Верификация остаточных извлекаемых запасов на месторождениях с низкой прогнозной выработкой

Источник: Журнал «PROнефть»

А.Н. Ситников, Р.Н. Асмандияров, А.В. Онегов, Е.Д. Гусаров, С.А. Андронов, Г.Г. Ященко, С.В. Жигульский Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), М.А. Виноходов (Филиал «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»)

В настоящее время большинство месторождений Западной Сибири находится на поздней стадии разработки и характеризуются низкой текущей выработкой. По прогнозам невырабатываемые запасы могут составлять более 40 % начальных извлекаемых запасов (НИЗ), находящихся на балансе. На объектах с низкой выработкой отмечается высокая доля неуспешных геолого-технических мероприятий (ГТМ), проведенных в зонах с предполагаемой максимальной локализацией балансовых остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ). В связи с этим становятся актуальными вопросы определения зон остаточных запасов и причин недостижения проектных показателей по накопленной добыче нефти.

В данной статье описывается комплексный подход к верификации остаточных извлекаемых запасов, опробованный на основном пласте месторождения M. Согласно текущему прогнозу примерно 36 % балансовых запасов не будут извлечены. Ожидаемый коэффициент извлечения нефти (КИН) составит 0,2 при проектном значении 0,417. Для локализации запасов была проведена ревизия не вовлекаемой в разработку ресурсной базы.

Исходя из поставленной задачи основными вопросами являются наличие запасов и зон их локализации по площади и разрезу. Работа выполнялась в следующей последовательности:

1) анализ разработки месторождения, формирование гипотез;

2) верификация геологических запасов;

3) оценка ожидаемого КИН, сравнение с проектным значением;

4) построение карт ОИЗ и ретроанализ;

5) анализ распределения ОИЗ по площади и разрезу;

6) формирование списка мероприятий для подтверждения гипотез.

Результатом работы является обобщенная карта локализации ОИЗ с учетом рисков и список ГТМ.

Анализ разработки пласта XX-1 месторождения М

По величине извлекаемых запасов нефти месторождение М относится к крупным. Несмотря на значительный объем остаточных запасов текущий темп отбора низкий. Основной объект разработки – пласт XX-1, на который приходится 64 % НИЗ месторождения в целом. На данном объекте значительная доля фонда скважин выведена из эксплуатации (бездействующий фонд составляет более 60 %), текущая обводненность продукции – более 85 %, текущая выработкая – 37 %. Под разбуренным фондом сосредоточено примерно 80 % ОИЗ. Большая часть ГТМ, проведенных в зонах с предполагаемой максимальной локализацией запасов разбуренной части залежи, оказалась неэффективной.

Первоначально была реализована трехрядная система разработки пласта XX-1, затем пробурили два уплотняющих ряда, система разработки была преобразована в пятирядную, дальнейших попыток перехода к блочно-замкнутой системе не предпринималось. Указанные действия привели к значительному снижению пластового давления pпл, так как компенсация отбора поддерживалась за счет увеличения приемистости при низком соотношении числа добывающих и нагнетательных скважин. Превышение забойного давления над давлением гидроразрыва в нагнетательных скважинах привело к формированию техногенных трещин, вдоль которых происходило раннее обводнение добывающих скважин.

Осложняющим фактором послужило также наличие нижележащего водоносного пласта XX-2, отделенного от целевого пласта XX-1 тонкой глинистой перемычкой (≈5 м). На большей части фонда были проведены операции гидроразрыва пласта (ГРП), в результате по многим скважинам приобщен водоносный пласт XX-2. Добывающие скважины, по которым наблюдались непроизводительные отборы жидкости с оставшимися удельными запасами, переводились в бездействующий фонд из-за высокой обводненности. По нагнетательным скважинам из-за сформировавшихся техногенных трещин наблюдалась нецелевая закачка.

Для оценки выработки пласта по разрезу были проанализированы результаты промыслово-геофизических исследований, которые показали неравномерную выработку пласта. По всей площади залежи лучше дренируется кровельная часть разреза и слабо работает подошвенная часть. В южной части залежи пласт охвачен выработкой по всему разрезу от кровли до подошвы, в северной части к подошве пласта отмечается ухудшение коллекторских свойств, в связи с чем работает преимущественно прикровельная зона. Исключение составляют скважины, в которых был приобщен нижележащий водоносный пласт. В данных скважинах отмечается интенсивный приток из подошвы пласта в результате заколонной циркуляции. Основной сложностью при оценке является отсутствие исследований по текущей нефтенасыщенности на основе данных импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) и СО-каротажа.

По имеющимся данным гидродинамических (ГДИС) и геофизических (ГИС) исследований скважин в направлении с юга на север залежи выявлено ухудшение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в целом по разрезу и существенное уменьшение доли коллектора к подошвенной части (рис. 1).


Рис. 1. Схема корреляции с результатами промыслово-геофизических исследований (Р, Н, И, С – интервал соответственно работающий, неработающий, интенсивно работающий и слабо работающий)

Для сравнения результатов промыслово-геофизических исследований (ПГИ) с данными анализа керна образцы были разделены на две группы: отобранные в северной и южной частях залежи. Далее по керну была проведена привязка по глубине с учетом отбивок кровли и подошвы. Полученные результаты показали снижение проницаемости kпр от кровли к подошве (рис. 2). В северной части залежи данный факт более выражен, чем в южной.


Рис. 2. Распределение проницаемости и профиля притока по разрезу северной (а) и южной (б) частей залежи

В результате анализа геологического строения, данных разработки и выполненных ГТМ были сформулированы следующие выводы:

1) необходима переоценка начальных геологических запасов;

2) необходима переоценка КИН;

3) применяется неоптимальная система разработки;

4) остаточные запасы локализованы в подошвенной части пласта с худшими ФЕС.

Геологическое строение пласта ХХ-1

Для проверки и подтверждения сформулированных гипотез первично пересматривалась геологическая концепция формирования отложений пласта XX-1. Работа велась с достаточно большим объемом данных, число эксплуатационных скважин на пласт превышает 1000.

В ходе комплексирования сейсмических и геофизических данных актуализирована корреляция пласта XX-1. В результате предполагается клиноформное строение пласта, которое обусловлено неравномерным распределением осадка в условиях проградации вдольбереговых валов.

При анализе свойств пласта отмечены высокая изменчивость ФЕС по площади и явно выраженная зональность. Увеличение общих и эффективных толщин в северо-западном направлении не оказывает большого влияния на продуктивность вследствие кратно низких значений проницаемости и увеличения в указанном направлении расчлененности пласта.

Анализ принятых в проектном документе зависимостей показал, что скважины в северной части месторождения, не участвующие в разработке, не использовались при определении уровня водонефтяного контакта (ВНК) из-за низких значений коэффициента нефтенасыщенности. Исключенные скважины находятся в зоне с ухудшенными коллекторскими свойствами и высокой связанной водонасыщенностью. В данной работе проведена оценка геологических запасов с учетом данных по всем скважинам. Для верификации уровня ВНК и начальной нефтенасыщенности использовалась функция Баклея – Леверрета (J-функция). Были проанализированы петрофизические зависимости и подобрана поверхность зеркала свободной воды на основе данных исследования керна и фактических режимов работы скважин

В итоге были сделаны следующие выводы:

1) расчетное среднее значение коэффициента нефтенасыщенности снизилось относительно принятого балансового;

2) при использовании J-функции из-за существенного различия ФЕС ВНК принят наклонным;

3) залежь в зоне низких ФЕС является недонасыщенной;

4) необходимо пересмотреть петрофизические зависимости для различных литотипов; использование утвержденной в проектном документе одной зависимости для всего пласта приводит к получению завышенных значений ФЕС в северной части залежи.

Полученная по данным анализа начальная нефтенасыщенность оказалась ниже балансовых значений, что значительно повлияло на величину начальных геологических запасов (НГЗ). Для верификации начальной нефтенасыщенности использовалась кривая фракционного потока, полученная на основе кривых относительной фазовой проницаемости (ОФП). При этом были сопоставлены теоретическая кривая фракционного потока, запускная обводненность и начальная нефтенасыщенность по балансовой и рассчитанной картам. Для сравнения использовались запускные параметры добывающих скважин пласта XX-1 в зонах, ранее не затронутых разработкой. Сопоставление насыщенности с кривой фракционного потока по балансовой карте показывает, что стартовая обводненность не соответствует проектной, практически по всей площади пласта начальная нефтенасыщенность завышена. Лучшая сходимость выявлена по карте, построенной по J-функции. Наблюдается значительное изменение насыщенности в северной части залежи из-за низких ФЕС и недонасыщенного коллектора (рис. 3).


Рис. 3. Сопоставление запускной обводненности и теоретической кривой фракционного потока по балансовой карте нефтенасыщенности (а) и карте, построенной по J-функции (б)

Оценка КИН

На основе полученного распределения насыщенности построена карта ОИЗ с учетом балансового значения КИН, равного 0,417, и выполнен анализ текущей выработки пласта. По результатам анализа разработки было выявлено существенное различие выработки запасов и удельной накопленной добычи нефти на скважину в разных фациальных зонах. В связи с этим принято решение оценивать текущий КИН отдельно в южной и северной зонах. Выбраны две ячейки с максимальной накопленной добычей нефти и бездействующим фондом, при этом для северной части текущий КИН составил 0,145, для южной зоны – 0,369. По обеим ячейкам наблюдается недостижение проектного значения КИН. Анализ и проверка результата проводились на выбранных ячейках.

Для оценки целевого КИН было решено использовать модифицированную формулу А.Н. Крылова


где Квыт – коэффициент вытеснения нефти закачиваемым агентом, Кохв – коэффициент охвата заводнением; КохвS – коэффициент охвата сеткой скважин; Кохвh – коэффициент охвата по толщине.

Данные коэффициенты анализировались по каждой ячейке. Принятое в проектном документе значение Квыт = 0,573 не учитывает результаты последних исследований и изменение по площади. При построении гистограммы распределения Квыт выделяются две медианы значений, которые соответствуют образцам из северной и южной частей месторождения (рис. 4) Для северной части залежи среднее значение Квыт = 0,401, для южной Квыт = 0,542. В связи с ухудшением ФЕС от кровли к подошве пласта наблюдается снижение значения Квыт к подошвенной части пласта. Данная тенденция более выражена для скважин северной части.


Рис. 4. Распределение Квыт (ДПР – дополнение к проекту разработки)

На следующем этапе проанализирован проектный Кохв = КИН/Квыт = 0,728. Рассчитанный таким образом Кохв не позволяет выявить проблемные участки, так как Кохв меняется по площади месторождения и зависит от сетки скважин и геологических условий. Для оценки использован аналитический подход с учетом статистической информации о латеральной и вертикальной неоднородности пласта.

Получена оценка минимального расчетного ожидаемого КИН для реализованной системы разработки [1, 2] и максимально достижимого значения КИН при разработке оптимальной сеткой скважин. Многовариантные расчеты для выбора оптимальной сетки скважин проводились в двумерном симуляторе на трубках тока NumEx (см. таблицу) [3].

Минимальный КИН рассчитывается для реализованной системы разработки с учетом влияния ГРП и водонасыщенного пласта XX-2. Полученный КИН согласуется со значением текущего КИН для остановленных ячеек, разрабатываемых скважинами с ГРП. Для южной части залежи максимальный КИН с учетом Кохв совпадает с проектным значением, однако фактически реализованная система разработки характеризуется менее плотной сеткой и меньшим числом нагнетательных скважин.

Таким образом, для реализованной системы разработки проектное значение КИН завышено, при использовании новых технологий увеличения нефтеотдачи возможно достижение проектного значения на отдельных участках. Расчетное значение КИН в северной части залежи значительно ниже, чем в южной.

Карты ОИЗ и их верификация

Полученная оценка теоретического значения КИН для реализованной системы разработки использовалась при построении карт ОИЗ на основе балансовых карт и карт, построенных по данным оперативного геологического уточнения. В рассмотренных вариантах наибольшая плотность ОИЗ наблюдается в краевых зонах и в южной части месторождения под разбуренным фондом.

Для оценки сходимости данных проведено сравнение плотности ОИЗ и эффективности ГТМ за последние пять лет.

Использованы три методики.

1. Сопоставление кривой фракционного потока и запускной обводненности новых скважин в западной части месторождения. Предполагается, что из-за высокой расчлененности, линзовидного строения пласта и удаленности участок не затронут разработкой. Стартовая обводненность по верифицированной начальной нефтенасыщенности имеет большую сходимость с теоретическими данными, что косвенно подтверждает корректность расчетов.

2. Сопоставление запускного дебита нефти и ОИЗ для зарезок бокового ствола и бурения новых скважин. Предполагается, что чем больше концентрация ОИЗ, тем выше запускной дебит нефти при одинаковых ФЕС. Сходимость стартовых дебитов и ОИЗ по построенной теоретической карте лучше.

3. Параметрический анализ, который подразумевает деление всех ГТМ за 2011–2016 гг. (295 скважино-операций) на успешные/неуспешные и поиск зависимости успешности мероприятия от различных параметров.

Параметры Значение параметра
проектное текущее
максимальное
по ячейкам
расчетное расчетное
с учетом влияния
пласта XX-2
максимальное
(оптимальная сетка)
Северная часть залежи
Квыт 0,573 0,401 0,401 0,401 0,401
Кохв 0,728 0,362 0,543 0,397 0,712
КИН 0,417 0,145 0,218 0,159 0,285
Южная часть залежи
Квыт 0,573 0,542 0,542 0,542 0,542
Кохв 0,728 0,681 0,704 0,525 0,771
КИН 0,417 0,369 0,381 0,284 0,418

Методика анализа следующая. Для каждой скважины определено значение параметра по карте и рассчитано среднее по каждой группе. Пусть Нi(П) – значение параметра П в i-й скважине с неуспешным мероприятием, Уj(П) – значение параметра П в j-й скважине с успешным мероприятием. Тогда можно рассчитать среднее арифметическое значение параметра для группы неуспешных Н(П) и успешных У(П) мероприятий. Теперь каждая группа представлена одним числом – средним значением с карты, эти значения имеют размерность и изменяются в разных пределах. Для сравнения полученные значения нормируются по формуле


где Суспешн(П) – коэффициент псевдокорреляции успешности мероприятий.

Коэффициент Суспешн(П) показывает увеличение вероятности успешности мероприятия с увеличением абсолютной величины параметра, изменяется в пределах [-1;1] и может рассматриваться как коэффициент псевдокорреляции между эффективными и неэффективными ГТМ и значениями параметра с карты. Положительное значение коэффициента показывает, что между плотностью ОИЗ и успешностью ГТМ существует прямая зависимость, а отрицательное – характеризует обратную зависимость.

Оценка успешности мероприятий проводилась по запускному дебиту и накопленной добыче нефти с точки зрения экономической рентабельности ГТМ, при этом дебит жидкости и обводненность дополнительно не учитывались. Для оценки успешности ГТМ анализировались следующие параметры: ОИЗ, начальные нефтенасыщенные толщины, пористость, проницаемость, песчанистость, расчлененность, насыщенность, толщина глинистой перемычки. Поскольку на эффективность ГТМ значительное влияние оказывают только ОИЗ и проницаемость, именно эти параметры учитывались при параметрическом анализе (рис. 5).


Рис. 5. Результаты параметрического анализа успешности ГТМ за 2011–2016 гг.

При оценке всех ГТМ за 2011–2016 гг. наиболее информативна мониторинговая карта ОИЗ. Чем больше ОИЗ, тем выше успешность мероприятия. Более успешны ГТМ без ГРП, так как при ГРП приобщается водонасыщенный пласт XX-2. Для проницаемости наблюдается обратная зависимость, в зонах с высокой проницаемостью мероприятия менее успешны из-за наличия уже обводненных высокопроницаемых прослоев в кровельной части пласта. Данная зависимость лучше проявляется при проведении ГТМ без ГРП в связи с тем, что приток идет из высокопроницаемых прослоев, а при осуществлении ГРП приобщаются нижние менее проницаемые пачки.

По данным параметрам (ОИЗ и kпр) был получен комбинированный критерий для повышения степени корреляции и определения перспективных зон для проведения успешных ГТМ.

Анализ распределения ОИЗ по площади и разрезу

В результате выполненного анализа получили подтверждение все предположения. Определены основные факторы снижения ОИЗ: уменьшение НГЗ, переоценка Квыт и Кохв для реализованной системы разработки. Наибольшее изменение запасов произошло в северо-восточной части месторождения. Под действующим фондом локализовано и будет извлечено 28 % рассчитанных ОИЗ, 20 % запасов приходится на краевые зоны, неохваченные бурением, они являются нерентабельными при текущих макроэкономических параметрах. Под нерентабельным и аварийным фондом сосредоточено 52 % ОИЗ. Для вовлечения данных запасов в разработку необходимо проведение мероприятий по базовому фонду.

На основе имеющихся данных промыслово-геофизических исследований, ФЕС и обратной зависимости успешности мероприятий от проницаемости сделано предположение о локализации запасов в подошвенной части пласта, в зоне с ухудшенными ФЕС, что подтвердилось адаптацией на секторной гидродинамической модели. Принципиальная схема распределения запасов по разрезу приведена на рис. 6.


Рис. 6. Схематическое изображение локализации ОИЗ (ТРИЗ – трудноизвлекаемые запасы)

На рис. 6 изображены скажины с различными вариантами пуска в эксплуатацию.

– Добывающая скважина с ГРП. В результате приобщения водонасыщенного пласта XX-2 наблюдается высокая стартовая обводненность и в последствии остановка из-за нерентабельности.

– Нагнетательная скважина с трещиной авто ГРП. При этом происходит прорыв трещин в водоносный пласт XX-2, в результате часть закачки становится неэффективной.

– Добывающая скважина без ГРП вырабатывает более проницаемые верхний и средний прослои, по которым также происходит ее обводнение.

В качестве примера рассмотрим добывающую скв. W1 без ГРП с накопленной добычей нефти, приблизительно равной 300 тыс. т и скв. W2, находящуюся в 1000 м от скв. W1 в зоне с аналогичными ФЕС, накопленная добыча нефти по скважине составила примерно 100 тыс. т. После проведения ГРП по скв. W2 резко повысилась обводненность. С целью поиска перспективных участков для ГТМ на бездействующем фонде анализировались построенная карта ОИЗ и карта критерия успешности мероприятий.

Следует обратить внимание, что в южной зоне, где сосредоточены максимальные ОИЗ, высок критерий неуспешности. Запасы сосредоточены в подошвенной части пласта с низким kпр, которая не охвачена разработкой. Извлечь запасы из этих зон довольно сложно, так как без ГРП приток нерентабельный, а проведение ГРП приведет к приобщению верхних (промытых) пачек и водоносного пласта ХХ-2.

Рекомендуемые мероприятия

По анализу карт ОИЗ и карт рисков (рис. 7) были подобраны и предложены к реализации первоочередные мероприятия, направленные на уточнение текущей нефтенасыщенности и подтверждение гипотезы о локализации запасов.


Рис. 7. Карта рисков и ОИЗ с мероприятиями

— Зарезка боковых стволов с пилотными стволами.

— Бурение нового куста в краевой части, на юге залежи (с пилотным стволом).

— Проведение ГИС в транспортных стволах при бурении скважин на нижележащие пласты для определения текущей нефтенасыщенности пласта ХХ-1.

— Проведение СО-каротажа + ИННК на транзитном фонде.

В случае подтверждения локализации запасов потенциальный эффект составит 115 операций ЗБС с накопленной добычей около 2,8 млн т.

Заключение

В результате работ был выполнен комплексный анализ по верификации запасов по пласту XX-1 месторождения М: оценены геологические запасы, проанализирована история разработки залежи и успешность ГТМ, рассчитаны Квыт и Кохв для разных зон, построены карты распределения ОИЗ и рисков (см. рис. 7), проведен ретропрогноз. В ходе работ определены мероприятия, направленные на подтверждение текущей нефтенасыщенности.

Предложенный подход к верификации запасов может быть использован на месторождениях Западной Сибири с низкой выработкой. Это приведет к вовлечению в разработку локализованных запасов, снизит риски и увеличит эффективность ГТМ.

Список литературы

1. Экспресс-метод оценки целевого КИН на основе статистических характеристик коллектора/А.П. Рощектаев, А.В. Якасов, В.А. Краснов, К.В. Торопов//SPE-136139-RU. – 2010.

2. Оценка коэффициента охвата сеткой с использованием данных эксплуатации скважин/Е.В. Юдин, А.А. Лубнин, А.П. Рощектаев//Территория нефтегаз. – 2011. – №4. – С. 40–45.

3. Выбор оптимальной регулярной системы разработки на этапе геолого-экономической оценки эффективности перспективных участков, находящихся на стадии «ПОИСК» и «РАЗВЕДКА»/А.А. Пустовских, А.Р. Листик//Методический документ «Газпром нефть» М-01.05.03.02-01 – 2015.


Авторы статьи:  А.Н. Ситников, Р.Н. Асмандияров, А.В. Онегов, Е.Д. Гусаров, С.А. Андронов, Г.Г. Ященко, С.В. Жигульский Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), М.А. Виноходов (Филиал «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»)
Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку