В настоящее время во всем мире наблюдается возрастающий интерес к освоению трудноизвлекаемых и нетрадиционных ресурсов нефти и газа
 Скачать 401 Kb.
|
  В настоящее время во всем мире наблюдается возрастающий интерес к освоению трудноизвлекаемых и нетрадиционных ресурсов нефти и газа. Это связано не только с созданием эффективных технологий бурения скважин и нефтегазодобычи, но и с появлением мощных программно-алгоритмических комплексов, позволяющих осуществлять объемное моделирование природных объектов, учитывать изменчивость многих физических параметров пластов и более точно воспроизводить геологическое строение и гидродинамические модели отдельных месторождений. Значительную роль при разработке геолого-геофизических и математических моделей природных резервуаров нефти и газа играют феноменологические и холистические представления о сложных неравновесных системах, к которым можно отнести все месторождения как традиционных, так и нетрадиционных углеводородов (УВ). Даже при самом беглом взгляде на горные породы в обнажениях бросается в глаза их неоднородность и дискретность – горные породы сложены из отдельностей разного минерального и химического состава, которые обладают различными физическими свойствами и пронизаны по всему объему системой разномасштабных трещин. Несмотря на это, при геологическом и математическом моделировании природных резервуаров нефтегазовых месторождений исследователи традиционно опираются на представления, почерпнутые из механики сплошных сред. При этом несоответствие получаемых моделей реальным природным объектам, связано, в первую очередь, с тем, что при моделировании применяются законы механики сплошной среды к объектам, являющимся, по сути, дискретными и обладающими внутренней иерархией и определенной структурной организацией, что позволяет проявлять таким сложным неравновесным системам совсем иные свойства. Использование основных положений феноменологии и статистической теории сложных систем показывает, что иерархическая самоподобная (фрактальная) структура представляет одну из универсальных особенностей строения сложных систем в физике, биологии, геологии, сейсмологии, генетике, экономике, социологии и других областях науки [1]. Изучение распределения по иерархическим уровням свидетельствует о том, что эволюция сложных разветвленных самоподобных систем, таких как продуктивный трещиноватый пласт, раздробленный на многочисленные блоки разномасштабными трещинами, сводится к аномальной диффузии в ультраметрическом пространстве иерархической системы [4]. Основная особенность структуры таких самоподобных систем связана с определенным набором иерархических ансамблей и подсистем, которые определяются понятием сложности системы (С), характеризующей по аналогии с энтропией беспорядок иерархических связей, поэтому в процессе их эволюции распределение вероятности (pi) возникновения разномасштабных трещин (εi) в горных породах принимает степенную форму закона Парето c положительными константами С, τ: pi = C· εi –τ Необходимо отметить, что степенное распределение суммарной накопленной добычи нефти и первоначальных дебитов скважин в соответствии с законом Парето характерно для многих залежей УВ, связанных с терригенными и карбонатными коллекторами и было установлено нами на всех исследованных месторождениях Тимано-Печорской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций 4, в дальнейшем такое распределение скважин было обнаружено на нефтяных месторождениях Волго-Уральской провинции и нефтегазоконденсатных месторождениях Восточной Сибири и Днепровско-Донецкой впадины. В соответствии с законом Парето распределяются также добывающие скважины в известном угольном бассейне Сан-Хуан (США), пробуренные для добычи угольного метана, добывающие скважины в породах фундамента (гранитоидах и гранитах) в пределах уникального нефтяного месторождения «Белый Тигр» (Вьетнам) и Ярегского месторождения тяжелой высоковязкой нефти (Республика Коми, Россия) разрабатываемого шахтным способом. Исследования, проведенные на многих нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях в России и за рубежом, показывают, что разномасштабные трещины горных пород разделяют продуктивные породы на блоки различных размеров, которые образуют сложную самоподобную структуру, поведение которой описывается общим универсальным законом Парето. Для моделирования трещиноватых УВ резервуаров была разработана и запатентована холистическая самоподобная (фрактальная) модель, которая отражает выявленные в процессе исследований закономерности распределения блоков пород разных размеров в соответствии с законом Парето (Рис.1). При этом проницаемость трещин, разделяющих эти разномасштабные блоки, изменяется также в установленных соотношениях соответствующих закону Парето. Например, если проницаемость самой крупной трещины первого иерархического уровня (жирная черная линия в центре модели) равна 10 мкм2, то проницаемость трещин последнего десятого иерархического уровня, которые ограничивают самые крайние блоки, составит всего 0,132 мкм2, что в реальной ситуации может соответствовать матричной проницаемости продуктивного пласта в самом блоке. Таким образом, иерархическая система трещин при таком соотношении проницаемости трещин и пор матрицы коллектора на последнем уровне начинает вырождаться, так как проницаемость трещин совпадает с проницаемостью пор и выделение более мелких трещин теряет всякий смысл. Площадную и послойную пористость и проницаемость матрицы продуктивных коллекторов и другие параметры в самих блоках, при использовании данной модели на практике, можно не изменять, используя традиционные базы данных и приемы тензорного осреднения в ячеистых моделях, используемых в настоящее время во всех симуляторах (Eclipce, Tempest и др.).  Рисунок 1. Блочная холистическая модель продуктивных коллекторов с иерархией разномасштабных трещин и матричных блоков, предлагаемая для моделирования разработки залежей нефти и газа Предлагаемая модель позволяет получать в процессе гидродинамических расчетов все три типа кривых падения дебитов скважин в соответствии с законом Арпса, что способствует более точному математическому и гидродинамическому моделированию процесса разработки залежей, а также дает возможность использовать ее совместно с данными интерпретации 3Д сейсморазведки для обосновании траектории бурения горизонтальных скважин. В последние годы горизонтальное бурение стало довольно хорошо освоенной и стандартной технологией, направленной на увеличение нефтегазоотдачи при разработке залежей нефти и газа, связанных с трещиноватыми коллекторами не только в США, но и вдругих странах. Несмотря на применение современных технологий для добычи нефти из плотных коллекторов и сланцев, проведенный различными исследователями анализ добывных возможностей горизонтальных скважин показывает значительную их изменчивость. Даже в пределах тренда меловых отложений Остин Чок в Южном Техасе, имеющего огромные размеры, многие скважины не продемонстрировали достаточной продуктивности, чтобы сделать горизонтальное бурение рентабельным 3. Здесь величина притока пластового флюида при вскрытии пласта горизонтальной скважиной в значительной степени зависит от количества трещин и их раскрытости. В связи с этим, при обосновании оптимальных участков для бурения горизонтальных скважин необходимо учитывать данные сейсмических исследований, опыт эксплуатации вертикальных скважин, гидродинамические параметры продуктивных пластов и, что самое главное, знать закономерности распространения зон трещиноватости в нефтегазоносных породах. Ниже приведены результаты бурения горизонтальной скважины Wilmes # 1 Н на продуктивные отложения Буда в округе FRIO на месторождении Пирсолл. Строительство этой скважины было начато в июне 2014 года. Бурение вертикального ствола скважины производили по обычной технологии. Однако было принято решение продуктивную часть разреза вскрывать открытым горизонтальным стволом, бурение которого производить на депрессии с использованием технологии UBD. При этом использовалась специальная конструкция скважины со спуском в вертикальный ствол специального устройства (DDV). В качестве промывочной жидкости для реализации технологии UBD использовалась сырая нефть формации Буда, которая насыщалась азотом, подаваемым из азотной компрессорной установки. Устройство DDV позволяло контролировать забойное давление и осуществлять вскрытие продуктивного пласта на депрессии. Такая технология бурения горизонтального ствола в известняке Буда, залегающего на глубине около 2500 метров, вполне себя оправдала. Уже после бурения первых 30 метров горизонтального ствола, скважина начала фонтанировать с вступительным дебитом до 1000 баррелей в сутки и газовым фактором более 1,6 млн. куб. футов. Во избежание возникновения аварии на скважине было принято решение остановить бурение и перевести ее в пробную эксплуатацию, для снижения пластового давления. В процессе пробной эксплуатации из скважины было отобрано несколько тысяч баррелей нефти, а также проведена переинтерпретация 3Д сейсмических данных по специальной технологии OPPtimal для выделения субвертикальных трещинных зон. Результаты переинтерпретации сейсмических данных приведены на рис.2.  Рисунок 2. Пример выделения субвертикальных зон трещиноватости (отмечены черным цветом) с использованием одного из методов F1a-FN (high resolution, low+high confidence) по технологии OPPtimal. На рис 2. видно, что траектория проектного горизонтального ствола (синяя линия) пересекает сразу несколько трещинных зон, выделенных с использованием метода F1a-FN (high resolution, low+high confidence). Аналогичные трещинные зоны были установлены с использованием других методов переинтерпретации сейсмических данных: F2a-FN (high resolution, low+high confidence) и F3a-FN (high resolution, low+high confidence). Технология OPPtimal для выделения трещинных зон по данным 3Д сейсморазведки с применением различных сейсмических атрибутов детально описана в работе [2]. В процессе анализа полученных сейсмических данных было установлено, что после бурения 30 метров горизонтального ствола скважина пересекла первую на своем пути трещинную зону и начала активно фонтанировать. Использование полученных результатов переинтерпретации сейсмики позволило оперетивно изменить траекторию горизонтального ствола так, чтобы скважина была теснее сопряжена с трещинными зонами, выделенными разными методами с использованием 32 сейсмических атрибутов. На рисунке 3 показана новая траектория бурения горизонтального ствола (зеленая изогнутая линия), намеченная с учетом данных OPPtimal.  Рисунок 3. Измененная траектория горизонтального ствола (показана зеленым цветом) для большего пересечения трещинных зон, выделенных методом F3a-FN (high resolution, low+high confidence) по технологии OPPtimal. Бурение горизонтального ствола скважины Wilmes # 1 Н по новой траектории было продолжено в апреле 2015 года и завершено 14 мая 2015 года. В процессе бурения горизонтального ствола скважины Wilmes # 1 Н при прохождении трещинных зон постоянно наблюдались интенсивные нефтегазопроявления, из за чего бурение приходилось неоднократно останавливать и глушить скважину соленой водой. После завершения бурения дебит скважины по жидкости составил более 800 баррелей, а по газу более 1,6 млн. куб. футов. Таким образом, использование новой математической и гидродинамической модели плотного карбонатного резервуара, а также применение современных инновационных технологий горизонтального бурения и интерпретации 3Д сейсморазведки полностью себя оправдало на таком сложном и непредсказуемом нефтегазоносном объекте как известняк Буда, который представлен плотными трещинными коллекторами с величиной пористости не более 6%. Полученные результаты планируется использовать не только при бурении новых скважин на низкопоровые карбонатные резервуары Остин Чок и Буда в Южном Техасе, но и на аналогичных месторождениях в плотных карбонатных и терригенных коллекторах в России и в других странах. Список литературы:
 7th Saint Petersburg International Conference & Exhibition – Understanding the Harmony of the Earth’s Resources through Integration of Geosciences Saint Petersburg, Russia, 11-14 April 2016 |