Регламент по созданию постоянно действующих геологотехнологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений Оценка качества запасов на основе анализа геологических неопределенностей Самотлорского месторождения
 Скачать 1.34 Mb.
|
|
Запасы нефти Самотлор – одно из крупнейших месторождений в мире с начальными запасами нефти промышленных категорий 6,5 млрд тонн (по последней оценке 1987 г.), было открыто в 1965 г. Залежи на глубине 1,6-2,4 км. Начальный дебит скважин 47-200 т/сут. Плотность нефти 0,85 г/см3, содержание S 0,68-0,86%. Центр добычи - г. Нижневартовск. Промышленное освоение Самотлора началось в 1969 г. На месторождении за это время было пробурено 16700 скважин. Из недр Самотлора уже получено более 2,7 млрд тонн нефти. В 1981 г. из недр Самотлора добыли первый миллиард тонн нефти, в 1986 - второй. Самый перспективный участок на Самотлоре - Усть-Вах, там отобрано всего лишь 4,8% нефти. Длительное время Усть-Вахская площадь 20 Самотлорского месторождения была для нефтяников недоступна, но весьма заманчива. По данным геологоразведки здесь хранятся десятки миллионов тонн нефти. [17] В апреле 2005 г. по подводному напорному трубопроводу с Усть-Ваха поступили первые 85 тонн чистой нефти. Обводненность сырья составляет всего несколько процентов. Для сохранения природного баланса и полной безопасности производственного процесса в проекте освоения использованы самые современные экологосберегающие технологии. Предусмотрен безамбарный метод бурения. На левом берегу Ваха из-за особенностей территории не будет хранилищ нефти. Обеспечена безопасная высота отсыпки дорог, кустовых оснований и инженерных сооружений. На территории построено около 7 км дорог, запланировано возведение мостов с общей длиной переходов более 300 м. В 2005 г. инвестиции могут составить $100 млн. Другой перспективный проект - БВ8(0). В 2005 г. началось бурение горизонтальных скважин по пласту БВ8(0), эффективность таких скважин составляет 850-1100 тонн на скважину. Это самые высокие дебиты за последние 20 лет. Большие надежды в "ТНК-ВР" связывают с эксплуатацией объекта AB1- 21 "Рябчик". Пласт "Рябчик" представляет мощный (от 8-12 м в среднем, до 16 м на отдельных участках) нефтенасыщенный пласт, сложенный тонким чередованием песчаников, алевролитов и глин. Проницаемость его очень низкая. Только с помощью гидроразрыва пласта появилась возможность добывать нефть из этого объекта. О том, что там сосредоточены значительные запасы было известно давно, но разработка стала возможной только недавно с появлением новых технологий. На "Рябчике" в настоящее время идет успешная добыча возвратным фондом скважин с применением ГРП.[11] В перспективе за счет применения передовых технологий планируется также добывать высоковязкую нефть в сеноманских отложениях, запасы которой составляют 57 млн тонн. Наибольший объём добычи нефти в России сегодня приходится на Самотлорское месторождение - 24625,4 тыс. т, 26,4 процента всей накопленной добычи нефти на территории Югры. Сейчас на территории Западной Сибири добывается 70% российской нефти. Суммарные запасы нефти и газа на севере Западной Сибири составляют более четверти мировых запасов и позволят Западносибирской нефтегазовой провинции ещё несколько десятков лет оставаться не только ведущим регионом в российской нефтегазодобывающей отрасли, но и в целом экономике всей страны. В доходную базу федерального бюджета России от топливно-энергетического комплекса Западной Сибири поступает более 40% налоговых платежей. Из оставшегося в пласте одного миллиарда тонн нефти примерно 70% относится к категории трудноизвлекаемых. Необходима программа полной замены оборудования, для того чтобы добраться до нефти находящийся на большой глубине залегания. Сегодня Самотлор – это треть Югорской нефти Оценка качества запасов на основе анализа геологических неопределенностей Самотлорского месторождения 2.1 Текущее состояние разработки месторождения АО «Самотлорнефтегаз» – одно из крупнейших добывающих предприятий НК «Роснефть», которое ведет разработку Самотлорского месторождения. За 50 лет эксплуатации накопленная добыча Самотлора превысила 2,7 млрд тонн нефти. Остаточные извлекаемые запасы месторождения составляют порядка 1 млрд тонн нефти и конденсата. Это сложноизвлекаемые запасы, добыча которых требует применения современных технологий. «Самотлорнефтегаз» ведет разработку на площади около 2500 кв км. На месторождении более 8,9 тыс. добывающих и 3,9 тыс. нагнетательных скважин, оснащенных новейшим высокотехнологичным оборудованием. АО «Самотлорнефтегаз», дочернее общество НК «Роснефть», при вводе в эксплуатацию на Самотлорском месторождении двух новых горизонтальных скважин получило из залежи пласта БВ8 (1-3) приток нефти с суммарным дебитом 880 т/сут при обводненности не более 5%. Обе скважины выполнены без гидравлического разрыва пласта. Последний раз столь высокие значения фиксировались на Самотлорском месторождении восемь лет назад при разбуривании Усть-Вахской площади. Перспективная залежь пласта БВ8 (1-3) выявлена по результатам сейсмических и геофизических исследований, а также подтверждена зарезкой бокового ствола. Ниже приведен расчет дебита эксплуатационных скважин нефтяной залежи, форма которой схематизируется кольцом: Исходные данные: Радиус приведенного контура питания R0 =4600 м; радиусы эксплуатационных рядов: R1= 2260 м; R2= 1870 м; R3= 1550 м; число скважин в рядах: n1=33; n2=22; n3=9; радиус скважины rc=0,1 м; мощность пласта h=7 м; вязкость нефти  ; давление на контуре области питания Pk=14 МПа; забойное давление в скважинах Pзаб=11 Мпа; проницаемость k = 0,9*10-12 м2  (1.1) (1.2) (1.3)    Откуда  Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. Во время геологических исследований рассматривались многочисленные источники неопределённости, имеющиеся в измерениях и обработке. Неопределённость начинается с погрешностей при измерениях. Затем следуют явные или неявные неопределённости моделей, используемых при обработке. При создании численных моделей недр одновременно используются моделирование, калибровка, оптимизация и интерпретация, на основании моделей принимаются решения. Также обсуждается оценка рисков, связанных с неопределённостями, при обновлении геологических и гидродинамических моделей. Для построения детерминированных моделей необходимо большое количество данных и большая точность определения коллекторских свойств пород. В отсутствие таких данных и при наличии сведений о закономерностях распределения ФЕС в объеме резервуара целесообразно использовать стохастические модели залежи. Модели подразделяются на двухмерные, псевдотрехмерные и трехмерные. Двухмерная модель представляет собой обычную карту в изолиниях, либо цифровое поле признака. Псевдотрехмерная модель представляет собой набор двухмерных моделей, каждая из которых соответствует заранее выделенному слою в разрезе объекта разработки. Трехмерная модель представляет собой объемное поле в координатах X, Y, Z, каждая ячейка которого характеризуется значениями фильтрационно-емкостных свойств пород. Методика и результаты обработки и интерпретации сейсмических данных. В случае, если обработка и интерпретация сейсмических данных выполнялись в рамках отдельных работ, эти вопросы излагаются в сокращенной форме со ссылками на соответствующие отчеты геофизических организаций. Основное внимание в этом случае уделяется достоверности структурных построений и прогноза коллекторских свойств в межскважинном пространстве. Методика и результаты обработки сейсмических данных. В краткой форме излагаются сведения о методике полевых работ, объемах обработки, технических средствах, технологии обработки, результатах обработки со ссылками на соответствующие отчеты. Указывается система координат, в которой представлены сейсмические данные, перечень технических и программных средств, посредством которых выполнялась обработка. Отмечаются особенности условий наблюдений и их учет при обработке данных ("сшивка" сейсмических кубов, влияние многолетнемерзлых пород). Дается краткая оценка результатов работ с позиций возможностей решения стоящих геологических задач (выделение и картирование нарушений, прослеживание горизонтов, учет газовых шапок, анализ амплитуд). Приводится схема кратности сейсмических наблюдений. Методика и результаты интерпретации сейсмических данных. Приводятся сведения о качестве и количестве исходного геолого-геофизического материала, на основе которого выполнялась интерпретация (количество скважин, в том числе с АК и ГГК, ВСП, ССК, погонных километров профилей сейсморазведки 2D, квадратных километров 3D). В случае наличия материалов разных лет, различного качества и методов обработки, сообщаются сведения о технологии совместного анализа данных. Излагаются результаты интерпретации данных скважинной сейсморазведки (ВСП, МПГС). Дается краткая характеристика используемым при интерпретации техническим и программным средствам. Излагается методика получения дополнительных сейсмических параметров (ПАК, скоростей, фаз, когерентности). На основе данных ВСП, проведения математического сейсмомоделирования обосновывается стратиграфическое соответствие между сейсмическими и геологическими горизонтами. При этом затрагиваются вопросы построения скоростной и плотностной моделей разреза. Освещаются вопросы прослеживания сейсмических горизонтов, выделения нарушений, сейсмических аномалий с учетом неоднородностей ВЧР, наличия газовых шапок. Излагается методика построения карт сейсмических атрибутов (углов наклона, амплитуд, изохрон, временных толщин). Обосновываются способы построения карт скоростей и структурных карт, обеспечивающие оптимальное использование данных бурения о глубинах границ, сведений о стратиграфической привязке и скоростях распространения сейсмических волн. Специальное место уделяется вопросу картирования и учета при построении карт сейсмических параметров и структурных построениях тектонических нарушений. При анализе рисунка волнового поля выполняется сейсмостратиграфический, структурно-формационный и сейсмофациальный анализ. При интерпретации данных сейсморазведки с целью прогноза геологического разреза приводятся следующие сведения: - информативные сейсмические и сейсмогеологические параметры, на основе которых выполнялся прогноз; - вертикальная и латеральная разрешающая способность прогноза; - обоснование выбора временных окон для оценки параметров горизонтов; - методика количественной оценки ФЕС. Завершается раздел оценкой достоверности структурных построений и прогноза коллекторских свойств в межскважинном пространстве. Приводятся кросс-плоты связей сейсмических параметров и данных бурения. Дается количественная оценка тесноты связей и погрешностей зависимостей. При изложении вопросов обработки и интерпретации сейсмических материалов необходимо учитывать действующие инструкции по сейсморазведке. Если построение модели выполнялось ранее, дается краткое сравнение полученных результатов с результатами работ прошлых лет: изменение объемов сейсмических работ, изменение привязки, корректировка зависимостей, повышение точности построений и прогноза ФЕС. Рекомендуется, чтобы плотность разведочных скважин с полным комплексом ГИС и проведением АК и ГГК для достоверного прогноза структурного плана пластов и их фильтрационно-емкостных свойств по данным сейсморазведки была не ниже, чем 1 скважина на 8-10 кв. км 3D. Рекомендуется выполнение ВСП во всех поисковых и в 1-2 разведочных скважинах, на крупных месторождениях сложного строения - в 3-4 скважинах. Методика и результаты интерпретации данных керна и ГИС. В случае, если интерпретация данных ГИС выполнялась в рамках отдельных работ, эти вопросы излагаются в сокращенной форме со ссылками на соответствующие отчеты геофизических организаций и протоколы их рассмотрения. Комплекс ГИС, качество исследований. Описывается комплекс ГИС. Приводится объем проведенных исследований продуктивных отложений, представленный в табличной форме по всем разведочным скважинам и в обобщенном статистическом виде по отдельным методам по эксплуатационным скважинам. Анализируются причины недовыполнения комплекса. Описывается технология проведения геофизических исследований, технические и аппаратурные средства. Дается оценка качества геофизических исследований и оценивается эффективность комплекса ГИС для конкретных геологических условий. Объем выполненных ГИС должен быть не меньшим, чем предусмотрено действующими обязательными комплексами геофизических исследований нефтегазовых скважин, а также правилами геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. Петрофизическое обоснование методики интерпретации. Приводится петрофизическое обоснование комплексной интерпретации материалов ГИС. Дается литолого-петрографическая характеристика коллекторов продуктивных горизонтов. Кратко упоминаются методики определения петрофизических параметров. Дается петрофизическая характеристика коллекторов в виде статистических распределений параметров и в табличной форме в виде диапазонов изменения и средних значений параметров - коэффициентов открытой пористости, остаточной водонасыщенности и нефтенасыщенности, абсолютной проницаемости, глинистости, плотности и пр. Приводятся зависимости между основными петрофизическими параметрами в виде рисунков и в табличной форме с указанием уравнений регрессии и коэффициентов корреляции или корреляционных отношений. Описываются модели коллекторов основных продуктивных горизонтов. Приводится обоснование нижних пределов параметров коллекторов. По керну, извлеченному из скважин, пробуренных на РНО или каком-либо другом растворе с нефильтрующейся основой, приводится величина остаточной водонасыщенности, наиболее достоверно характеризующая коллекторы с разными ФЕС из зоны предельного нефтенасыщения. Петрофизическое обоснование методики интерпретации. Приводится петрофизическое обоснование комплексной интерпретации материалов ГИС. Дается литолого-петрографическая характеристика коллекторов продуктивных горизонтов. Кратко упоминаются методики определения петрофизических параметров. Дается петрофизическая характеристика коллекторов в виде статистических распределений параметров и в табличной форме в виде диапазонов изменения и средних значений параметров - коэффициентов открытой пористости, остаточной водонасыщенности и нефтенасыщенности, абсолютной проницаемости, глинистости, плотности и пр. Приводятся зависимости между основными петрофизическими параметрами в виде рисунков и в табличной форме с указанием уравнений регрессии и коэффициентов корреляции или корреляционных отношений. Описываются модели коллекторов основных продуктивных горизонтов. Приводится обоснование нижних пределов параметров коллекторов. По керну, извлеченному из скважин, пробуренных на РНО или каком-либо другом растворе с нефильтрующейся основой, приводится величина остаточной водонасыщенности, наиболее достоверно характеризующая коллекторы с разными ФЕС из зоны предельного нефтенасыщения. Оценка геофизических параметров и коллекторских свойств. Излагается методика и алгоритмы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин. Описывается предварительная обработка материалов ГИС: выделение опорных пластов, статистическая эталонировка показаний, расчет относительных амплитуд и т.п. Приводятся критерии литологического расчленения разреза, выделения коллекторов, оценки эффективных толщин. Описываются методики определения граничных и критических значений геофизических и петрофизических параметров, оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов - пористости, нефтенасыщенности, газонасыщенности, проницаемости, глинистости, остаточной нефте- и водонасыщенности. Определение флюидных контактов. Приводится обоснование положения контактов нефть-вода (ВНК), газ-нефть (ГНК) и газ-вода (ГВК) для каждой залежи. Дается определение понятия ВНК и ГНК, переходных зон, уровня зеркала чистой воды. Обосновывается выбор скважин для установления положения контактов. В табличной форме приводятся интервалы опробования скважин, условия и результаты опробования, границы коллекторов в интервале испытания по данным ГИС. Приводятся профили по разрезам скважин, вскрывших контакты. Устанавливаются границы изменения положения контактов. Дается объяснение технических, инструментальных, литологических или геологических причин колебаний положения контактов в скважинах. По результатам интерпретации ГИС, испытаний и детальной корреляции составляются схемы обоснования флюидных контактов для залежей продуктивных пластов месторождения. Формируются модели переходных зон для контактов нефть-вода, газ-нефть, газ-вода по каждой залежи. Предпочтительно использовать, как основу для построения моделей переходных зон, данные керна (капиллярометрия), ГИС и установленные положения контактов. При необходимости следует учитывать структуру переходной зоны посредством расчетов фазового равновесия нефть-вода, газ-нефть, газ-вода в гравитационном поле с учетом капиллярных сил и физико-химических свойств флюидов. Модели переходных зон представляются в виде палеток изменения нефте- и газонасыщенности коллекторов с разными ФЕС по вертикали. |