидкости, давление на забое скважины соответствовало фактическому. При построении куба проницаемости в межскважинном пространстве использовался алгоритм инверсии расстояний. Проницаемость в наклонно-направленных скважинах не изменялась.
Расчеты с использованием уточненных моделей позволят довольно точно спрогнозировать работу скважин.
Учитывая большую площадь распространения горизонта ЮСг, использование модели объекта на Родниковом месторождении в целом не целесообразно. Для расчетов были выбраны характерные для горизонта достаточно изученные участки месторождения. Размеры участков составляют 4 км". Основные геологические характеристики участков отображены в таблице 2.3.
На рисунках 2.2-2.5 представлены куб пористости и первоначальный куб проницаемости рассматриваемых участков горизонта ЮС2. На рисунках 2.6-2.7 представлены кубы распределения нефтенасыщенности. На рисунке 2.8 представлен куб распределения проницаемости по участку 1 после уточнения.
Построение гидродинамических моделей фильтрации
В настоящее время основными методами расчета технологических показателей работы скважин в условиях залежи являются расчеты на гидродинамических фильтрационных моделях. Гидродинамическая модель фильтрации должна обеспечивать максимальную степень детализации геологического строения и свойств пласта, учитывать прерывистость распространения пропластков коллектора, учитывать массообмен в пласте между нефтью и газом при изменении пластового давления, сжимаемость коллектора и насыщающих его флюидов, влияние гравитационных и капиллярных сил на распределение фаз в залежи.
Расчеты технологических показателей разработки выполнялись согласно Методическим рекомендациям по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утверждённые приказом МПР России 21.03.2007 №61, а также регламента РД 153-39.0-047-00 по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и нефтегазовых месторождений, с использованием трехмерной трехфазной гидродинамической модели фильтрации нефти, газа и воды в пористой среде, реализованы на ПЭВМ в рамках автоматизированной системы проектирования «Техсхема».
Выделение русловых отложений в геологическом строении горизонта
Горизонт ЮСг представлен фациально-изменчивым коллектором (раздел 1). Неоднородность обусловлена наличием речных, поименно-болотных и прибрежно-морских отложений. Методика, позволяющая формализовать принципиальную особенность геологического строения горизонта, а именно его полифациальность описана в работе [22] и реализована в программном комплексе «Недра».
Использование данного программного продукта позволяет на рассматриваемом Русскинском месторождении выделить площадь распространения высокопродуктивных русловых отложений. Была уточнена геологическая модель с учетом полифациальности и обозначена на карте наиболее вероятная траектория распространения русел (рисунок 3.5).
При разработке горизонта, в случаях пересечения проектных координат нагнетательных скважин с траекторией русловых отложений, следует вводить скважины под закачку после отработки на нефть. При подтверждении высоких фильтрационно-емкостных характеристик района таких нагнетательных скважин необходимо оценить целесообразность возможной корректировки системы разработки.
