Ярегское нефтетитановое месторождение (рисунок 1) состоит из следующих площадей: Ярегской, Лыаельской и Вежавожской. На данный момент в промышленной разработке находится только Ярегская и Лыаельская площади.
В последнее время усиленными темпами наращивается добыча на Ярегском месторождении, представленного терригенным типом коллектора. Месторождение является уникальным не только по реологическим характеристикам (вязкость нефти свыше 12000 мПа·с), но и по способу разработки. Месторождение с 1939 г. разрабатывается уникальным шахтным методом, а с 1972 г. и по настоящее время осуществляется процесс закачки теплоносителя в продуктивный пласт с целью уменьшения вязкости и увеличения добычи нефти.
В целом на Ярегском месторождении высоковязкой нефти действует три нефтяных шахты на Ярегской площади Ярегского месторождения.
Геолого-физическая характеристика месторождения представлена в следующей таблице 1.
Шахтный блок 2Т-4 приурочен к нефтяной шахте № 3 и имеет следующее расположение (рисунок 2)
На рисунке 3 представлено проектное расположение скважин шахтного блока 2T-4 (НШ-3). В зависимости от длины, добывающие и нагнетательные скважины были ранжированы и разделены на три сектора:
− сектор А (длина скважин − от 450 м до 690 м);
− сектор В (длина скважин − от 270 м до 400 м);
− сектор С (длина скважин − от 460 м до 700 м).
Площади секторов представлены в таблице 2.
По той причине, что построение статистической регрессионной модели будет проводиться по фактическим данным опытных участков ОПУ-2 бис, ОПУ-3 бис (НШ-2), средняя длина скважин которых составляет 250 м, в качестве объекта для расчета технологических показателей был выбран сектор B шахтного блока 2T-4 (на рисунке 3 отмечен красным цветом).
Шахтный блок 2T-4 будет разрабатываться модернизированной одногоризонтной термошахтной системой разработки с применением теплоизолированных колонн с целью минимизировать тепловые потери по стволу скважин для сохранения качества пара и поддержания нормальной температуры в добычной галерее. Достоинства одногоризонтной термошахтной системы разработки представлены ниже.
Преимущества одногоризонтной термошахтной системы разработки:
• применение теплоизолированных колонн обеспечивает высокие темпы закачки за счет увеличения давлений нагнетания теплоносителя;
• исключаются капитальные затраты на бурение и обустройство поверхностных нагнетательных скважин;
• закачка пара с добычной галереи позволяет более гибко контролировать процесс разработки блока;
• низкое паронефтяное отношение благодаря высокой тепловой эффективности процесса разработки.
Регрессионная модель
Разработка нефтяных месторождений с применением термических методов – сложный процесс в нефтедобыче. Поэтому статистические подходы определения связей и прогнозирования технологических показателей разработки являются наиболее простыми методами исследования. Экстраполяция зависимости, построенной по фактическим данным позволяет с высокой долей точности прогнозировать нефтеотдачу пласта на последующий период.
Применение однофакторной регрессионной модели в данной работе обусловлено недостатком фактических данных шахтных блоков, разрабатываемых модернизированной одногоризонтной термошахтной системой разработки.
Как отмечалось выше, для построения статистической однофакторной регрессионной модели были использованы фактические данные опытных участков ОПУ-2 бис, ОПУ-3 бис (НШ-2), разрабатываемых модернизированной одногоризонтной термошахтной системой разработки [4]. На рисунке 4 представлено фактическое поведение кривых динамики коэффициента извлечения нефти от закачки пара в поровых объемах пласта.
Далее была построена зависимость прироста нефтеотдачи от темпов закачки пара, выраженных в поровых объемах пласта для данных блоков (рисунок 5).
Из приведенного рисунка можно увидеть, что в динамике добычи нефти прослеживаются характерные стадии термошахтной разработки. 1 стадия – растущей добычи нефти. К концу этой стадии объем закачки пара составляет 0,4 порового объема пласта. 2 стадия – падающей добычи.
Далее были построены регрессии отдельно для каждого из опытных участков ОПУ-2 бис, ОПУ-3 бис для каждой стадии разработки (рисунок 6).
Уравнение регрессии подбиралось таким образом, чтобы коэффициент детерминации (R2) на 1 стадии разработки был максимальным. На второй стадии термошахтной разработки применялась логарифмическая зависимость в связи с тем, что фактические кривые изменения коэффициента нефтеотдачи от закачки пара в поровых объемах для шахтных площадей Ярегского месторождения имеют логарифмический характер изменения.
ОПУ-2 бис:
1 стадия: КИН = 0,5272 ∙ Vз.п.0,8235;
2 стадия: КИН = 0,2294 ∙ ln(Vз.п.) + 0,4687.
ОПУ-3 бис:
1 стадия: КИН = 0,9009 ∙ Vз.п.1,263;
2 стадия: КИН = 0,2898 ∙ ln(Vз.п.) + 0,5631,
где Vз.п. – объем закачки пара в поровых объемах пласта, д.ед.
Аналитическая модель
Для прогнозирования технологических показателей термошахтной разработки для сектора B шахтного блока 2T-4 (НШ-3) была выбрана аналитическая методика [4] по той причине, что данная методика уже была апробирована для отработавших шахтных площадей Ярегского месторождения, характеризующихся трещиновато-пористым коллектором.
Ниже изложена методика расчета нефтеотдачи при дренировании трещиноватого пласта системой горизонтальных скважин. Расчет нефтеотдачи выполняется по следующему алгоритму:
1) задаются исходные данные:
ТП, Т0– температура закачиваемого пара и начальная температура пласта;
sн, sв – начальная нефте- и водонасыщенность пласта;
m– эффективная пористость,
k– абсолютная проницаемость;
V– объём пласта;
2) выбирается промежуток времени Δt1, в течение которого считают температуру пласта равной полусумме начальной температуры Т0 и температуры в конце этого промежутка;
3) по формуле (1) определяется температура пласта в конце промежутка Δt1 и вычисляется средняя температура за этот период:
7) определяется нефтеотдача пласта за период Δt1, как отношение добытой за этот период нефти к геологическим запасам разрабатываемого элемента;
8) вычисляется объём воды в пласте как сумму начального объёма воды и объёма нефти добытой за период Δt1;
9) определяется водонасыщенность пласта к концу периода Δt1.
Следующий цикл вычислений нефтеотдачи за промежуток времени c Δt2 необходимо начинать с пункта 2 этого алгоритма.
В таблице 3 представлены исходные данные для расчета показателей термошахтной разработки сектора B шахтного блока 2T-4.
Недостатком данной или любой другой аналитической методики с целью прогнозирования продуктивных характеристик является тот факт, что закачкой теплоносителя необходимо задаваться в виде постоянной величины в начальный момент времени, тем самым конечная кривая динамики КИН от закачки пара в поровых объемах приобретает линейный характер, что не совсем корректно. Данный вывод был сделан в процессе анализа промысловых (фактических) данных.
В данной работе предложен способ определения закачиваемого теплоносителя в поровых объемах путем построения статистической регрессии по фактическим данным опытных участков ОПУ-2 бис, ОПУ-3 бис.
На рисунке 7 представлена статистическая регрессия, построенная по фактическим данным опытных участков ОПУ-2 бис, ОПУ-3 биc (НШ-2).
По данной регрессии вычисляется закачка в поровых объемах пласта для коэффициента извлечения нефти, рассчитанного по описанной выше аналитической методике для каждой стадии термошахтной разработки:
1 стадия: Vз.п. = 0,1826 ∙ КИН2 + 1,4089 ∙ КИН + 0,0128;
2 стадия: Vз.п. = 0,1606 ∙ exp3,4021 ∙ КИН,
где Vз.п. – закачка пара в поровых объемах пласта, д. ед.
На рисунке 8 представлена рассчитанная кривая динамики коэффициента нефтеотдачи от закачки пара в поровых объемах пласта.
Численная модель
Построение трёхмерной геологической модели блока 2Т-4 Ярегского месторождения проводилось с использованием программного обеспечения IRAP RMS фирмы ROXAR.
Создание детальной геологической модели включает в себя несколько этапов:
• подготовка, контроль качества и загрузка исходных данных;
• структурное моделирование;
• построение трёхмерной геологической сетки;
• осреднение скважинных данных;
• построение литологической модели;
• построение петрофизической модели;
• оценка геологических запасов нефти.
Исходной информацией для построения геологической модели являлись:
• координаты устьев скважин;
• данные инклинометрии скважин;
• результаты количественной интерпретации ГИС (стратиграфические границы пластов, границы проницаемых прослоев, характер насыщения коллекторов, значения пористости и нефтенасыщенности коллекторов);
• структурные карты кровли и подошвы продуктивного пласта;
• графические данные в цифровом формате, снятые с подсчетных планов последнего пересчета запасов («Оперативный подсчёт запасов нефти Ярегского месторождения» 2012 г.);
• принятое положение ВНК;
• нижние предельные значения пористости для пород-коллекторов и петрофизические зависимости;
• статистические данные петрофизических параметров (пористости, проницаемости) по результатам исследования керна.
После построения геологической модели была произведена её актуализация. Для актуализации геологической модели шахтного блока 2Т-4 были оцифрованы разрезы разведочных скважин 1940-х и 1950-х годов, пробуренных в пределах площади блока.
Всего было оцифровано 35 скважин. С помощью полученных данных были составлены las-файлы разведочных скважин, которые были загружены в программный комплекс IRAP RMS с целью создания цифровой модели.
По мере бурения подземных скважин с помощью полученных гамма-каротажей и их анализа по формуле и условию (6) интервалы скважин были дискретизированы по параметру литологии, создавались las-файлы для загрузки в программный комплекс IRAP RMS, производилось осреднение и перестроение куба литологии модели пласта блока 2Т-4:
если ≥ 0,5, то в данном интервале присутствует неколлектор.
i– относительное значение гамма-каротажа;
J– значение гамма-каротажа в текущем интервале;
Jmin, Jmax – соответственно минимальное и максимальное значения гамма-каротажа в интервале скважины.
Далее в программном продукте IRAP RMS был вырезан сектор B шахтного блока 2T-4 и экспортирован в гидродинамический симулятор CMG для дальнейших расчетов технологических показателей разработки. На рисунке 9 представлена геолого-фильтрационная модель сектора B шахтного блока 2Т-4.
В таблице 4 представлены основные параметры геолого-фильтрационной модели.
Количество скважин в секторе B составляет 26. Из них 13 – добывающие, 13 – нагнетательные. Давление закачки принято 5 атм, температура закачиваемого агента 150°С, степень сухости пара – 0,7. Время расчета составляет 10 лет.
Основные технологические показатели разработки представлены на рисунках 10, 11.
Как видно из данного графика, наблюдается хорошая сходимость между рассматриваемыми методами, что говорит о необходимости применения рассмотренных моделей при прогнозировании технологических показателей термошахтной разработки в независимости от принятых допущений.
Выводы и рекомендации
Рассчитаны технологические показатели разработки термошахтным способом для участка шахтного блока 2T-4 (НШ-3) с использованием численного моделирования, построения статистической регрессионной модели и аналитической модели Борисова.
Анализ результатов показал хорошую сходимость между рассматриваемыми подходами прогноза технологических показателей для трещиновато-пористого коллектора. В связи с этим на начальном этапе (закачка пара в поровых объемах пласта меньше 0,4 д.ед.) рекомендуется использовать регрессионную статистическую модель или предложенную аналитическую методику с целью оптимизации затрат рабочего времени на расчет технологических показателей разработки.
По мере сбора промысловых данных, полученных при эксплуатации шахтного блока рекомендуется использовать численное моделирование для дальнейшего прогноза технологических показателей разработки в связи с более широким учетом многочисленных факторов при использовании гидродинамического моделирования.
Литература
1. Мини-проект опытно-промышленных работ по испытанию одногоризонтной системы в уклоне «Северный» НШ-2 Ярегского месторождения (2010 г.).
2. Мини-проект разработки шахтного блока 2Т-4 (НШ-3) по одногоризонтной системе (2016 г.).
3. Рузин Л.М. Разработка нефтяных месторождений с применением теплового воздействия на пласт [Текст]: метод. указания / Л.М. Рузин. – Ухта: УГТУ, 2009. – 39 с.
4. Рузин Л.М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов. – Изд. 2-е, пер. и доп. / Л.М. Рузин, И.Ф. Чупров, О.А. Морозюк, С.М. Дуркин. – М. – Ижевск : Институт компьютерных исследований, 2015. – 480 с.
