Формирование геологического рейтинга бурения скважин – основа планирования комплексного проекта развития актива

А.В. Билинчук, к.т.н. (ПАО «Газпром нефть»), А.Н. Ситников, Р.Н. Асмандияров, А.А. Пустовских, к.ф.-м.н, Р.З. Зулькарниев, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), С.А. Черевко (ООО «Газпромнефть-Хантос»)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

Целью планирования комплексного проекта развития актива (КПРА) являются обеспечение максимально возможной результативности освоения запасов углеводородного сырья, формирование концепции оптимального варианта разработки и эксплуатации актива на перспективу. В основе планирования КПРА лежит формирование ковра (графика) бурения новых скважин, на базе которого проводится расчет уровней добычи нефти и газа, проектируются развитие и создание инфраструктуры, оценивается эффективность проекта. Качественное формирование ковра бурения с фокусировкой на скважинах и кустовых площадках с наиболее высоким потенциалом по месторождениям компании базируется на систематическом ведении геологического рейтинга бурения скважин/кустов с использованием актуальной информации (рис. 1).

Рис. 1. Формирование геологического рейтинга бурения скважин — основа для планирования комплексного проекта развития актива

Геологический рейтинг бурения скважин и кустовых площадок формируется с целью:

— унификации подхода к планированию долгосрочных программ бурения для определения сквозной приоритетности объектов бурения по всем добывающим обществам компании;

— повышения прозрачности процесса формирования долгосрочной программы бурения;

— автоматизации процесса расчета и формирования рейтинга бурения;

— минимизации рисков эксплуатационного бурения за счет формирования программы геолого-разведочных работ (ГРР);

— создания графика бурения скважин на основе полученной информации.

Новизна проекта заключается в следующем.

• Реализована вероятностная оценка потенциала скважин с учетом геологических рисков и неопределенностей с вероятностной точностью оценки запасов 10, 50, 90 %. Для категории запасов С2 рассчитываются вероятностные уровни добычи нефти и в соответствии с этим проектируется программа ГРР, закладываются производственные мощности инфраструктуры.

• Разработана форма геологического рейтинга бурения скважин, в которой:

— консолидируется вся необходимая информация по проектным скважинам, в том числе указываются геологические риски и неопределенности;

— проводится автоматизированный расчет стартовых дебитов, профиля добычи нефти по темпам падения;

— формируется геологический рейтинг всех проектных кустовых площадок по приросту дебита нефти.

Размещение проектного фонда скважин и кустовых площадок на неразбуренной части месторождения проводится в соответствии с принятой оптимальной системой разработки на основании расчетов на гидродинамических моделях и действующей проектно-технической документации на разработку месторождения. Скважины распределяются по принадлежности по проектным кустовым площадкам с условием возможного достижения проектных целей. По каждой скважине отображаются тип заканчивания и проектное назначение, им присваиваются координаты пластопересечений. Все данные заносятся в форму рейтинга бурения.

Оценка запасов по проектным скважинам проводится по областям Вороного на основе карт начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин с учетом траекторий горизонтальных проектных скважин. В результате сумма запасов всех скважин соответствует запасам, стоящим на балансе по рассматриваемому объекту разработки. Отображается принадлежность запасов к категориям А, В, С1, С2. Запасы по качеству классифицируются на традиционные и трудноизвлекаемые по льготам согласно Федеральному закону № 213 от 23.07.13 г. Вся информация по запасам заносится в форму рейтинга бурения.

На основе актуальных карт по геологии и разработке в форму рейтинга бурения скважин заносятся данные по каждой проектной скважине: значения эффективных толщин, проницаемости, прогнозной обводненности, пластового давления.

Карты по геологии и разработке постоянно актуализируются, уточняются данные по проницаемости, толщинам, рискам по структуре, недонасыщенному коллектору. По каждой скважине/пласту указываются физико-химические свойства пласта и флюидов. Подготовка данных для формирования рейтинга бурения представлена на рис. 2.

Все карты подгружаются к проектным скважинам, снимаются значения с сеток и проводится расчет ожидаемых дебитов.

Рис. 2. Размещение проектных скважин и кустовых площадок на лицензионном участке Приобский для формирования геологического рейтинга бурения

Расчет стартовых дебитов выполняется в рамках модели однофазного притока жидкости. Принимаются следующие основные предположения и допущения:

— в области бурения пласт определяется усредненными свойствами;

— вязкости, сжимаемости, объемные коэффициенты и пористость постоянны в рабочем диапазоне давлений;

— до запуска на режим скважина работает с постоянным дебитом или забойным давлением;

— депрессия Dp рассчитывается с учетом эффекта снижения проводимости из-за появления газовой фазы в пласте при забойном давлении ниже давления насыщения, а также с учетом наличия в потоке воды.

Предполагается, что алгоритм не зависит от типа ствола [1].

Для перехода к модели однофазного притока необходимо вычислить ее эффективные параметры. Принимая степенной вид функций относительных фазовых проницаемостей (ОФП) для заданной ожидаемой запускной обводненности fw, определяем ожидаемую водонасыщенность пласта Sw в области бурения (либо fw из Sw) с помощью следующих уравнений:

где kro, krw — ОФП соответственно для нефти и воды, для водонасыщенных пластов krw(Sw=1)=1; pd — безразмерный перепад давления; μo, μw — вязкость соответственно нефти и воды в пластовых условиях; Во, Bw — объемный коэффициент расширения соответственно нефти и воды; Swc — связанная водонасыщенность; Sor — остаточная нефтенасыщенность; Fw, Fo — концевая точка ОФП соответственно для воды и нефти; m1, m2 — показатели степени соответственно для воды и нефти.

Эффективная вязкость жидкости в пластовых условиях, учитывающая различие проводимости нефти и воды, вычисляется следующим образом:

Общая сжимаемость системы ct задается выражением

где со, cw — сжимаемость соответственно нефти и воды в пластовых условиях, cr — сжимаемость породы.

Кроме того, для пересчета дебита в поверхностные условия определяется эффективный объемный коэффициент расширения жидкости

где fw — запускная объемная обводненность продукции.

Рис. 3. Динамика дебита жидкости по различным типам скважин (а) и динамика дебитов, нормированных на дебит вертикальной сква- жины с ГРП (б)

Расчет продуктивности для всех видов заканчивания скважин основывается на использовании одномерной модели фильтрации [2].

Особенности данной модели:

— прямоугольная форма зоны дренирования с границами неперетока;

— однородный пласт;

— учет разного режима течения;

— учет интерференции трещин многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП).

Методика реализована для следующих типов скважин:

1) наклонно направленных (ННС);

2) ННС с ГРП;

3) горизонтальных (ГС);

4) ГС c МГРП.

Безразмерный коэффициент продуктивности — величина, обратная безразмерному перепаду давления [3]

Для нахождения pd используются численно-аналитические алгоритмы, основанные на решении уравнения пьезопроводности с протяженным стоком флюида — единичной трещиной ГРП [2]. Данная модель используется для всех типов заканчивания скважин, но с учетом соответствующих проводимости и сопротивления [4]. В случае МГРП далее применяется принцип суперпозиций.

Такой подход позволяет определять пусковые параметры работы скважины на нестационарном режиме на время запуска и в первый месяц эксплуатации скважины. В расчете пусковых параметров учитываются параметры трещин ГРП, число стадий МГРП в горизонтальной скважине, проницаемость проппанта. Пример расчета стартовых дебитов на нестационарном режиме представлен на рис. 3. До определенного времени каждая из трещин работает независимо от остальных, затем они начинают интерферировать.

По результатам расчетов каждой проектной скважины по пластам формируется геологический рейтинг бурения скважин и кустовых площадок. В форме рейтинга бурения реализованы модули по формированию рейтинга по пластам, скважинам при совместной эксплуатации платов, кустовым площадкам.

В рейтинге бурения существует возможность учета и ранжирования скважин и кустов по величине геологических запасов нефти, степени изменчивости запасов по оценкам Р10, Р50, Р90, степени геологической изученности района работ. Исходными данными для рейтинга бурения, в том числе, являются результаты расчета вероятностной оценки запасов нефти и газа по рассматриваемым пластам (количественная оценка вариации параметров, влияющих на подсчет запасов).

Разработанные нормативно-методологическая документация и форма геологического рейтинга бурения новых скважин позволят вывести процесс планирования долгосрочных программ бурения по всем добывающим обществам компании на более качественный уровень.

Выражаем благодарность участникам рабочей группы по данному проекту Р.Т. Апасову, А.С. Маргарит (ООО «Газпромнефть НТЦ»).

Список литературы

1. Vogel J.V. Inflow Performance Relationships for Solution-Gas Drive Wells//Journal of Petroleum Technology. — 1968. — Jan. —

2. Ozkan E., Raghavan R. Some New Solutions to Solve Problems in Well Test Analysis: Part 2 — Computational Considerations and Applications//SPE18616. — 1988.

3. Gringarten A.C., Ramey H.J. The Use of Source and Green’s Functions in Solving Unsteady-Flow Problems in Reservoirs//SPE 3818. — 1973.

4. Blasingame T.A., Poe Jr. B.D. Semianalytic Solutions for a Well With a Single Finite-Conductivity Vertical Fracture//SPE-26424. — 1993.

Возврат к списку