Концептуальный подход, особенности и сложности разработки нефтяной оторочки в условиях аномально низких пластовых давлений и температуры на примере Чаяндинского НГКМ

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020 - № 3 (17). – С. 33-40

УДК 622.276

Ш.А. Нигаматов1, Л.Р. Исмагилова1, С.А. Андронов1, А.А. Марков1, А.Н. Бощенко2, В.А. Лапаев2, А.В. Белыш2
1 Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»),
2 ООО «Газпромнефть-Заполярье»

Электронный адрес:  Nigamatov.ShA@gazpromneft-ntc.ru; Ismagilova.LR@gazpromneft-ntc.ru; Markov.AA@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: нефтяная оторочка, концепция разработки, вторичные образования, аномально низкое пластовое давление, аномально низкая пластовая температура

Вовлечение запасов нефтяной оторочки предполагает ряд сложностей с соблюдением баланса отборов газа и нефти из залежи, выбором оптимальной конструкции и проводки стволов, обоснованием режимов работы скважин и т.д. Помимо этого залежи углеводородов могут быть осложнены вторичными преобразованиями отложений, наличием различных нарушений, аномальными термобарическими условиями. В работе представлены результаты применения концептуального подхода при проектировании разработки нефтяной оторочки ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ с наличием вышеперечисленных осложнений. Данный опыт может быть применен при оценке большинства месторождений Восточной Сибири.

CONCEPTUAL APPROACH, PECULIARITY AND COMPLEXITY OF THE OIL RIM DEVELOPMENT UNDER CONDITION OF ABNORMAL LOW RESERVOIR PRESSURE AND TEMPERATURE: THE CASE OF CHAYANDINSKOYE OILFIELD, EASTERN SIBERIA

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2020, no. 3 (17), pp. 33-40

Sh. Nigamatov1, L. Ismagilova1, S. Andronov1, A. Markov1, A. Boshchenko2, V. Lapaev2, A. Belysh2
1 Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg,
2 LLC Gazpromneft-Zapoliarie

E-mail:  Nigamatov.ShA@gazpromneft-ntc.ru; Ismagilova.LR@gazpromneft-ntc.ru; Markov.AA@gazpromneft-ntc.ru

Keywords: oil rims, development concept, diagenetic alterations, abnormally low reservoir pressure, abnormally low reservoir temperature

The oil rim reserves development suggests complexity in maintaining the balance of gas and oil withdrawals from the reservoir, choosing the optimal well design and geosteering, justifying well operation conditions, etc. In addition, gas and oil reservoir can be complicated by diagenetic alterations of deposits, blocked structure, abnormal thermobaric conditions. The paper presents the results of conceptual approach to the Botuobinskiy horizon’s oil rim development design at the Chayandinskoye oil and gas condensate field with the presence of the above complications. This experience can be applied to assess the majority of fields in Eastern Siberia

DOI: 10.7868/S2587739920030040

В условиях роста внимания к проблеме разработки трудноизвлекаемых запасов освоение подгазовых залежей является одним из главных фокусов в стратегии развития нефтяных компаний. Проектирование вовлечения запасов нефтяных оторочек требует детального изучения всех влияющих факторов, анализа и составления программы снижения возможных рисков. Основными осложняющими факторами разработки таких залежей являются наличие газовой шапки и подстилающей воды. Впервом случае возможный прорыв газа увеличивает риск снижения продуктивности нефтяных скважин, и активная разработка газовой шапки приводит к снижению начальных геологических запасов нефти. Во втором случае при наличии подстилающей воды возникает риск преждевременного обводнения продукции скважин. Кроме этих факторов, на Чаяндинском НГКМ отмечаются вторичные преобразования отложений, блоковое строение залежей, неблагоприятные термобарические условия в продуктивном горизонте. Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в юго-западной части Республики Саха (Якутия). Месторождение многопластовое, продуктивными являются терригенные отложения венда, горизонты: ботуобинский, хамакинский, талахский. Тип залежей – пластовые, тектонически и литологически экранированные, газоконденсатные и нефтегазоконденсатные. Основные запасы нефти сосредоточены в ботуобинском горизонте.

ДЛЯ ДОСТОВЕРНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГЕОЛОГОФИЗИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ОБЪЕКТА НЕОБХОДИМЫ ОТБОР КЕРНОВОГО МАТЕРИАЛА ПО ИЗОЛИРОВАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ, ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НА НЕЭКСТРАГИРОВАННОМ ОБРАЗЦЕ, ПРОВЕДЕНИЕ РАСШИРЕННОГО КОМПЛЕКСА ГИС ДЛЯ ДАЛЬНЕЙШЕЙ ПРИВЯЗКИ С КЕРНОВЫМИ ДАННЫМИ И ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ЗАСОЛОНЕНИЯ В МЕЖСКВАЖИННОМ ПРОСТРАНСТВЕ.

Ботуобинский горизонт сложен в основном песчаником мелко-среднезернистым, мономиктовым кварцевым, с гидрослюдистым-глинистым цементом. Преобладание песчаников, средняя сортировка обломочного материала, кварцевый состав свидетельствуют о длительной переработке материала до его седиментации. Формирование отложений ботуобинского горизонта происходило в условиях крупной баровой системы, благодаря чему отложения в первичном виде обладали весьма высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Тем не менее впоследствии отложения подверглись вторичным преобразованиям, в ходе чего в составе отложений горизонта отмечается присутствие галитового, сульфатного и карбонатного цемента. Наибольшее влияние на коллекторские свойства пород оказывает галитизация, так как при определенном содержании галита отложения имеют низкие значения открытой пористости. По данным анализа керна и ГИС выявлено, что засолоненные прослои имеют толщину от нескольких сантиметров до 2 м, при этом количество таких прослоев толщиной 2 м в некоторых скважинах может достигать 5-6. Следовательно, соли не только снижают емкостные свойства песчаников, но и являются причиной их высокой расчлененности. Источником галита для вендских отложений являлись рассолы, поступавшие из вышележащего сульфатно-галогенно-карбонатного комплекса кембрия. Рассолы просачивались в нижележащие отложения по ослабленным зонам, далее из этих рассолов в пустотном пространстве пород кристаллизовался и выпадал в осадок галит. Причиной наличия таких ослабленных зон могут быть тектонические процессы. 

В ходе палеотектонического анализа установлены зоны, испытывавшие в период вендско-кембрийского времени сначала воздымание, а затем погружение. По данным скважинам в этих зонах отмечается максимальное засолонение отложений. Таким образом, можно предположить, что зоны, подвергшиеся влиянию тектонической активности, могли на определенном этапе обладать повышенной трещиноватостью или разуплотнением. Палеотектонические реконструкции позволяют определить зональность засолонения в пределах нефтяной оторочки. Оценку протяженности засолоненных прослоев в межскважинном пространстве на текущий момент провести невозможно. Ввиду незначительных толщин засолоненные прослои не прослеживаются по данным сейсмики. Однако можно предположить их ориентацию. Согласно исследованиям, наибольшему засолонению подвержены первоначально лучшие коллекторы сминимальной глинистостью имаксимальными значениями пористости/проницаемости, т.е. миграция рассолов по латерали происходила вдоль ориентации баровых тел. Ориентация баровых тел имеет северо-восточное простирание, исходя из чего можно предположить, что засолоненные прослои ориентированы в северо-восточном направлении [1]. Как отмечено выше, наличие галитового цемента уменьшает поровое пространство и фильтрационно-емкостные свойства. 

Ранее в проектных документах по подсчету запасов песчаники с галитовым цементом рассматривались как коллекторы. По прогнозу, в пределах нефтяной оторочки засолоненные породы могут составлять порядка 9% объема всех пород. Недоучет данного фактора приводит к завышению геологических запасов нефти. Для понимания реальных коллекторских свойств засолоненных песчаников и влияния засолонения на разработку необходимо провести детальные исследования на керне. Исследования по определению на историческом керне не дадут объективной информации, так как в процессе отбора и в последующих лабораторных исследованиях могло быть нарушено первоначальное засолоненное состояние отложений. В связи с этим в рамках доизучения целевого объекта запланирован отбор керна по изолированной технологии и проведение расширенных лабораторных исследований. Для снижения рисков рассолонения отбираемой породы бурение проводится на растворе с углеводородной основой. Исследования свойств будут проведены как на экстрагированном, так ина неэкстрагированном керне, что позволит оценить течение флюида в пластовых условиях и смоделировать процессы рассолонения в пласте. Кроме того, подобран комплекс ГИС для определения засолоненных интервалов пород и сопоставления ГИС с результатами исследований керна.

4.1.PNG

В пределах Чаяндинского НГКМ выделяется множество разрывных нарушений. Разломы в южной части лицензионного участка более амплитудные, хорошо видны на сейсмических разрезах, образуют большое количество блоков. В северной части в районе нефтяной оторочки находятся в основном малоамплитудные разломы, которые не проявляются в волновом поле на сейсмических данных, однако видны по сейсмическим атрибутам (рис. 1). В процессе разработки нефтяной оторочки планируется проведение гидродинамических исследований для выявления экранирующих эффектов данных разломов. Продуктивные горизонты месторождения характеризуются аномально низкими пластовым давлением и температурой. Аномальное пластовое давление существует в изолированных системах, генезис процесса сложно пред сказать. Предполагается, что основной причиной является температурный фактор, так как коэффициент теплового расширения флюидов в изолированной системе значительно выше, чем у минеральных компонентов в горных породах. 

Коэффициент аномальности пластового давления ботуобинского горизонта составляет 0,87, что требует принятия нестандартных решений при бурении эксплуатационных скважин. Для снижения рисков значительного загрязнения призабойной зоны пласта и исключения газонефтепроявлений в процессе бурения необходим подбор оптимальной рецептуры бурового раствора. Температура ботуобинского пласта составляет 9–11 °C, что приносит существенные риски выпадения асфальтенов, парафинов при эксплуатации скважин. В процессе разработки залежи и прорывов газа из газовой шапки возможен эффект дросселирования и охлаждения газа, что может привести к существенному снижению температуры призабойной зоны (эффект Джоуля–Томсона), создавая риск выпадения парафинов, увеличения фильтрационного сопротивления и даже закупоривания ПЗП. Эффект Джоуля–Томсона – это изменение температуры газа при адиабатическом дросселировании – медленном протекании газа под действием постоянного перепада давлений сквозь пористую перегородку [7]. 

При рабочей депрессии на пласт 2МПа в базовом режиме работы скважин максимально возможное снижение пластовой температуры газа от начальной оценивается примерно в 6 °C. В таком случае температура газа в призабойной зоне пласта может снизиться до 3 °C (рис. 2). При этом температура кристаллизации парафинов в нефти ботуобинского горизонта в поверхностных условиях составляет 5 °C. В связи с этим планируются дополнительные лабораторные исследования нефти на выпадение АСПО, в рамках опытно-промышленных работ – длительная отработка скважин на различных режимах, а также проработана программа обработки ПЗП. В целях оценки рисков реализации отрицательного исхода проведен стресс-тест: в гидродинамическом симуляторе скважины останавливались после прорыва газа из газовой шапки и оценена накопленная добыча нефти. И в этом случае проект остается положительным по экономической оценке. Кроме того, стоит отметить, что термобарические условия ботуобинского объекта близки к условиям гидратообразования. Экспериментально доказано, что высокая минерализация пластовой воды (более 350 г/дм3 ) является достаточной гарантией отсутствия гидратообразования даже в аномально низких

4.2.PNG

4.3.PNG

термобарических условиях, а именно при пластовом давлении Рпл = 13,2МПа и горном давлении Ргор = 35МПа, пластовой температуре t пл 9–11 °C. С целью установления предельного уровня минерализации закачиваемой в пласт воды, гарантирующего отсутствие гидратообразования при воздействии газа сепарации и воды, проведены исследования возможности гидратообразования в тонких трубках при совместной фильтрации газа и пластовой воды различной минерализации [8]. В качестве газа использовались метан и газ сепарации, а в качестве пластовой воды – растворы хлорида натрия NaCl и хлорида кальция CaCl2 в дистиллированной воде. Экспериментально установлены значения критического уровня минерализации пластовой воды Мкр, при которых отсутствует гидратообразование при фильтрации метана и газа сепарации соответственно. 

Обнаружено, что применительно кметану гидратообразование наступает при уровне минерализации воды ниже 150 г/дм3 , а применительно к газу сепарации – ниже 200 г/дм3 (табл. 1). Также необходимо знать, при каких термобарических условиях наблюдается начало образования гидратов. Такие условия определены для аналога Чаяндинского месторождения (рис. 3). Таким образом, при текущих термобарических условиях достаточно снижения минерализации воды или ожирнения пластового газа, чтобы оказаться в зоне образования гидратов. В этой позиции оценивались возможность организации водогазового воздействия, смешивающееся вытеснение нефти и закачки воды для организации системы ППД. Закачка газа в режиме ВГВ неэффективна, так как сразу образуются гидраты (серая линия на графике), при смешивающемся вытеснении требуется ожирнение газа, что увеличивает риск гидратообразования, а закачка воды целесообразна только при минерализации воды выше 200 г/дм3. Основными задачами при формировании концептуальной модели являются подбор оптимальной системы разработки, определение режимов работ скважин и наилучшей проводки горизонтальных стволов. Для выбора оптимальной системы разработки использован инновационный модуль «ЭРА: Оптима. Новый фонд» Научно-технического центра «Газпром нефти». 

Программа позволяет провести многовариантные расчеты на 3D гидродинамической модели с варьированием основных параметров системы разработки: тип заканчивания, плотность и угол поворота сетки скважин, расстояние горизонтальных стволов до флюидальных контактов, с автоматической расстановкой фонда, вычислениями на нескольких машинах локальной сети и сбором результатов при помощи ГРИД-Кластера [9]. Рассчитано более 

4.4.PNG

500 вариантов горизонтальных и многозабойных скважин, а также Fishbone. Так как пластовая подстилающая вода характеризуется высокой минерализацией и менее подвижна, чем газ газовой шапки, целесообразно проводить горизонтальный ствол ближе к ВНК, что подтверждается результатами на гидродинамической модели и работой скважин на месторождении-аналоге. На данном этапе наибольшую экономическую эффективность показывает система разработки горизонтальными скважинами (рис. 4).

4.5.PNG

С учетом возможных технологических рисков бурения горизонтальных скважин 2000м в данном регионе рекомендуемая система разработки ГС – 1500м, межрядное расстояние – 1000 м, расстояние между скважинами в ряду – 250м. Врамках ОПР планируется бурение более длинных ГС и скважин со сложной конструкцией – МЗС и Fishbone. Также проводился анализ чувствительности принятого оптимального решения к влиянию изменений экономических показателей. Наибольшее влияние на оптимальные параметры системы разработки оказывают цена на нефть и НДПИ. При улучшении экономических условий есть возможность уплотнения сетки скважин с увеличением накопленной добычи нефти.

Для сравнения (рис. 5, 6) представлены оптимальные варианты МЗС и Fishbone. В текущих экономических условиях эти варианты хуже базового при большей накопленной добыче. Принятый вариант системы разработки показывает наибольшую эффективность и одновременно оставляет возможность уплотнения сетки зарезкой боковых стволов или применения Fishbone в случае снижения стоимости строительства скважин данной конструкции.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведен анализ основных геологических неопределенностей для последующего выполнения программы опытно-промышленных работ и снижения рисков при полномасштабном освоении запасов нефти ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения. Наличие вторичных преобразований в продуктивном горизонте усложняет процесс наиболее точной оценки геологических запасов нефти. Для достоверного определения геологофизических характеристик объекта необходимы отбор кернового материала по изолированной технологии, лабораторные исследования на неэкстрагированном образце, проведение расширенного комплекса ГИС для дальнейшей привязки с керновыми данными и прогнозирования засолонения в межскважинном пространстве. Существование низких термобарических условий в продуктивном горизонте накладывает дополнительные риски при освоении запасов углеводородов. 

Во-первых, при аномально низком пластовом давлении возникает необходимость бурения скважин на легких растворах для снижения риска ухудшения фильтрационных свойств призабойной зоны пласта, что повышает требования к контролю давления для исключения газонефтепроявлений в процессе строительства. Во-вторых, при аномально низкой температуре объекта и возможном дальнейшем снижении значения согласно эффекту Джоуля–Томсона возникает вероятность выпадения АСПО в призабойной зоне скважин, кроме того, организация системы ППД, водогазового воздействия и смешивающегося вытеснения нефти привносит риски гидратообразования. Таким образом, кроме основных неопределенностей, таких как структура коллектора, положение флюидальных контактов, фильтрационно-емкостные свойства объекта, физико-химические свойства продукта, проработаны риски наличия солеотложений, осложнений вследствие низких термобарических условий. 

Для снижения рисков по неопределенностям и осложняющим факторам запланирована программа опытно-промышленных полевых работ, лабораторных исследований. Проведены многовариантные расчеты в фильтрационной модели и определена оптимальная система разработки. Сформированная концепция разработки Чаяндинского месторождения может быть применена на аналогичных месторождениях Восточной Сибири со схожими геологофизическими характеристиками.

Список литературы

    1. Нигаматов Ш.А., Исмагилова Л.Р., Бощенко А.Н. Прогноз зон засолонения песчаников ботуобинского горизонта на примере Чаяндинского место - рождения (Восточная Сибирь) // PROНЕФТЬ. – 2019. – № 3(13). – С. 35–40.
    2. Бурова И.А. Палеогеографические реконструкции венд-нижнекембрийских карбонатных отложений западного склона северной части НепскоБотуобинской антеклизы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – Электрон. науч. журнал. – 2014. – № 4 [Электронный ресурс]. URL: http:// www.ngtp.ru/rub/4/42_2014.pdf
    3. Крючков В.Е., Медведев А.Г., Извеков И.Б. Литолого-фациальные и геодинамические условия формирования вендских отложений Чаяндинско - го месторождения // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. – 2012. – № 1(9). – С. 194–201.
    4. Кальвин И.А., Моисеев В.А., Буторов В.В. Условия кристаллизации соли в поровом пространстве коллекторов Непского свода // Геология нефти и газа. – 1990. – № 6.
    5. Рыжов А.Е., Перунова Т.А., Орлов Д.М. Структура порового пространства пород-коллекторов ботуобинского горизонта Чаяндинского место - рождения // Вести газовой науки. – 2011. – № 1(6). – С. 162–174.
    6. Воробьев В.С., Клиновая Я.С. Причины засолонения терригенных пород в пределах Верхнечонского месторождения (Восточная Сибирь) // Газо - вая промышленность. – 2017. – № 4. – С. 36–42.
    7. Зубарев Д.Н. Физическая энциклопедия // Советская энциклопедия. – 1988. – С. 605–704.
    8. Троицкий В.М., Соколов А.Ф., Истомин В.А., Рассохин С.Г., Ваньков В.П., Мизин А.В., Алеманов А.Е. Физическое моделирование процессов гидрато - образования в режиме фильтрации природного газа в поровой среде Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения // Вести газовой науки. – 2015. – № 4(24). – С. 99–109.
    9. Яубатыров Р.Р., Бабин В.М., Акмадиева Л.И. Грид-кластер в офисе: высокопроизводительные вычисления для управления пластом // SPE -191519-MS, 2018. 

References

    1. Nigamatov Sh.A., Ismagilova L.R., Boshchenko A.N. The prediction of salted zones of botuobinskiy formation sandstone on the example of Chayandinskoye field (East Siberia). PRONEFT’. 2019, vol. 13, no. 3, pp. 35–40. (In Russ.)
    2. Burova I.A. The paleogeographycal reconstruction of vendian-lower cambrian carbonate rocks at the west slope of the north part of Nepsko-Botuobin - skaya anteclise. Neftegazovaia geologiia. Teoriia i praktika [Oil and gas geology. Theory and practice]. 2014, no 4. (In Russ.) Available at: http://www.ngtp.ru/ rub/4/42_2014.pdf
    3. Kruchkov V.E., Medvedev A.G., Izvekov I.B. Litho-facies and geodynamic condition of vendian deposits genesis of Chayandinskoe field. Vesti gazovoi nauki. 2012, vol. 9, no. 1, pp. 194–201. (In Russ.)
    4. Calvin I.A., Moiseev V.A., Butorov V.V. Salt crystallization condition at the pore space of Nepsckiy dome reservoirs. Geologiia nefti i gaza [Oil and gas geology]. 1990, no 6. (In Russ.)
    5. Ryzhov A.E., Perunova T.A., Orlov D.M. The structure of pore space at botuobinskiy formation reservoir of Chayandinskoe field. Vesti gazovoi nauki. 2011, vol. 6, no. 1, pp. 162–174. (In Russ.)
    6. Vorobyev V.S., Klinovaya Ya.C. The factor of terrigenous reservoir salinization of Verkhnechonskoe field. Gazovaia promyshlennost’ [Gas industry]. 2017, no. 4, pp. 36–42. (In Russ.)
    7. Zubarev D.N. Fizicheskaia entsiklopediia [Physical encyclopedia]. Moscow, Sovetskaia entsiklopediia Publ., 1988, pp. 605–704.
    8. Troitsky V.M., Sokolov A.F., Istomin V.A., Rassokhin S.G., Van’kov V.P., Mizin A.V., Alemanov A.E. Physical modeling of hydrate formation processes in the regime of natural gas filtration in the pore medium of the Chayandinskoe oil and gas condensate field. Vesti gazovoi nauki. 2015, vol. 24, no. 4, pp. 99–109. (In Russ.)
    9. Yaubatyrov R., Babin V., Akmadieva L. Grid Cluster in the Office: High-Performance Computing for Reservoir Management. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 24–26 September, Dallas, Texas, USA, 2018.

Возврат к списку