USD 70.752

0

EUR 78.5489

0

BRENT 37.62

-0.11

AИ-92 42.15

+0.06

AИ-95 46.06

+0.05

AИ-98 52.47

-0.24

ДТ 47.29

0

12 мин
300
0

Оптимизация нового бурения в условиях неопределенности геологической основы

В работе рассмотрен подход, позволяющий повысить качество проектирования стадий освоения краевых зон нефтяных залежей путем выделения перспективных участков для бурения скважин на основе их вероятностных геолого-гидродинамических моделей, формирования стратегии ввода участков в разработку, ориентированной на достижения высоких технико-экономических показателей.

В последнее время, несмотря на появление новых технологий, экономическая привлекательность бурения и эксплуатации новых скважин на разрабатываемых месторождениях становится отрицательной. При этом, разбуренность освоенных месторождений зачастую составляет 60-80 %. Как известно, [1] краевые части залежей нефти, характеризуются сложным, неоднозначным строением. В таких зонах не подтверждение первоначальной геологической основы может превышать 30 % [1]. Моделирование подобных сложных систем нефтедобычи предлагается Мирзаджанзаде А. Х., Хасановым Р. Н. и Бахтизиным Р.Н. как один из методов повышения степени разбуренности месторождения, и как следствие, увеличения общей экономически эффективной нефтеотдачи пласта [2].

Для минимизации рисков и повышения прогнозной эффективности бурения применяются постоянно действующая геолого-гидродинамическая модель, актуализация геолого-гидродинамической модели перед началом бурения, адаптивная система разработки В. Д. Лысенко [3]. В последнее время развиваются статистические методы «datamining», которые дают лишь вероятность успешности бурения скважины в рассматриваемом районе. Каждый подход имеет свои плюсы и при этом все подходы могут взаимно дополнять друг друга. Известно [4], что объекты нефтегазодобычи требуют использования целой иерархии моделей – от дифференциальных до интегральных, от детерминированных до адаптивных.

Рассмотрим примеры, объясняющие потери или увеличение добычи при ухудшении или улучшении первоначального представления о геологической модели (рисунки 1-2).

На участке 1 (ухудшение ГФХ) предполагалось формирование избирательной системы заводнения с расстоянием между скважинами 600 м (рисунок 1). По результату бурения скважин 3582, 3582А отмечается неподтверждение насыщения коллектора, сокращение нефтенасыщенных толщин (таблица 1).

Таблица 1. ГФХ рассматриваемых участков до и после разбуривания

Параметр

Участок 1

Участок 2

План

Факт

План

Факт

Нефтенасыщенная толщина, м

6,3

4,1

3,8

6,7

Нефтенасыщенность, д. ед.

0,506

0,480

0,495

0,512

Пористость, д. ед.

0,17

0,17

0,17

0,17

Проницаемость, ∙10-3 мкм2

18

12

16

22

Запасы на проектную скважину, тыс. т

31

24

37

56

С целью уточнения геологического строения, дополнительно было пробурено несколько наклонно-направленных скважин, геолого-физические параметры которых также оказались ниже плановых. В связи с тем, что по участку отсутствовал сценарий развития, при ухудшении геологического строения залежи, бурение было остановлено.

При прогнозной накопленной добыче нефти в 600 тыс. т (41 тыс. т./скв.), накопленная добыча нефти по результатам актуализации модели, ожидаемая накопленная добыча нефти составила 57 тыс. т (19 тыс/скв.). Предприятие понесло экономические потери, при этом вовлечение участка в разработку отнесено на более поздний срок после уточнения геологической модели и формирования нового варианта разработки участка.

Участок 2 (улучшение ГФХ) прогнозная добыча нефти до реализации бурения при формировании системы разработки с сеткой скважин 700*700 м (рисунок 2) составила 583 тыс. т (37 тыс. т/скв.).

По результату бурения первых скважин участка произошло значительное улучшение геологической основы. Дальнейшее бурение велось, в соответствии с проектом, и подтвердило развитие коллектора. В целом по участку получено улучшение ГФХ, по сравнению с первоначальной моделью. По результату актуализации модели, ожидаемая накопленная добыча нефти составила 742 тыс. т (56 тыс./скв.).

В тоже время, при своевременном, по результату первых скважин, изменении размещения проектного фонда скважин и уплотнения сетки скважин до 500*500 м, накопленная добыча нефти составила бы 1053 тыс. т (52 тыс. т/скв.). Последующие мероприятия по оптимизации системы разработки, в любом случае, обеспечат меньший отбор по участку. Таким образом, «потери» по участку могут составить до 300 тыс. т нефти. 


Рис. 1. Пример изменения геологического строения в худшую сторону. Участок 1



Рис. 2. Пример изменения геологического строения в лучшую сторону. Участок 2

Необходимость оптимизации проектного фонда скважин перед началом бурения обусловлена тем, что в проектно-технологических документах на разработку нефтяных месторождений фонд размещается, с использованием только детерминированных моделей. Риск неподтверждения проектных показателей добычи нефти оценивается укрупненно, при выполнении анализа чувствительности проекта, при этом риск бурения отдельной кустовой площадки не учитывается. По факту, нефтяные компании рассматривают эффективность бурения новых скважин по кустовым площадкам и все риски, связанные с неподтверждением геологической модели, учитывают в плановом дебите новой скважины, что зачастую делает бурение заведомо неэффективным.

Необходимость применять альтернативные модели, при планировании бурения конкретных кустовых площадок, обусловлена более сложной геологией [5-6], чем представляемой в начальных (стартовых) геологических моделях, где межскважинное пространство прогнозируется, с использованием интерполяционных методов. По факту, нефтяные пласты характеризуются высокой природной неоднородностью. Так, по соседним скважинам, расположенным на расстоянии сетки скважин, геолого-физические характеристики (литология, насыщенность, проницаемость) имеют значительные изменения и, как следствие, коэффициент продуктивности может варьироваться в широких пределах. При этом усредненные ГФХ по крупным участкам одной залежи, вскрытым большим числом скважин, отличаются гораздо меньше, чем между соседними скважинами [2] (рисунок 3).


Рис. 3. Пример различия геологического строения соседних скважин

Карты параметров (карты нефтенасыщенных толщин, проницаемости), на которых размещается проектный фонд, имеют вероятностный, а не истинный характер [2]. Для максимально достоверного характера карт параметров, необходимо проводить большое количество геофизических и гидродинамических исследований, что в настоящее время не выполняется, ввиду больших затрат.

Подходя к планированию бурения на уже разбуренных участках разрабатываемого месторождения, можно выделить параметры, наиболее влияющие на геологическую модель. Например, положение структуры, положение водонефтяного контакта, нефтенасыщенность, наличие или отсутствие русловых отложений. Изменчивость выбранных характеристик можно использовать на участках нового бурения для построения различных вариантов геолого-гидродинамических моделей. Основываясь на таких исследованиях, был сформирован подход к формированию стратегии ввода в разработку отдельных участков залежей, устойчивоой к геологическим рискам [7-8], за счёт использования

В вариативных моделях величина запасов и добыча углеводородов определяется не конкретным значением рассматриваемых параметров, а диапазоном их возможных значений. Соответственно, и величина запасов, и величина добычи могут изменяться. Вариативные модели основаны на учете неопределенностей входных параметров, путем «нормирования на факт», суть которого заключается в использовании на неразбуренных участках основных геологических характеристик, присущих разбуренным (особенностей поведения структурного плана, различных параметров, характеризующих геологическое строение и фильтрационно-емкостные свойства коллектора). При этом, для каждого объекта необходим индивидуальный подход, при выборе методики расчета неопределенностей. Диапазон изменения выбранных геологических характеристик на разбуренном участке транслируют на неразбуренные участки.

Формирование оптимальной, наиболее устойчивой к прогнозируемым рискам, стратегии ввода неразбуренных участков в разработку включает в себя создание вероятностных трех геолого-гидродинамических моделей (P10, P50, P90), формирование вариантов разработки, предполагающих применение различных систем разработки, конструкций скважин и методов повышения нефтеотдачи, направленных на максимальное нефтеизвлечение с учетом возможного (прогнозного) изменения геологического строения. При этом при возможном концептуальном изменении геологического строения вариант должен предусматривать переход к оптимальной системе.

Выбор наиболее оптимального варианта разработки производился по следующему алгоритму:

  • Расчет показателей по вариантам с применением ГГДМ (модель Р50).

  • Экономическая оценка, выбор наилучших вариантов.

  • Расчет выбранных наилучших вариантов с применением ГГДМ (модель Р90).

  • Определение методом схождения наиболее уверенных скважин по моделям (Р50 и Р90).

  • Экономическая оценка вариантов, рассчитанных на модели Р90, выбор наиболее устойчивого варианта.

  • Определение зависимого и независимого фонда по каждой кустовой площадке.

Выбор скважины (модель Р10), целью которой является доизучение геологического строения участка. При подтверждении модели насыщения – размещение проектного фонда на доизученный участок.

Предложенный подход был применен на неразбуренном участке объекта БВ7 Южно-Выинтойского месторождения, разработка которого ведется с 1997 года по обращенной семиточечной системе заводнения с переходом на избирательную, расстояние между скважинами – 550 м.

Основной геологической неопределенностью объекта БВ7 является удаленность линий выклинивания зональных интервалов, соответственно, и строения их проницаемой части залежи. Таким образом, неразбуренные участки характеризуются высокими прогнозными рисками. Исходя из этого, по рассматриваемому участку созданы три геологические модели: базовая (P50), пессимистическая (Р90), оптимистическая (Р10). Во всех геологических моделях используется единый набор данных: данные сейсморазведки, структурной поверхности, результаты интерпретации ГИС и неизменная схема водонефтяного контакта (ВНК) (рисунок 4).


Рис. 4. Пример моделирования пористости с учетом геологической неопределенности

Учитывая геологические особенности объекта и фактические результаты работы наклонно-направленных скважин, характеризующихся низкой продуктивностью, сформировано восемь вариантов размещения проектного фонда скважин с применением горизонтальных скважин. Варианты различаются расстоянием между скважинами и способом их заканчивания. Выбор рекомендуемого варианта осуществлялся с использованием вышеописанного подхода.

Ниже представлены основные технико-экономические показатели вариантов, рассчитанных на базовой модели Р50 на примере рассматриваемого участка (таблица 1). Наиболее предпочтительным оказался вариант 6, предусматривающий формирование однорядной системы заводнения с расстоянием между рядами 450 м, в добывающем ряду: бурение горизонтальных скважин с ГУ 300 м и расстоянием между скважинами 400 м; в нагнетательном ряду: бурение, через одну, наклонно-направленных и горизонтальных скважин (ГУ 250 м) с расстоянием 525 м.

Таблица 2. Технико-экономические показатели вариантов разработки рассматриваемого участка (модель Р50) 

 Параметр

Базовый вариант

Вар. 1

Вар. 2

Вар. 3

Вар. 4

Вар. 5

Вар. 6

Вар. 7

Длина ГС, м

600/200

250

250

250

250

250

300

600

Расстояние между скважинами, м

500

250

300

350

350

400

400

500

Ряд нагнетательных скважин

ННС/ГС

ННС

ННС/ГС

ННС

ННС/ГС

ННС

ННС/ГС

ННС

Накопленная добыча нефти, тыс. т

1437,5

1578,9

1592,2

1534,3

1600

1485,2

1620,8

1169,5

Кол-во скважин, ед.

39

45

42

42

42

40

42

30

Кол-во добывающих скважин, ед.

22

21

26

27

26

26

26

13

Кол-во нагнетательных скважин, ед.

17

24

16

15

16

14

16

17

Накопленная добыча на скважину, тыс. т

36,9

35,1

37,9

36,5

38,1

37,1

38,6

39,0

Накопленная добыча на добывающую скважину, тыс. т

65,3

75,2

61,2

56,8

61,5

57,1

62,3

90,0

КИН, д. ед.

0,288

0,316

0,318

0,307

0,320

0,297

0,324

0,234

NPV (чистый приведенный доход)

-0,6

-0,5

0,8

-3,7

0,9

-2,5

1,2

-9,3

Срок окупаемости

5

5

4

5

4

5

4

6


Сформированный вариант разработки устойчив к геологическим и технологическим рискам и обеспечивает превышение утвержденного коэффициента нефтеизвлечения (по результатам гидродинамического моделирования) в пределах рассматриваемого участка. Реализация проектного фонда предусматривалась в два этапа:

  • Бурение нагнетательных наклонно-направленных скважин с проведением геофизических исследований скважин (ГИС). Уточнение геологической основы.

  • Принятие решений по бурению ГС. Бурение ГС без пилотных стволов.

  • Бурение осуществляется по принципу адаптивной системы разработки.

Результаты реализации подхода



Статья «Оптимизация нового бурения в условиях неопределенности геологической основы» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№2, 2020)

Авторы:
Читайте также
Система Orphus