Развитие комплексного геомеханического моделирования в ПАО «Газпром нефть»

А.А. Вашкевич (ПАО «Газпром нефть»), В.В. Жуков, Ю.В. Овчаренко, А.С. Бочков, С.В. Лукин, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

Геомеханика — комплексная наука, которая объединяет геологию, геофизику, петрофизику, механику жидкости, газа и сплошных сред. На каждом этапе «жизни» месторождения геомеханика решает прикладные задачи, что позволяет сформировать рекомендации для оптимального проведения технологических процессов с целью снижения затрат и интенсификации добычи.

Бурение скважин в сложных горно-геологических условиях связано с рисками поглощения бурового раствора при вскрытии интервалов с интенсивной естественной трещиноватостью [1]. Значительное превышение удельного веса бурового раствора приводит к развитию техногенных трещин автогидроразрыва пласта (автоГРП) в околоскважинной зоне. Не менее серьезным воздействием на породу является ГРП [2]. Знание упруго-прочностных свойств, структуры разломов, зон развития трещиноватости и распределения поля напряжений в пласте позволяет моделировать конечную геометрию трещины и разрабатывать рекомендации по оптимальному проведению ГРП, что в конечном счете влияет на экономическую эффективность проекта. Изменение свойств горных пород происходит также в процессе разработки месторождения. Добыча флюида приводит к перераспределению напряжений в пласте [3]. Разрушение породы вследствие этого, вынос ее в скважину и далее на поверхность влияет на показатели эксплуатации скважин.

Таким образом, задача геомеханического моделирования — реализовать мультидисциплинарный подход к решению задач на каждом этапе жизни месторождения: от поиска и оценки ресурсов до его эксплуатации.

В данной статье рассматриваются результаты геомеханического моделирования в ПАО «Газпром нефть» за 2016 г., развитие инструментария и компетенций для расширения области применения геомеханических моделей на примере последовательно реализованных проектов (Пальяновское, Новопортовское, Восточно-Мессояхское, Царичанское, Оренбургское, Западно-Салымское месторождения).

Бурение

В настоящее время процесс строительства скважин предоставляет наибольшее число данных для геомеханического моделирования. Измерения реакции горной породы на прохождение бурового долота и колебания давления бурового раствора позволяют наиболее точно и эффективно откалибровать геомеханическую модель. Все это делает построение так называемой модели устойчивости стенок скважины неотъемлемой частью любого геомеханического моделирования. Кроме того, расчет устойчивости стенок ствола скважины позволяет определить достижимость цели с помощью существующих технологий бурения, оценить потенциал применения новых технологий.

Пальяновское месторождение. В 2013–2015 гг. в рамках изучения залежей баженовско-абалакского комплекса Пальяновской площади пробурены семь наклонно направленных скважин, в которых проведен ГРП. Бурение сопровождалось многочисленными осложнениями: поглощением бурового раствора в отложениях викуловской и абалакской свит, затяжками, посадками, обрушением стенок скважин в интервалах фроловской, ханты-мансийской и кошайской свит. Осложнения увеличивали сроки бурения, затрудняли спуск обсадных колонн и не позволяли достичь проектной глубины. Для минимизации указанных осложнений и успешной проходки скважин была построена геомеханическая модель, а на ее основе — модель устойчивости ствола скважины. В результате расчетов определена оптимальная плотность бурового раствора, а также сформированы рекомендации по конструкции скважины.

На рис. 1 приведены результаты геомеханического моделирования до и после бурения скважины. Без учета геомеханики на строительство наклонно направленной скважины затрачено 125 сут, включая безуспешную проработку первого ствола, недоспуск обсадной колонны во втором стволе, потерю устойчивости компоновки низа бурильной колонны (КНБК) в третьем стволе, бурение четвертого ствола. После изменения плотности бурового раствора на основе предварительной геомеханической модели на строительство следующей скважины затрачено 77 сут. В дальнейшем на бурение скважины более сложной конструкции с горизонтальным отходом 1000 м на баженовские отложения потребовалось 40 сут [1].

Рис. 1. Геомеханическое моделирование до и после бурения скважины на Пальяновском месторождении

Новопортовское месторождение — одно из самых крупных разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений ЯНАО. Извлекаемые запасы нефти и конденсата категорий C1 и С2 превышают 250 млн т, газа — 320 млрд м3 (с учетом палеозойских отложений).

Геомеханическое моделирование выполнялось с целью оценки возможности бурения многоствольных скважин по технологии fishbone («рыбья кость»). Для пилотного проекта проведен расчет устойчивости стенок опорных скважин, разработана методика определения напряжений в прискважинной зоне с учетом геометрической неоднородности, даны рекомендации по выбору участков зарезки бокового ствола (ЗБС). На рис. 2 представлены результаты оценки устойчивости и степени разрушения стенок ствола скважины в зависимости от депрессии. Показано, что присутствуют устойчивые интервалы, в которых возможна ЗБС. Проведена оценка депрессии до выноса песка.

Рис. 2. Результаты расчетов различной степени обрушения стенок ствола скважины (5, 10, 20 % радиуса) для горизонтальных скважин, ориентированных вдоль максимального стресса (150°)

Восточно-Мессояхское месторождение. Группа Мессояхских месторождений (Восточно-Мессояхское и Западно-Мессояхское) открыта в 80-х годах ХХ века и является самой северной из нефтяных месторождений России, находящихся на суше. На начало 2016 г. извлекаемые запасы категорий С12 составляли более 470 млн т нефти и конденсата и 188 млрд м3 газа.

С одной стороны, высокая структурная неоднородность гидродинамически не связанных линзовидных прослоев ПК1-3, с другой — сложности при проведении ГРП из-за отсутствия естественных барьеров для трещины стали основными предпосылками для бурения скважин по технологии fishbone на Восточно-Мессояхском месторождении.

Опробованная ранее методика оценки устойчивости стенок скважины с ЗБС для Новопортовского месторождения показала наличие концентраторов напряжений в области ЗБС, что значительно увеличивало риски обрушения. Выявление и исключение опасных интервалов обеспечило безопасное проведение ЗБС. В результате скважины типа fishbone были успешно пробурены и введены в эксплуатацию.

Царичанское месторождение расположено в Оренбургской области в 80 км к западу от областного центра, открыто в 2005 г. По мере его разбуривания были выполнены оперативные подсчеты запасов. На 2015 г. начальные геологические запасы нефти категорий С1 и С2 составляли 85,3 млн т, начальные геологические запасы растворенного газа — 10,1 млрд т. Бурение на Царичанском месторождении сопровождается множественными осложнениями в интервалах фаменской свиты: затяжки и посадки, связанные с обрушениями стенок ствола скважины и разбуханием глин. Однако первоочередной проблемой, существенно увеличивающей сроки строительства скважины (до 125 сут), являются катастрофические поглощения в «активные» разломы и трещины. Построение геомеханической модели 3D франских и фаменских отложений позволило снизить риски при строительстве новых скважин на основе комплексной оценки данных бурения, сейсмических исследований, карты региональных напряжений и выявленных неактивных областей разломов и трещин (рис. 3). Комплексный подход к выявлению зон катастрофических поглощений позволил уменьшить время бурения скважин до 70 сут. Применение методов геомеханического моделирования на основе анализа разломов дало возможность в 7 раз снизить непроизводительное время бурения (НПВ), связанное с осложнениями (поглощения, прихваты, посадки), по скважинам в западной части месторождения. Среднее НПВ сократилось в 3,5 раза.

Рис. 3. Зоны критических напряжений на поверхностях разломов и траектории скважин (стрелками указана ориентация максимальных горизонтальных напряжений)

Восточный участок Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение является одним из уникальных по размерам, запасам и компонентному составу газа. Восточная часть отделяется от месторождения тектоническим нарушением, которое является изолирующим для залежей с существенно различными уровнями межфлюидных контактов. Бурение скважин на Восточном участке и спускоподъемные работы сопровождались значительными осложнениями, связанными с устойчивостью стенок ствола скважины. Наличие соляных диапиров обусловливает значительную анизотропию напряжений и изменение их направлений как в соленосных толщах, так и во вмещающих породах. Контроль геологической ситуации при бурении в таких разрезах возможен только при дифференциации механизмов поглощений и обрушений, что в условиях соляной тектоники требует построения геолого-геомеханической модели 3D. Построенная модель позволила внести корректировки в проекты на строительство скважин, связанные с подбором оптимальных промывочных жидкостей, корректировки профилей и конструкций скважин.

Проведение ГРП

Развитие трещины ГРП по вертикали контролируется зонами высоких горизонтальных напряжений (стресс-барьерами), препятствующими росту трещины в высоту [2]. Поэтому построение геомеханической модели 3D месторождения является необходимым для определения точек, оптимальных для инициации трещин ГРП, а также для учета взаимного влияния трещин при многостадийном ГРП.

Результат проведения ГРП в баженовских отложениях Пальяновского месторождения показал необходимость учета механических свойств пород с вертикальной осью анизотропии (TIV-анизотропии) при выборе оптимальных зон инициации трещин на основе наличия стрессбарьеров. Этот опыт был успешно применен для построения геомеханической модели Вынгаяхинского месторождения. Выделение малоамплитудных нарушений, учет TIV-анизотропии, а также аномально высокого пластового давления в баженовской свите позволили точнее оценить геометрию трещин ГРП (рис. 4).

Рис. 4. Оценка высоты трещин ГРП в зависимости от точек инициации (1–5) с учетом распределения напряжений в пространстве

Западно-Салымское месторождение. На этом месторождении по данным микросейсмических исследований установлена переориентация напряжений вблизи тектонических нарушений. Эти данные расходятся с результатами скважинных исследований (кросс-дипольной акустикой и имиджами сопротивления). Неучет изменений поля напряжений при проектировании системы заводнения мог привести к преждевременному прорыву воды из нагнетательных скважин. Применение комплексного геомеханического моделирования дало возможность оценить напряжения с учетом влияния тектонических нарушений (рис. 5). Расчеты позволили минимизировать неопределенность, связанную с направлением развития трещины ГРП. Были спрогнозированы геометрия и направление роста трещины, что позволило обеспечить максимальный охват продуктивного интервала трещиной и целостность барьеров залежи [4].

Рис. 5. Ожидаемая ориентация трещин на основе данных FMI при направлении максимального напряжения 160° (зеленые линии) и расчетная ориентация трещин на основе поля напряжений с учетом тектонических нарушений (красные линии)

Проектирование и разработка

Применение геомеханики для решения вопросов проектирования и мониторинга разработки месторождений позволяет выполнить анализ геологических особенностей и трещиноватости структур. Выявление продуктивных зон проводится исходя из оценки проводимости трещин и разломов, их возможной активации, а также проседания структурных поверхностей и уменьшения (увеличения) проницаемости в процессе разработки.

Куюмбинское месторождение. Накопленный опыт выявления зон проводящих трещин применим для трещиноватых карбонатных коллекторов, примером которых могут служить рифейские отложения Куюмбинского месторождения. Продуктивность скважин в коллекторах трещинного типа со сложной тектоникой определяется во многом успешностью вскрытия зон разуплотнения (открытой трещиноватости), прогноз развития которой возможен на основе геолого-геомеханической модели. Схематично физическая модель коллектора представлена на рис. 6 [5]. Часть трещин находится в неактивном состоянии: при определенном соотношении нормальных и тангенциальных напряжений фильтрация флюида по ним затруднена.

Рис. 6. Схематическое представление фильтрационно-емкостных свойств коллектора: n, τ — соответственно нормальные и тангенциальные напряжения, действующие на каждую трещину; Sh, Sv — cоответственно горизонтальное и вертикальное напряжение

Месторождение Саркала, расположенное в Курдском регионе Республики Ирак, также сложено карбонатными коллекторами, добыча из которых возможна благодаря наличию трещиноватых зон различных неоднородности и активности. Анализ напряженного состояния на поверхности разлома (трещины) позволит классифицировать трещины в дискретной сети на потенциально проводящие и непроводящие с перспективой их активации при изменении порового давления и выявить новые зоны для бурения скважин.

Геомеханическое моделирование — необходимый инструмент, позволяющий оптимизировать затраты компании на всех этапах разработки месторождения, усилить компетенции проектных команд, значительно расширить информационную базу знаний о пласте. Накопленный опыт и выполненные проекты ПАО «Газпром нефть» показывают, что построенная для решения конкретной задачи геомеханическая модель дает возможность снизить риски при строительстве скважин, оценить потенциально перспективные зоны для бурения и стимуляции, обеспечить устойчивость стенок ствола скважины и др. Таким образом, динамичное развитие направления геомеханического моделирования для компании ПАО «Газпром нефть» является одной из приоритетных технологических задач.

Список литературы

1. Расчет устойчивости ствола скважины для предотвращения осложнений при бурении/С.В. Лукин, С.В. Есипов, В.В. Жуков [и др.]//Нефтяное хозяйство. — 2016. — № 6. — С. 70–73.

2. Комплексный подход к проведению ГРП ачимовских пластов на месторождениях Западной Сибири/С. Марино, Я. Волокитин, А. Хабаров [и др.]// SPE 136072. — 2010.

3. Petroleum Related Rock Mechanics/E. Fjaer, R.M. Holt, P. Horsrud [et al.]. — Amsterdam: Elsevier Publications, 2008. — 515 p.

4. Опыт построения 3D геомеханических моделей (на примере одного из месторождений Западной Сибири)/Ю.В. Овчаренко, С.В. Лукин, О.А. Татур [и др.]// SPE 182031. — 2016.

Возврат к списку