Роль трехмерного геомеханического моделирования в разработке северо-самбургского месторождения

25.12.2018

Источник: Журнал «PROнефть»

Application of 3d geomechanical modelling to the development of severo-samburgskoye oilfield

УДК 622.276.1/.4.001.57 

Д.В. Альчибаев, А.Е. Глазырина
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Электронные адреса: Alchibaev.DV@gazpromneft-ntc.ru Glazyrina.AE@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: геомеханика, ачимовские отложения, аномально высокое поровое давление

D.V. Alchibaev, A.E. Glazyrina
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

The paper presents an approach to the multi-purpose application of the results of three-dimensional geomechanical modeling: in the field of accident-free well construction, optimization of multi-stage hydraulic fracturing ports on the example of the development of Achimov formations of the Severo-Samburgskoye oilfield.

Keywords: geomechanics, achimov formation, abnormally high pore pressure

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-4-56-59

ВВЕДЕниЕ

Неотъемлемой частью подготовки к строительству нефтяных и газовых скважин, выбору технологии и параметров бурения, системы разработки и методов увеличения нефтеотдачи пласта является изучение физико-механических свойств горных пород с целью получения достоверного представления о вмещающей среде, отражающего ее характеристики и напряженное состояние. Один из этапов исследования – создание модели механических свойств, которая позволяет построить профили упруго-прочностных свойств горной породы и определить ее напряженное состояние в околоскважинной области. Расчет устойчивости стенок ствола скважины, проведенный на основе полученного профиля механических свойств, дает возможность оценить реакцию горной породы на воздействие в процессе бурения. По результатам одномерного геомеханического моделирования формируются рекомендации по оптимизации технологических параметров внешнего воздействия на пласт для снижения вероятности возникновения осложнений при строительстве скважин. 

Рекомендации по: 

– допустимому диапазону плотности бурового раствора для каждой секции скважины; 

– подбору оптимальной плотности бурового раствора для каждой секции скважины; 

– разделению разреза на участки, не совместимые при бурении; 

– глубинам посадки колонн;

– оптимизации конструкции скважины; 

– возможным рискам, связанным с нестабильностью ствола скважины, и выбору технологий для безаварийного бурения; 

– целевому дизайну трещин  гидрразрыва пласта (ГРП).

ГЕОЛОГО-ФиЗичЕСКАЯ ХАРАКТЕРиСТиКА ПОРОД СЕВЕРО-САМБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕниЯ

Ачимовские отложения Северо-Самбургского месторождения характеризуются низкой проницаемостью коллекторов, что обусловливает необходимость применения горизонтальных скважин максимально возможной эффективной длины для добычи углеводородов и увеличения зоны охвата с помощью многостадийного ГРП (МГРП). Дополнительно строительство скважин осложняет наличие аномально высокого пластового давления (АВПД) с коэффициентом  аномальности 1,55-1,7 [1]. 

Оценка величины пластового давления по разрезу на этапе бурения,  основанная на детальном моделировании физико-механических свойств пород, позволяет подобрать оптимальное внутрискважинное давление, создаваемое удельным статическим весом бурового раствора, технологию бурения и требуемое число секций скважины, а также разработать методику определения точки заложения и максимально возможной протяженности горизонтального участка. 

Для решения поставленных технологических задач необходимо понимание реакции горной породы на технологические воздействия в процессе бурения, проведения ГРП и разработки. В связи с этим необходимо создание трехмерной геомеханической модели, учитывающей геологическую неоднородность ачимовских отложений. 

При построении модели для детализации представления о межскважинном пространстве были использованы результаты изучения механических свойств на керне, геофизических исследований разведочных скважин, замеров минимального горизонтального напряжения при мини-ГРП, а также данные сейсмической инверсии – кубы динамических упругих свойств. Пример клиноформ неокомских отложений показан на рис. 1. 

Рис. 1. Клиноформы неокомских отложений

ПРиМЕнЕниЕ ГЕОМЕХАничЕСКОГО МОДЕЛиРОВАниЯ ПРи ОПТиМиЗАЦии СТРОиТЕЛьСТВА СКВАЖин

Представление об упругих и прочностных свойствах вмещающих пород, а также о напряженном состоянии, в котором они находятся, позволило подобрать дизайн скважин, учитывающий риски обрушений в интервале второй технической колонны и газо-, нефте-, водопроявления при входе в ачимовские отложения. 

При определении поровых давлений по методике эквивалентных глубин [2] базовым предположением является то, что чистые глинистые породы, залегающие на разных глубинах и имеющие одинаковые (эквивалентные) значения физических параметров, находятся под воздействием равных эффективных напряжений

где sh n, snhэкв – среднее нормальное напряжение на глубине соответственно h и hэкв; ph a, pн hэкв – соответственно аномальное и нормальное поровое давление на глубине соответственно h и hэкв. Следовательно, для глубины h эквивалентной глубиной hэкв называется глубина, для которой выполняется соотношение (1). 

Для аномально высокого порового давления должно выполняться условие hэкв<h, для аномально низкого порового давления – hэкв>h. Эквивалентная глубина hэкв всегда должна быть в зоне нормальных порового и пластового давлений. В этом случае поровое давление может быть вычислено по нормальному гидростатическому давлению, пластовое – исходя из веса вышележащих пород. Методика не может быть применена, если в разрезе имеется сразу несколько зон с аномальным поровым давлением и hэкв попадает в одну из них. 

Из соотношения (1) получим

Формула (2) является основной при оценке аномального порового давления в глинистых толщах. 

Алгоритм оценки пластового давления по методу эквивалентной глубины включает: 

1) построение тренда нормального уплотнения глин с глубиной на основании результатов геофизических исследований скважин (ГИС) методами, позволяющими определить пористость (гамма-гаммаплотностной, акустический, нейтрон-нейтронный каротаж и др). 

2) выявление зоны АВПД по отклонению от тренда нормального уплотнения; 

3) определение эквивалентной глубины из условия равенства каротажных данных в зоне АВПД и вышележащих отложениях; 

4) расчет аномального порового давления по формуле (2). 

Построение геомеханической модели позволило также оценить максимально возможную протяженность горизонтальных участков скважин [3, 4]. Из-за потерь на трение с увеличением длины скважины возрастает перепад давления, необходимый для поддержания циркуляции бурового раствора [5]. Однако давление, создаваемое у долота, ограничено давлением ГРП, поскольку его превышение может привести к поглощению бурового раствора, потере циркуляции и обрушению стенок скважин. Оценка величины градиента гидроразрыва в зависимости от ориентации и положения скважин в разрезе позволила подобрать конструкцию скважины и реологические параметры бурового раствора (в первую очередь, плотность и вязкость) (рис. 2).

Рис. 2. Перенос механических свойств на плановую траекторию скважины (а)  и модель устойчивости скважины на основе прогнозных свойств (б)

В результате построений определен оптимальный дизайн конструкции скважины, интервалы посадки башмаков колонны для снижения рисков газо-, нефте-, водопроявлений и обрушений ствола скважины.

ВЫВОДЫ

1. Разработка низкопроницаемых ачимовских отложений в условиях АВПД представляет собой трудную технологическую задачу, для решения которой необходимо применение и развитие современных подходов в области трехмерного геомеханического моделирования.  

2. Модель устойчивости стенок ствола скважин с учетом трехмерной неоднородности механических свойств пород позволила подобрать оптимальную конструкцию и траекторию горизонтальных скважин в условиях высокого коэффициента аномальности порового давления и узкого «окна бурового раствора».

3. Использование результатов высокоточного 3D сейсмического мониторинга дало возможность учесть неоднородную структуру ачимовских отложений, наложенных и частично перекрывающих друг друга линз. 

4. Реализованные подходы геомеханического 3D моделирования с учетом детализированных сейсмических исследований и анализом малоамплитудных нарушений позволяют снизить неопределенности разработки в условиях неоднородного низкопроницаемого пласта с АВПД.

Список литературы

1. Гурари Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ неокомских отложений Западно-Сибирской плиты. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2003. – 141 с.
2. Свинцицкий С.Б. Теоретическое обоснование методики определения порового давления в глинистых породах по данным геофизических исследований скважин и параметрам бурения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2011. – № 7. – С. 26-33.
3. Kirsch G. Die Theorie der Elastizitat und die Bedurfnisse der Festigkeitslehre // Zeitschrift des Vereines deutscher Ingenieure. – 1898. – V. 42. – P. 797-807.
4. Трехмерная геомеханическая модель и модель околоскважинного пространства как инструменты оптимизации траектории скважины / Д.В. Альчибаев, А.Е. Глазырина, Ю.В. Овчаренко [и др.] // SPE 187830. – 2017.
5. Chen X., Gao D. The Maximum-Allowable Well Depth While Performing Ultra-Extended-Reach Drilling From Shallow Water to Deepwater Target // SPE 183025-PA. –  2018.

Reference

1. Gurari F.G., Stroenie i usloviya obrazovaniya klinoform neokomskikh otlozheniy Zapadno-Sibirskoy plity (istoriya stanovleniya predstavleniy) (The structure and conditions of formation the clinoforms of Neocomian deposits of the West Siberian Plain (history of representations thu formation)), Novosibirsk: Publ. of SNIIGGiMS, 2003, 141 p.
2. Svincickij S.B., Theoretical substantiation of the method of porous pressure determination in clay-ish rocks based on the data of well geophysical studies and drilling parameters (In Russ.), Geologija, geofizika i razrabotka neftjanyh i gazovyh mestorozhdenij, 2011, no. 7, pp. 26-33.
3. Kirsch G., Die Theorie der Elastizitat und die Bedurfnisse der Festigkeitslehre, Zantralblatt Verlin Deutscher Ingenieure, 1898, V. 42, pp. 797-807.
4. Al’chibaev D. V., Glazyrina A. E., Ovcharenko Ju. V., Kalinin O. Ju., et al., Application of 3D and near-wellbore geomechanical models for well trajectories optimization (In Russ.), SPE 187830-RU, 2017. 5. Chen X., Gao D., The maximum-allowable well depth while performing ultra-extended-reach drilling from shallow water to deepwater target, SPE 183025PA, 2018.

Возврат к списку