Специалисты «Газпромнефть- Заполярья» совместно с экспертами «Газпром нефти» сформировали портфель решений, делающих процесс добычи ТрИЗ эффективным в любых геологических условиях.
Чтобы максимально снизить риски и затраты, при строительстве скважин специалисты предприятия проводят комплексный, системный анализ результатов разведки и добычи, включая материалы лабораторных исследований керна и пластовых флюидов. Эффективность проекта на этапе строительства скважины во многом зависит от оптимального подбора технологических решений и программы исследований, определяемых геологическими задачами, что предполагает индивидуальный подход к каждой скважине. Специалисты проводят круглосуточный мониторинг и контроль качества поступающих данных, – по керну, опробованию пластов с отбором проб в пилотных стволах и достижению плановой проходки по коллектору, вовлечению всего разреза целевого интервала бурением горизонтальной секции, – и при необходимости вносят оперативные корректировки по мере получения новой геологической
информации в процессе бурения эксплуатационных скважин.
Остановимся подробнее на вызовах, с которыми пришлось столкнуться специалистам «Газпромнефть-Заполярья» при разработке Чаяндинского НГКМ – от геологоразведки до непосредственной добычи углеводородов – и методах, позволяющих оптимизировать производственные процессы.
Сложные геологические условия
Мониторинг добычного потенциала
Бурение горизонтальных эксплуатационных скважин в геологических условиях, осложненных наличием в разрезе интрузивных тел, а также разветвленной сетью разрывных нарушений, связано с существенными рисками катастрофических поглощений и вероятностью неконтролируемых газонефтеводопроявлений. Для их минимизации при планировании траектории каждой скважины уточняются границы интрузивных тел в районе бурения с учетом возможных погрешностей, а для пересекаемых разрывных нарушений оценивается давление их активации с использованием постоянно актуализируемой геомеханической модели месторождения.
Отложения продуктивных пластов представлены дельтовым
комплексом фаций, сформировавшихся в условиях
пролювиальных и приливно-отливных процессов, который
осложнен врезанными долинами. Отложения русловых
песчаников врезанных долин нарушают последовательность
дельтовых отложений, размывая их при своем формировании.
Они встречаются по разрезу хаотично, без тенденций
к прогнозированию, что существенно осложняет изучение
геологического строения
Высокая степень расчлененности и неоднородности продуктивных пластов в комплексе с малой плотностью фонда разведочных скважин и слабой корреляцией фильтрационно-емкостных свойств с данными сейсморазведочных работ в 3D приводит к объективно низкой прогнозной способности геологической модели. Поэтому при сопровождении бурения скважин в дополнение к геонавигации, оперативной интерпретации материалов геофизических исследований и обновлению геологической модели в «Газпромнефть-Заполярье» проводится оперативный мониторинг добычного потенциала скважины и эффективности выбранных на этапе планирования конструкции и схемы заканчивания. Также при существенном отличии разреза, вскрываемого в транспортной секции эксплуатационной скважины, от первоначального прогноза как в части структуры и рисков преждевременного обводнения, так и по фильтрационно-емкостным свойствам, назначение ствола корректируется на мини-пилотный, изучается весь разрез с последующим выбором оптимального интервала проводки горизонтальной скважины.
Комплексный анализ
Множественные процессы вторичных преобразований продуктивных коллекторов существенно расширяют спектр встречающихся в разрезе литотипов. Поэтому использование базовых методик существенно искажает результаты интерпретации данных геофизических исследований скважин и снижает достоверность прогноза добычных характеристик на основе геологического и гидродинамического моделирования. Для решения этой задачи на предприятии проводят комплексный анализ всех имеющихся материалов геофизических исследований, результатов гидродинамического каротажа и опробования пластов на кабеле, а также данных гидродинамических исследований и динамики работы ранее пробуренных скважин. Так, на первом этапе производится расчленение разреза по материалам ГИС на основании граничных значений, определенных по результатам исследований керна, с дальнейшей калибровкой петрофизических зависимостей с результатами ГДК/ОПК в пилотных стволах и ГДИС.
Сокращение сроков строительства скважин на этапе бурения
По мере накопления опыта бурения скважин в различных условиях, а также постоянной актуализации геомеханической и геологической моделей месторождения, специалисты «Газпромнефть‑Заполярья» успешно реализовали мероприятия, направленные на сокращение сроков и стоимости строительства скважин. К ним, в частности, относится отказ от крайней срезки на боковой ствол при бурении скважин по конструкции «фишбон», что позволило сократить время более чем на 18 часов, при этом все возложенные на скважину геологические задачи в части обеспечения охвата и добычного потенциала были полностью выполнены.
Еще одним эффективным методом стала практика отбора керна четырехсекционными керноотборными снарядами, позволяющая сократить количество спуско-подъемных операций и общего времени, затраченного на строительство.
Аналитический инструмент сопровождения бурения для сокращения затрат
В связи с тем, что из-за литологических и вторичных изменений ЧНГКМ, как и другие активы Восточной Сибири, отличается неоднородным геологическим разрезом и слабой предсказуемостью, перед специалистами стоит задача оперативной оценки достижения геологического потенциала и принятия решений в ходе бурения. Для этого был создан аналитический инструмент.
Он представляет собой блок-схему решений, которую применяют непосредственно в процессе бурения. Достижение потенциала оценивается с помощью заранее рассчитанного геологического потенциала для каждого сценария бурения, помогающего определить дебит скважины в зависимости от длины ГС и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта. Помимо оперативной оценки достижения геологического потенциала аналитический инструмент позволяет экономить время за счет упрощения процесса принятия решений и их согласования со всеми контрагентами (рис. 1).
Использование аналитического инструмента состоит из четырех этапов. На первом определяется набор геологических параметров, влияющих на стартовый дебит скважины, и диапазон их неопределенности. Технологические параметры при этом фиксированы. На втором этапе на секторной гидродинамической модели (ГДМ) проводятся многовариантные расчеты с целью оценки дебитов для всего возможного диапазона значений геологических параметров. На третьем этапе рассчитывается влияние каждого геологического параметра на дебит скважины. А на четвертом – создаются графики зависимости геологического параметра от дебита. Успешное применение аналитического инструмента можно рассмотреть на примере бурения скважины **26.
Изначальной конструкцией скважины был стандартный ГС 750 м с восходящим профилем. При достижении точки Т2 аналитический расчет показал значительное недостижение дебита в сравнении с плановым показателем. Для достижения запланированного дебита, принято решение о бурении бокового ствола с целью вовлечения ранее не дренируемых пропластков. Эти действия привели к вскрытию коллектора с высокими ФЕС, расчеты на инструменте показали достижение целевого дебита. В итоге в ходе ГДИ был получен дебит, заметно превысивший плановый.
Прогнозирование дебита
Из-за вторичных изменений (засолонения отложений) определить однозначную зависимость проницаемости от пористости не удалось (рис. 3), разброс значений Кпр при одном значении пористости может достигать 3 – 4 порядков.
Для решения задачи корректного прогнозирования дебитов использовали зависимость Кпр (Кп), полученную в результате адаптации гидродинамической модели к итоговым данным ГДИ. Зачастую адаптация гидродинамической модели проходит путем внесения в модель локальных множителей проницаемости или других параметров. Такой подход, несомненно, помогает корректно воспроизвести в ГДМ поведение фактических скважин, однако он не позволяет повысить прогнозную способность модели, поскольку не всегда есть однозначное представление о том, как именно распространять эти множители в неразбуренные участки пласта. Для подбора зависимости Кпр (Кп) производилась адаптация ГДМ к данным ГДИ с целью добиться максимально возможного совпадения расчетных дебитов с фактическими при максимальных режимах. Контроль скважин осуществлялся по фактическому Руст, VFP-таблицы построены индивидуально для каждой скважины по результатам адаптации моделей скважин к данным ГДИ. В ходе адаптации была подобрана зависимость Кпр (Кп), позволившая наилучшим образом воспроизвести фактические дебиты в ГДМ (рис. 4).
Как видно из рисунка 4, для большинства зон полученная зависимость позволила воспроизвести дебит и для новых скважин, пробуренных после ее получения. Таким образом, прогнозная способность модели подтвердилась фактом бурения.
Решение проблемы шероховатости
Помимо геологических неопределенностей, в ходе анализа были выявлены и технологические неопределенности. Наиболее важные из них – гидравлические потери в вертикальном стволе.
В ходе адаптации моделей скважин к результатам ГДИ было выявлено повышенное значение шероховатости стенок НКТ. Среднее значение шероховатости составляет около 0,25 мм, но по отдельным скважинам она превышает 0,7 мм. Наиболее вероятными причинами повышенной шероховатости в условиях Чаяндинского НГКМ являются: гидратообразование, налипание остатков бурового раствора на стенки НКТ и плохое состояние НКТ (ржавчина, механические неровности).
Как было отмечено выше, Чаяндинское НГКМ, как большинство месторождений Восточной Сибири, отличается аномально низкой пластовой температурой. Это приводит к тому, что по термобарическим условиям пласты уверенно находятся в зоне гидратообразования (рис. 5) для пресной воды. Хотя пластовая вода отличается высокой минерализацией и не приводит к образованию гидратов, в самом газе всегда присутствует некоторое количество водяного конденсата, который, выпадая из газа в ходе эксплуатации скважин, немедленно образует газогидраты.
В ходе ПГИ и видеокаротажа были обнаружены скопления остатков бурового раствора в горизонтальном стволе скважины. В ходе эксплуатации эти загрязнения выносятся восходящим потоком газа в НКТ и оседают на ее стенках, создавая тем самым дополнительную шероховатость.
Плохое состояние некоторых труб обусловлено хранением их на открытом воздухе и подтверждено визуальным осмотром. Согласно проведенным в последние годы исследованиям, при нахождении труб НКТ на открытом воздухе шероховатость увеличивается в 2–3 раза за год и до 5 раз за два года, что приводит к потере дебита до 20 %. По данным специалистов предприятия, средняя шероховатость 0,25 мм приводит к потере дебита в 20–30 % в сравнении с «чистыми» НКТ с шероховатостью 0,05 мм. Поэтому для прогноза дебита проектных скважин задают среднее по фактическому фонду значение шероховатости.
Для борьбы с загрязнением стенок НКТ рассматриваются различные варианты обработок.
В ходе отдельных проб кислотно-метанольным составом было отмечено уменьшение шероховатости до 5 раз с приростом дебита до 30 %.
Высокие потери при трении в вертикальном стволе также накладывают определенные ограничения на подходы к бурению и планированию траекторий скважин.
Так, в ходе анализа фактических и проектных скважин было выявлено, что увеличение длины НКТ на 500 м при прочих равных ведет к снижению дебита скважины до 7 %. В связи с этим при планировании траекторий скважин необходимо стремиться избегать неоправданного удлинения скважины, прежде всего скважин с азимутальным разворотом (рис. 6).
Вывод
Современная конъюнктура рынка, а также тенденция на усложнение структуры остаточных запасов диктует необходимость разработки новых и модернизации существующих технологических подходов к эксплуатационному бурению, которые позволят обеспечить экономическую эффективность добычи трудноизвлекаемых запасов. Сейчас на основании собственного и мирового опыта «Газпромнефть-Заполярьем» совместно с экспертами из «Газпром нефти» сформирован обширный портфель готовых технологических решений для различных геологических условий, успешно тиражируемый на новые активы компании. В качестве дальнейшего развития ведутся работы по автоматизации повседневных рутинных процессов, что в конечном итоге позволит повысить эффективность используемых ресурсов.
