Уточнение геолого-промысловых моделей залежей нефти и газа при разработке месторождений (на примере сургутского и красноленинского нгр )
На правах рукописи
КОТОВ ВЯЧЕСЛАВ СЕРГЕЕВИЧ
Уточнение геолого-промысловых моделей залежей нефти и газа при разработке месторождений
(на примере Сургутского и Красноленинского НГР)
Специальность 25.00.12 – Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений
Автореферат
диссертации на соискание учёной степени
кандидата геолого-минералогических наук
Тюмень – 2010
Работа выполнена в «Тюменском государственном нефтегазовом университете» (ТюмГНГУ)
Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,
профессор Попов Иван Павлович
ТюмГНГУ
Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,
профессор Ягафаров Алик Каюмович
ТюмГНГУ
кандидат геолого-минералогических наук Аржиловская Наталья Георгиевна
ООО «КогалымНИПИнефть» г.Тюмень
Ведущая организация: ФГУП ЗапСибНИИГГ г.Тюмень.
Защита состоится 17 июня 2010 года в 14-00 часов на заседании диссертационного совета Д212.273.05 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г.Тюмень, ул.Володарского, 56, Институт геологии и геоинформатики, ауд. 113.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ г.Тюмень по адресу: 625039, г.Тюмень, ул.Мельникайте, 72.
Отзывы, заверенные печатью учреждения в 2-х экземплярах, просим направлять по адресу: 625000, г.Тюмень, ул.Володарского 56, учёному секретарю диссертационного совета. Факс – 8 (3452) 46-30-10.
e-mail: [email protected], e-mail: [email protected]
Автореферат разослан 15 мая 2010 года.
Учёный секретарь диссертационного совета,
кандидат геолого-минералогических наук, доцент Т.В.Семёнова
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность исследований
Многолетнее освоение нефтяных и нефтегазовых ресурсов в Среднем Приобье Западной Сибири привело к резкому ухудшению структуры остаточных запасов. Преодоление или замедление снижения объёмов добычи связано с необходимостью широкого применения геолого-технических мероприятий (ГТМ), практической целью которых является освоение (иногда «точечное») не вовлечённых в разработку остаточных запасов путём зарезки боковых стволов, применения потокоотклоняющих технологий и других методов, а также совершенствования технологий вскрытия и освоения скважин.
Всё это невозможно без более детального изучения действующих месторождений путём создания цифровых геолого-технологических моделей, позволяющих объективно прогнозировать морфологию коллекторов, их петрофизические и гидродинамические параметры в межскважинном пространстве. Устойчивость, а значит и достоверность, любой модели невозможна без использования всей совокупности методов геологической интерпретации промыслового объекта, а именно: седиментационного и литолого-фациального анализа, метода палеогеографических реконструкций, учёта вторичных процессов, контролирующих текущие петрофизические свойства коллекторов, и др. При всей традиционности эффективного применения методов на месторождениях Западной Сибири до сих пор не выработаны воспроизводимые методики их формализации для последующего использования в моделировании. Данная работа является попыткой решения ряда конкретных задач на пути создания цифровых моделей с использованием всех перечисленных выше знаний о месторождениях с учётом фактической промысловой информации по всему фонду скважин в режиме времени, близком к реальному.
Цель работы:
Уточнение геолого-промысловых моделей (ГПМ) разрабатываемых залежей с различными промысловыми, литолого-фациальными характеристиками. Выделение на их основе перспективных нефтегазоносных зон, не вовлечённых в разработку, проектирование и сопровождение проведения ГТМ, а также последующая оценка их эффективности.
Основные задачи исследований:
- Разработка новой методики определения гидродинамической связи между скважинами и её количественная оценка.
- Обоснование метода корректировки данных инклинометрии скважин.
- Создание ГПМ залежей на основе комплексных исследований их геологического строения, истории разработки месторождений и текущих промыслово-геофизических параметров с применением метода оперативного геолого-промыслового моделирования.
- Обоснование рекомендаций по повышению нефтеотдачи разрабатываемых месторождений на базе созданных цифровых моделей.
Методами решения поставленных задач являются прямые лабораторные, промыслово-геофизические, сейсмические, геохимические, гидродинамические, геолого-промысловые методы исследования, детерминистские и стохастические методы моделирования, а также анализ динамики технологических показателей разработки месторождений.
Научная новизна:
- Обоснование метода оперативного геолого-промыслового моделирования залежей нефти.
- Создание методики оценки гидродинамической связи между скважинами и оценки пьезопроводности коллекторов с трещинной ёмкостью на основе использования наблюдаемых параметров работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) в ближайшем окружении.
- Разработка метода корректировки данных инклинометрии.
- Уточнение метода поиска не вовлечённых в разработку участков (на примере коллекторов с низкими ФЕС пласта АС7 Вачимского месторождения).
Основные защищаемые положения:
- Метод оперативного геолого-промыслового моделирования залежей нефти позволяет уточнять геологические модели пластов АС82 и АС9 Комарьинского, АС8 и АС9 Вачимского, АС7 и АС9 Быстринского месторождений, а также объекта ТК Рогожниковского месторождения;
- Разработанный метод корректировки данных инклинометрии скважин повышает достоверность геолого-промысловых моделей.
- Предложенная методика проведения гидропрослушивания позволяет установить гидродинамическую связь между скважинами и количественно оценить пьезопроводность.
- Уточнение метода поиска подвижных не вовлечённых в разработку участков с низкими ФЕС пласта АС7 Вачимского месторождения позволяет проектировать эффективные ГТМ и повышать коэффициент извлечения нефти.
Личный вклад: разработка метода обработки данных инклинометрии скважин в целях уточнения координат пластопересечений, обоснование новой методики проведения гидропрослушивания, создание цифровых моделей рассмотренных в работе месторождений, планирование ГТМ по повышению нефтеотдачи и их сопровождение в период внедрения. Автором впервые создана концепция оперативного геолого-промыслового моделирования, применяемого для обоснования эксплуатационного бурения скважин Комарьинского (пласт АС82) и Рогожниковского (объект ТК) месторождений, Таплорской площади (пласт АС9) Вачимского месторождения, а также при проектировании ГТМ на объекты Вачимского (АС7, АС8, АС9, ЮС2), Быстринского (АС7, АС8, АС9, БС1, БС16-17, БС18-20, ЮС2), Рогожниковского (объект ТК), Северо-Юрьевского (ЮС1) и Комарьинского (АС82 и АС9) месторождений.
Практическая значимость:
- Уточнение геологических моделей и площадей нефтеносности объектов разработки Быстринского, Вачимского, Комарьинского и Рогожниковского
месторождений на основе реализации предложенных методик.
- Проектирование мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов, их внедрение и сопровождение в процессе проведения ГТМ, а также анализ эффективности по предложенным автором методикам.
Результаты, полученные в диссертации, могут быть использованы специалистами научно-исследовательских и проектных институтов, работниками производственных объединений при геолого-промысловом изучении залежей, а также в учебном процессе нефтегазовых вузов страны.
Апробация работы
Материалы, положенные в основу настоящей работы, обсуждались на XXVII, XXVIII, XXIX и XXX научно-технических конференциях ОАО «Сургутнефтегаз» в 2007, 2008, 2009 и 2010 гг. (г.Сургут); VIII, IX, X конкурсах «Золотое будущее Югры» в номинации «Молодой учёный Югры» в 2007, 2008, 2009 гг. (г.Сургут, г.ХантыМансийск); IX конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории ХМАО-Югры в 2009г. (г.Ханты-Мансийск); конференции студенческой академии наук ТюмГНГУ в 2008 году (г.Тюмень).
По теме диссертации опубликовано 5 работ, в том числе одна в журнале «Известия ВУЗов. Нефть и газ», поименованного в списке ВАК РФ.
Фактический материал
В основу диссертационной работы положены результаты участия в промысловых экспериментах, освоении месторождений и обосновании ГТМ. Автором использованы геолого-геофизические данные ОАО «Сургутнефтегаз» по 32970 скважинам 20 разрабатываемых месторождений. Непосредственно геолого-промысловое моделирование осуществлялось по 5 разрабатываемым месторождениям с общим фондом 4086 скважин. Обработка данных инклинометрии произведена в 435 скважинах. Метод гидропрослушивания опробован в 250 скважинах при проведении свыше 400 операций ГРП.
Структура и объём работы, персоналии
Работа состоит из введения, 4 глав и заключения объёмом в 147 страниц. Она включает 63 рисунка и 3 таблицы. Список литературных источников насчитывает 132 ссылки. Общий объём рукописи 157 страниц.
Диссертационная работа выполнена под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора кафедры промысловой геологии ТюмГНГУ И.П.Попова, которому автор выражает свою искреннюю признательность за постоянное внимание к представленной работе.
Автор выражает искреннюю благодарность В.В.Кулявцеву, к.г.м.н. Т.А.Коровиной, Р.А.Ходченко, к.г.-м.н. Е.В.Николаевой, А.Н.Шупте, д.г.м.н. профессору А.М.Волкову, доценту Т.П.Усенко, К.А.Костеневич, к.ф.м.н. В.А.Белкиной, д.г.м.н. профессору Г.П.Мясниковой, А.П.Кондакову, д.г.м.н. профессору В.К.Федорцову, а также светлой памяти д.г.м.н. профессору В.Г.Каналину за ценные советы, консультации и обсуждение в разное время результатов исследований, критические замечания по работе.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ РАЙОНА ИССЛЕДОВАНИЙ
В работе изучаются залежи АС7, АС8, АС9, БС1, БС16-17, БС18-20, ЮС2 Быстринского; АС7, АС8, АС9, ЮС2 Вачимского; ЮС1 и ЮС2 Северо-Юрьевского; АС82 АС9 Комарьинского месторождений, расположенных в пределах Сургутского НГР Среднеобской нефтегазоносной области, а также объекты пермо-триаса Рогожниковского месторождения Красноленинского НГР Фроловской нефтегазоносной области, разработка которых осуществляется НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз».
2. СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ СОЗДАНИЯ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТРЁХМЕРНЫХ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ МОДЕЛЕЙ
Седиментационные модели залежей месторождений Среднего Приобья созданы давно, но их практическая реализация в цифровом виде с использованием математических методов моделирования применяется довольно редко. Значительный вклад в формирование концептуальных моделей залежей нефти и газа Западной Сибири внесли работы Ю.В. Брадучана, А.В. Гольберта, Ю.Н. Карогодина, А.А. Нежданова, И.И. Нестерова, Н.Н. Ростовцева, В.И. Шпильмана и многих других.
Анализ действующих цифровых моделей показал отсутствие учёта седиментационных условий формирования залежей и, следовательно, некорректное распределение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в различных комплексах отложений единой палеофациальной обстановки. Формальный подход к седиментационным моделям пластов отрицательно сказался на проектировании и разработке отдельных залежей продуктивных объектов АС82 и АС9 Комарьинского, АС8 Вачимского, ЮС1 и ЮС2 Северо-Юрьевского месторождений. Подобное отношение к составлению принципиальных моделей залежей приводит к подмене этапа литофациального моделирования построением куба «коллектор-неколлектор».
Так, анализ карты эффективных толщин объекта АС8 Вачимского месторождения свидетельствует об отсутствии учёта седиментационной модели пласта, и поэтому повышенные эффективные толщины сохраняются лишь в пределах залежей и отсутствуют между локальными структурами. На севере Куншанской площади данного месторождения автор выделил единое русловое тело, протягивающееся с востока на запад и прослеживающееся на Таплорской площади. Исходя из этого, система поддержания пластового давления (ППД) одной скважиной 1719 (рис.1) не способна компенсировать отборы жидкости.
На объекте ЮС2 Северо-Юрьевского месторождения проектный фонд равномерно распределён в пределах четырёхметровой изопахиты карты эффективной нефтенасыщенной толщины, построенной методом интерполяции по разведочным скважинам. Однако невыдержанность коллектора обусловлена русловым генезисом отложений, что определяет избирательное размещение скважин. Поэтому фациальная модель коллектора и выделение гидродинамически связанных тел имеют первостепенное значение.
Рис.1. Выкопировка из карты эффективных толщин пласта АС8 Вачимского месторождения (по материалам ТО СургутНИПИнефть, 2003)
Отсутствие учёта седиментационной модели залежи при проектировании разработки пласта АС9 Комарьинского месторождения обусловило закачку жидкости при внедрении системы ППД в скважины, тяготеющие к максимальным мощностям баровых тел. Это привело к непроизводительным закачкам, а компенсация на некоторых участках достигла 300%. Отложения пласта АС9 формировались в прибрежно-морской обстановке. Сложнопостроенный баровый комплекс состоит из причленённых друг к другу песчаных тел, осевая часть которых мигрировала в соответствии со смещением береговой линии. По результатам палеофациального анализа в центральной части залежи выделено канальное тело (подводное русло), вблизи которого скважиной 409 вскрыта заглинизированная часть пласта АС9 и выделена зона глинизации. Без учёта выполнения палеогеографических реконструкций отмена бурения скважины 410 (рис.2) представляется логичной, однако фактическое строение пласта (с учётом фациальных особенностей) делает такое решение ошибочным. Это привело к тому, что в области проектного заложения скважины 410 не вовлечены в разработку запасы пласта АС82 мелководно-морского генезиса и с большой степенью вероятности – запасы канального тела пласта АС9.
Рис.2. Выкопировка из схемы распространения фациальных комплексов пласта АС9 Комарьинского месторождения (В.С.Котов, 2009г.)
Кроме того, в северной части месторождения предыдущими исследованиями выделена газовая шапка в районе разведочной скважины 1125 (рис.3), хотя структурный план Комарьинского поднятия выдержан, а локальный купол не выделен. Вокруг этой скважины определена зона глинизации для нефти, в связи с чем коллектор с низкими ФЕС способен вмещать газ, но не нефть. Автор считает, что такая модель газовой шапки не представляется обоснованной. Ствол разведочной скважины 1125 может быть не идеально вертикальным в связи с замером траектории ствола инклинометром, имеющим большую погрешность. Следовательно, при изменениях угла наклона ствола скважины около 3о реальная абсолютная отметка кровли пласта может быть занижена на 3-4 м. В соответствии с моделью, построенной автором, на этой площади газовая шапка распространяется в сторону поднятия и занимает большую часть залежи. Подтверждением этого является перфорация объекта АС9 в скв.564, где по результатам испытаний получен газ.
Рис.3. Структурная карта по кровле пласта АС9 северной части
Комарьинского месторождения (В.С.Котов, 2009 г.)
На основании ранее созданных моделей с отмеченными недостатками нет возможности проектировать и сопровождать мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов. Это определило использование моделирования непосредственно в нефтегазодобывающих организациях, ответственных за уровень добычи на предприятии. Превалирующая степень выработки высокопродуктивных запасов УВ обусловила необходимость извлечения запасов нефти, приуроченных к низкопроницаемым и неоднородным коллекторам, что становится возможным при интеграции современных технологий геологического и гидродинамического моделирования в процессы разработки, обоснования и сопровождения проведения ГТМ.
Оперативное геолого-промысловое моделирование – процесс создания адресной геологической и/или фильтрационной модели с достаточным количеством свойств и параметров, направленный на решение поставленной производственной задачи. При оперативном моделировании производятся те же работы, что и при построении моделей для проектных документов, но в объёмах, достаточных для выполнения поставленной производственной задачи и, соответственно, в более короткие сроки на базе всей системы знаний, накопленной по рассматриваемому месторождению.
Оперативное геолого-промысловое моделирование основано на изучении свойств пласта, принципах системного мышления и параллельного планирования с использованием математических методов моделирования. По результатам моделирования визуализируются и анализируются лишь материалы, необходимые для принятия конкретного решения и наиболее информативно характеризующие результаты проделанной работы.
Следует отметить, что обычно большие статические модели не пригодны для обоснования геолого-технических мероприятий, а специально созданные оперативные модели не отображают обоснованной картины для проектного документа по всему месторождению.
Таким образом, цифровые модели, созданные для проектных документов, часто не соответствуют реальному строению залежи и их затруднительно использовать для решения производственных задач. Автором обоснован метод, который используется для оперативного обоснования мероприятий по повышению нефтеотдачи и сопровождения их проведения.
3. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ
Характерной особенностью оперативного геолого-промыслового моделирования является возможность выполнения дополнительных нетрадиционных видов работ и реализации новых геологических решений специалиста по моделированию, поскольку данный вид деятельности не подвержен жесткому регламентированию. Так, в рамках данной работы автором разработаны методы корректировки данных инклинометрии скважин и проведения гидропрослушивания, позволяющие уточнять геологические модели месторождений, поэтому оперативное геолого-промысловое моделирование продуктивных объектов позволяет уточнять геологическое строение объекта в режиме, близком к «реальному времени».
Непосредственно процесс создания трёхмерной геологической модели связан со структурными построениями, определением литолого-фациального облика модели с последующим насыщением петрофизическими параметрами, перемасштабированием модели и передачей для проведения гидродинамических расчётов. Однако важнейшим этапом, длительность которого достигает до 70% всего времени моделирования, является подготовка исходных данных.
Основным проблемным вопросом, связанным с достоверностью исходной информации, является инклинометрия. Проведён анализ замеров кривизны по выборке из 32970 скважин. При сравнении повторных записей траектории, записанной более точными гироскопическими приборами в 5924 скважинах, выявлена некорректность большого количества данных, полученных при записи инклинометрами: 29% скважин с замером гироскопом отошли в плане от замеров инклинометром, проведённом при строительстве скважин, более чем на 100 м, половина из них - более чем на 200 м, а 15% - более чем на 400 м. 26% всех повторных замеров инклинометрии гироскопом не доведены до продуктивного пласта по техническим причинам. В результате этого невозможно выдать заключение о новых координатах пластопересечений скважин. 44% этих замеров (686 скважин) свидетельствуют об отходе фактического положения пластопересечений скважин от старого замера более чем на 100 м.
При наличии двух и более траекторий ствола скважины, когда точный замер короткий, то есть не доходит до продуктивного пласта, возникает необходимость корректировки данных. Уточнение замеров инклинометрии (внесение поправок в замеры) автор предлагает производить методом азимутального и углового разворота в несколько этапов (рис.4):
- расчёт значения угла и азимута старого замера инклинометрии на глубину последней точки записи гироскопа;
- расчёт азимутальной и угловой поправки на глубину последней точки записи гироскопа;
- добавление предыдущей инклинометрии с учётом угловой и азимутальной поправки к последней точке замера гироскопом.
Рис. 4. Методы корректировки и совмещения данных инклинометрии в плане (В.С.Котов, В.В.Кулявцев, 2006 г.)
Метод актуален для старого фонда скважин, его достоверность подтверждена в 64 скважинах, где проведены замеры траектории гироскопами в третий раз.
Другим проблемным вопросом при моделировании явилось отсутствие качественных данных о ФЕС Рогожниковского месторождения, где развиты трещинные коллекторы вулканогенно-осадочного триасового комплекса. Поскольку при оценке проницаемости трещин определяющими являются данные гидродинамических исследований (ГДИ) и оценка их проницаемости по ГИС затруднительна, в работе обоснован и внедрён метод гидропрослушивания с использованием процесса ГРП в соседних с наблюдаемой скважинах.
Впервые опыт осуществлён при проведении ГРП в системе пластов ЮК4-ТК31. В 17:00 начат процесс ГРП в скважине, через два часа и тридцать минут резко (более чем на 15%) увеличился дебит жидкости в соседней реагирующей скважине. Содержание воды в продукции также увеличилось, поднялся динамический уровень. В последующие 2 часа начали снижаться дебит этой скважины и буферное давление, влияние ГРП прекратилось. До проведения ГРП реагирующая скважина работала со стабильными параметрами (рис.5).
Рис. 5. Параметры работы реагирующей скважины (В.С.Котов, 2006 г.)
Аналогичный анализ осуществлён при проведении более чем 400 операций ГРП. Поскольку этот метод планируется при освоении всех скважин в отложениях пермо-триаса, то его влияние используется в дополнение к методу гидропрослушивания без отключения добывающих скважин. Возможность использования предлагаемого метода обусловлена хорошей гидродинамической связанностью пласта ТК31. Возмущение при проведении гидропрослушивания в трещинном коллекторе доходит до скважины-приемника достаточно быстро. Результатом является информация как качественного характера – оценка наличия гидродинамической связи между скважинами, проводящих и непроводящих разломов; так и количественного (по Старостину, 1995г.) – оценка коэффициента пьезопроводности (Н=R2/7,077tk).
Таким образом, применение разработанных методик в оперативном геолого-промысловом моделировании позволяет уточнять ФЕС коллекторов и геологическое строение залежей.
4. УТОЧНЕНИЕ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ МОДЕЛЕЙ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Результаты проведённых исследований внедрены на Быстринском, Вачимском, Комарьинском, Рогожниковском и Северо-Юрьевском месторождениях.
Так, на основании уточнения структурного плана с использованием 3D сейсморазведочных исследований определяется текущее направление бурения на Рогожниковском месторождении, находящемся в стадии опытно-промышленной разработки. Проведение атрибутного сейсмического анализа позволило уточнить разломы с вертикальным смещениием, разбивающие всё месторождение на блоки по направлениям СЗ-ЮВ и ЮЗ-СВ. В результате выполненных исследований с использованием программного комплекса геологического моделирования Petrel выделено более 250 разломов, из которых значительных по размеру около 100. Сейсмическая волновая картина подтверждает наличие тектонических нарушений в выделенных областях. Выявлено, что наиболее продуктивные зоны связаны с повышенными областями структурного плана и с зонами дезинтеграции (разуплотнения) вблизи разломов, что послужило основанием бурения более 250 скважин.
По результатам оперативного моделирования и зарезки боковых стволов (ЗБС) вблизи внешнего контура нефтеносности пласта АС7 Быстринского месторождения выделены перспективные участки для эксплуатационного бурения. Уточнение структурного плана с использованием данных 3D сейсморазведки позволило подтвердить местоположение проектных кустов в северо-западной и юго-западной частях месторождения, выявить зону расширения залежи пласта АС7 в юго-западной его части в сторону Солкинского месторождения, принять решение о переиспытании разведочной скважины 1117 ввиду неясного характера насыщения.
На основании оперативного моделирования Комарьинского месторождения и проведения фациального анализа построена седиментационная модель залежей пластов АС82 и АС9. Для анализа фаций произведена обработка каротажных кривых собственной поляризации, отображены значения ПС в псевдодвухмерном виде (см. рис.2), что позволило выявить перспективные зоны объекта АС9, связанные с уточнением и расширением контуров нефтеносности северной и центральной частей Комарьинского месторождения. В юго-восточной части Комарьинского месторождения установлена зона расширения контура нефтеносности пласта АС82 (рис.6).
Результаты оперативного моделирования подтверждаются отсутствием вскрытой границы ВНК в эксплуатационных скважинах 550, 654, 649 и относительно низкой обводнённостью скважинной продукции. В выявленной перспективной нефтегазоносной зоне расширения контура нефтеносности
Рис.6. Выкопировка из структурной карты по кровле пласта АС82 Комарьинского месторождения (В.С.Котов, 2009 г.)
предложено заложение куста скважин для эксплуатационного бурения, где извлекаемые запасы нефти пласта АС82 по оценке объёмным методом на основе трёхмерной модели составили 141 тыс.т.
По Таплорской площади Вачимского месторождения с использованием данных 2D сейсмических работ построена карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта АС9, в сводовой части под газовой шапкой выявлена нефтяная оторочка и запроектировано бурение горизонтальных скважин. Структурный план и характер насыщения объекта АС9 будет уточнён по результатам разбуривания нижележащей залежи среднеюрских отложений, которая совпадает в плане с рассматриваемым объектом.
Изучение особенностей коллекторских свойств позволило разработать метод поиска не вовлечённых в разработку участков по интегральному параметру (I=hk) и выделить перспективные для проектирования ЗБС по объекту АС7 Вачимского месторождения. Откартированный интегральный параметр I представляет собой сумму произведений толщины ячейки (h) и значения кажущегося сопротивления (k) в ней. В области с наибольшими значениями hk запроектированы мероприятия по ЗБС с учётом накопленных отборов по пласту. Начальный прирост дебита нефти по двум скважинам составил 48 т/сут и 23 т/сут. До внедрения метода отбор от начальных извлекаемых запасов не превышал 6%, а проведённые ранее ГТМ неэффективны.
Эффективным инструментом, позволяющим значительно повысить коэффициент извлечения нефти, является проведение мероприятий по ЗБС на не вовлечённых в разработку участках, для обоснования которых используются усовершенствованные автором карты разработки и оперативные модели.
Для проектирования мероприятий по ЗБС на объектах АС8 и ЮС2 Вачимского месторождения, АС9 и ЮС2 Быстринского месторождения рекомендуется поиск канальных тел, поскольку наилучшие по ФЕС коллекторы связаны с аккумуляцией обломочного материала в руслах и протоках.
Накопленный опыт проектирования ЗБС показал, что оптимальным методом вскрытия ачимовских отложений пластов БС16-17, БС18-20 Быстринского месторождения и объекта ТК Рогожниковского месторождения является вовлечение максимального количества нефтенасыщенных прослоев коллектора, то есть скважина должна вскрывать максимальное количество продуктивных пропластков и образовывать единое гидродинамически связанное пространство, тогда приток будет наибольшим.
Объекты ЮС1 Северо-Юрьевского, АС9 Вачимского, АС7, АС8 и БС1 Быстринского, АС8 Комарьинского месторождений выдержаны по площади, поэтому важная роль отводится структурным построениям для точного проектирования точки входа в цель мероприятий по ЗБС. Для максимизации притока и увеличения времени работы с низкой обводнённостью необходима проводка ствола скважины как можно ближе к кровле коллектора.
На основании оперативного геолого-промыслового моделирования ведётся непрерывная работа по проектированию ГТМ на Быстринском, Вачимском, Комарьинском и Северо-Юрьевском месторождениях – запроектировано более 130 мероприятий по зарезке боковых стволов, 49 из которых реализовано (табл.1), а общий суточный прирост добычи нефти составил 1520 т.
Таблица 1
Структура реализованных мероприятий по зарезке боковых стволов
Достоверность оперативных геолого-промысловых моделей, разработанных автором, подтверждена проведением ГТМ по ЗБС на Быстринском, Вачимском, Комарьинском, Рогожниковском и Северо-Юрьевском месторождениях. Дальнейшие рекомендации по уточнению геологического строения Вачимского и Комарьинскго месторождений связаны с проведением объёмных сейсморазведочных исследований.
Заключение
По итогам выполненных исследований получены следующие результаты:
- Предложен метод корректировки инклинометрии скважин.
- Разработан метод гидропрослушивания в трещиноватых коллекторах с использования данных ГРП.
- Определены перспективные участки для проведения доразведки пласта АС7 Быстринского месторождения, пласта АС9 Комарьинского месторождения.
- Обосновано эксплуатационное бурение в области расширения контура нефтеносности пласта АС82 Комарьинского месторождения и в подгазовой зоне пласта АС9 Таплорской площади Вачимского месторождения.
- Уточнена блоковая модель и структурный план объекта ТК Рогожниковского месторождения, которые определяют направление бурения.
- На основе метода оперативного моделирования созданы геолого-промысловые модели объектов АС7, АС8, АС9, ЮС2 Вачимского; АС7, АС8, АС9, БС1, БС16-17, БС18-20, ЮС2 Быстринского; АС8, АС9 Комарьинского; ЮС1 Северо-Юрьевского; ТК31 Рогожниковского месторождений и предложены мероприятия по ЗБС на основе дифференциации по интегральному параметру hk, перфорации, гидропескоструйной перфорации, ограничению непроизводительной закачки, осуществляется внедрение и сопровождение предложенных мероприятий.
- Рекомендовано проведение исследований объёмной сейсморазведки на Комарьинском и Вачимском месторождениях для уточнения строения.
Статья, опубликованная в издании, рекомендованном ВАК:
1. В.С.Котов, Вл.С.Котов. Обработка данных инклинометрии при картопостроении и геологическом моделировании. // Известия вузов. Нефть и газ.-Тюмень. 2010. - №1. - С.1118.
Статьи, опубликованные в других изданиях:
1. В.С.Котов. Обоснование фильтрационно-емкостной модели залежей нефти пластов ЮК2-5, Тр Рогожниковского месторождения по результатам эксплуатационного бурения. // Сборник докладов победителей XXVII научно-технической конференции молодых учёных и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз». - Сургут, Изд. Нефть Приобья, 2007. - С.18-24.
2. В.С.Котов. Проектирование и сопровождение бурения боковых стволов на основе программных комплексов геологического моделирования.// Сборник докладов победителей XXIX научно-технической конференции молодых учёных и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз». - Сургут, 2009. С.26-32.
3. В.С.Котов, В.В.Кулявцев, И.П.Попов. Рассмотрение возможности использования ГРП для проведения гидропрослушивания в коллекторах порово-кавернозно-трещинного типа Рогожниковского месторождения. // Конференция студенческой академии наук. - Тюмень.2008. - С.32-37.
4. В.С.Котов. Обработка данных инклинометрии при картопостроении и геологическом моделировании. // IX конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории ХМАО – Югры. - Новосибирск. 2009. – С.34-40.