Анализ влияния геологической неопределенности на разработку Киринского месторождения

Обычно решение об освоении морского месторождения приходится принимать в условиях недостаточной изученности залежей, высокой степени неопределенности в геологическом строении и характере распределения параметров продуктивности в объеме пласта.

Геологические неопределенности месторождения могут быть обусловлены низким разрешением сейсмических данных и малым объемом (латеральных) данных каротажа / исследований кернов, недостаточных для детального описания продуктивного пласта. Все эти неопределенности приводят к сложному моделированию коллектора, позволяющему учесть различные физические явления, происходящие в коллекторе.

Модель коллектора является основой и руководством для принятия важных решений, таких как оценки подготовленных к разработке запасов, геологических запасов углеводородов, динамика добычи, экономические оценки и т.д. Если базовая модель построена на основе неопределенных параметров, то, очевидно, что все выходные параметры тоже будут неопределенными. Поэтому разработка и последующая эксплуатация месторождения должны отражать существование основных неопределенностей, связанных с описанием коллектора и способных повлиять на расположение и число скважин, схему заканчивания скважин и т.п.

Значительный потенциал энергетических ресурсов России сосредоточен в Охотском море. Всего на шельфе Сахалина открыто 15 месторождений, в разработке находятся 6 (Одопту, Чайво, Аркутун-Даги, Пильтун-Астохское, Лунское, Киринское). Промышленная добыча углеводородов на Киринском месторождении (рис. 1) началась в 2014 году.

При детальном анализе межскважинной корреляции по Киринскому месторождению были выявлены протяженные, прослеживаемые в каждой скважине Киринского участка, глинистые прослои, разделяющие продуктивную толщу на пласты I-V.

РИС. 1. Основные сведения о Киринском газоконденсатном месторождении

В модели, принятой при подсчете запасов газа и конденсата Киринского месторождения, наличие протяженных перемычек между продуктивными пластами I-IV не учитывались, то есть к данным пластам приурочена единая массивная водоплавающая залежь газа, гидродинамически связанная по всему объему.

В связи с тем, что наличие непроницаемых перемычек между отдельными продуктивными пластами может существенно повлиять на процесс выработки запасов газа (а следовательно, на число и местоположение проектируемых эксплуатационных скважин), нами было выполнено геологическое моделирование Киринского газоконденсатного месторождения. Трехмерная цифровая геологическая модель месторождения была построена на базе обработанных и проинтерпретированных материалов сейсморазведки 3D и переинтерпретированных данных ГИС по всем разведочным скважинам.

Главной особенностью построенной модели является наличие протяженных непроницаемых пропластков, делящих продуктивную толщу на несколько гидродинамически изолированных пластов (рис. 2).

РИС. 2. Срезы куба литологии модели, принятой при подсчете запасов (вверху), и построенной нами модели Киринского месторождения (внизу)

Как видно из представленных разрезов, в модели, принятой при подсчете запасов, неколлектор представлен отдельными линзами, которые не образуют единые протяженные пропластки. В построенной нами модели Киринского месторождения глинистые пропластки четко прослеживаются от скважины к скважине, представляя собой непроницаемые экраны.

Созданная геологическая модель Киринского месторождения послужила основой для гидродинамического моделирования. Цифровые фильтрационные модели создавались для расчета технологических показателей разработки месторождения с целью оценки влияния на них геологических неопределенностей.

В качестве исследуемых неопределенностей геологического строения месторождения рассматривались следующие особенности:

• наличие протяженных непроницаемых перемычек между пластами;

• проводимость разломов;

• влияние законтурной водоносной области.

Рассматриваются два варианта трехмерных фильтрационных моделей. Строение первой модели представляет газоконденсатную залежь как единый массивно-пластовый резервуар с общим ГВК на глубине 2989 м. Таким образом, в разрезе месторождения выделяется один эксплуатационный объект разработки.

Строение второй (альтернативной) модели учитывает наличие непроницаемых перемычек между отдельными продуктивными пластами.

Модели содержат 58 разрывных нарушений с различной вертикальной амплитудой. Объект моделирования – залежь дагинского горизонта Киринского газоконденсатного месторождения.

Расчетные варианты разработки

Существенным отличием расчетных вариантов является разная геологическая основа и гидродинамические модели.

Вариант 1 предусматривает реализацию на гидродинамической модели, представляющей объект разработки как единый массивно-пластовый резервуар (основная гидродинамическая модель). Разломы являются проводящими и не экранируют участки залежи. Вариант характеризуется отсутствием дополнительного притока воды из законтурной области.

Вариант 2 предусматривает реализацию на гидродинамической модели, учитывающей протяженные непроницаемые прослои. Разломы являются проводящими. Вариант характеризуется отсутствием дополнительного притока воды из законтурной области.

Вариант 3 предусматривает реализацию на гидродинамической модели, представляющей объект разработки как единый массивно-пластовый резервуар (основная гидродинамическая модель). Разломы являются непроводящими и частично экранируют участки залежи. Вариант характеризуется отсутствием дополнительного притока воды из законтурной области.

Вариант 4 является модификацией варианта 1 и отличается наличием притока воды из законтурной области.

По варианту 1 накопленная добыча газа составит 139,5 млрд м³, что соответствует коэффициенту извлечения газа (КИГ) 0,824. Период постоянной добычи на уровне 5,5 млрд м³ составляет 17 лет.

По варианту 2 накопленная добыча газа составит 135,1 млрд м³, что соответствует КИГ 0,819. Период постоянной добычи на уровне 5,5 млрд м³ составляет 16 лет. Отличие технологических показателей вариантов 1 и 2 обусловлено тем, что при заданных интервалах вскрытия пластов проектными скважинами темп выработки III и IV пластов в варианте 2 снижается. Снижение КИГ является незначительным и обусловлено наличием проводящих разломов, обеспечивающим фильтрацию газа из III и IV пластов к забоям добывающих скважин, вскрывающих I и II пласты.

По варианту 3 накопленная добыча газа составит 115,0 млрд м³, что соответствует КИГ 0,681. Период постоянной добычи на уровне 5,5 млрд м³ составляет 13 лет.

Значительное снижение коэффициента извлечения газа по сравнению с вариантом 1 вследствие непроницаемости разломов обусловлено ухудшением гидродинамической связи между участками залежи и законтурной областью, а также ухудшением процесса вертикальной фильтрации газа к забоям добывающих скважин из пластов III и IV.

В данном варианте геологического строения месторождения при ухудшенной гидродинамической связи южной части центрального участка с южным, а также северного и южного участков с законтурной областью, обеспечение проектного годового уровня отборов газа 5,5 млрд м³ обуславливает более интенсивное движение газоводяного контакта, что способствует раннему обводнению скважин.

Вариант 4, предусматривающий дополнительный приток воды из законтурной области, характеризуется накопленной добычей газа 138,9 млрд м³, что соответствует КИГ 0,823. Период постоянной добычи на уровне 5,5 млрд м³ составляет 18 лет. Активность законтурной водоносной области обуславливает уменьшение фонда скважин в результате обводнения.

Технологические показатели разработки вариантов 1-4 представлены в таблице 1 и на рисунке 3.

ТАБЛИЦА 1. Технологические показатели разработки вариантов 1-4

Результаты трехмерного гидродинамического моделирования для разных вариантов геологического строения месторождения показали, что расчетные коэффициенты извлечения газа за 30 лет разработки варьируются в диапазоне от 68,1% до 82,4%. Продолжительность периода постоянной добычи газа на уровне 5,5 млрд м³ изменяется в диапазоне от 13 до 18 лет. Показано, что фактором, оказывающим наибольшее влияние на выработку запасов, является проводимость разломов.

Во время эксплуатации месторождения повышается уровень знаний о свойствах коллектора, особенно при реализации программы непрерывного мониторинга коллектора. На основании имеющихся данных о добыче и измерений характеристик коллектора, сопровождаемых уточняющими сейсмическими исследованиями (4D сейсмическая съемка), можно выполнять (уточняющее) моделирование динамики эксплуатации коллектора. Такое моделирование является отличным методом выбора дальнейшей стратегии добычи, оптимального отбора пластовых флюидов. Таким образом, снижается неопределенность разработки месторождения.

В условиях месторождений Киринского блока, когда возможности получения таких данных, как продвижение газоводяного контакта, выработка различных частей залежей, существенно ограничены, прогнозирование процесса разработки с использованием постоянно действующей гидродинамической модели, адаптируемой к промысловой информации, будет являться одним из основных методов контроля.

Keywodes: Kirinskoye field, geological uncertainty, hydrodynamic modeling, production data, offshore of Sakhalin Island.