Обоснование моделирования сложно-построенных коллекторов трудноизвлекаемых запасов газа и нефти

Останин В.А.

Обоснование моделирования сложно-построенных коллекторов трудноизвлекаемых запасов газа и нефти

ТФ ФГУП «СНИИГГиМС»

По некоторым оценкам, начало добычи сланцевого газа — самое важное событие в энергобизнесе за последние 50 лет. Его результатом стало перепроизводство газа и обвал цен в Северной Америке. В настоящее время при незначительно отличающейся добыче нефтегазовых компаний России и США выручка последних в три с лишним раза превышают выручку компаний РФ (2 трлн. $ против 600 млрд. $). Происходит это вследствие вовлечения в разработку труднодоступных ресурсов УВС и  локализации их потребления в регионе разработки в отличие от централизованной системы транспорта нефти и газа на территории  РФ. На территории Западной Сибири из-за наличия гигантских запасов традиционного природного газа труднодоступным ресурсам не уделялось достаточного внимания. Однако в настоящее время накопилось достаточно данных, на основании которых можно судить о экономической перспективности разработки сланцев баженовской, абалакской свит и сланцев доюрского основания.

Нефтегазоносность отложений битуминозных сланцев Западной Сибири отмечалась еще на первых этапах ее освоения (с начала 1970-х годов на Салымском своде). Однако сложность геологического строения, проявляющаяся в сильной латеральной изменчивости коллекторских свойств, в зависимости в меньшей степени от литологического и в большей степени от тектонического фактора мешала технологическому обоснованию разработки таких месторождений.

Стратиграфически нефтеносность сланцев приурочена к отложениям баженовской и абалакской свит. Баженовская свита продуктивна в практически во всей центральной части ЗСП, абалакская свита – на территории Красноленинского свода. На Салымском месторождении ведется промышленная разработка отложений баженовской свиты.

По мере накопления опыта  разведки и разработки месторождений в баженовской и абалакской свитах начали накапливаться факты затруднений возникающих при построении их геологических моделей, и, как следствие, подсчета запасов и составления схем разработки. Причины таких затруднений следующие.

1. Разрешающая способность сейсморазведки (около 10 метров по вертикали) в большинстве случаев недостаточна для достоверного выделения продуктивных пропластков.
2. Невозможность судить о коллекторских свойствах по керну, поскольку при выносе его на поверхность он фрагментируется на образцы, не отражающие реальных фильтрационно-емкостных свойств.
3. Аномальная продуктивность трещиноватых коллекторов во многих скважинах, в которых дебиты практически не меняются на протяжении 20-30 лет, а прогнозный КИН превышен в несколько раз.
4. Анизотропность гидродинамичсеких свойств, выявляемых при гидропрослушивании, что в частности касается 27 и 28 скважин Салымского месторождения.
5. Повышение гидропроводности вниз по разрезу в одних и тех же скважинах, необъяснимое экзогенными факторами. Обычно предполагается, что по мере увеличения степени катагенеза гидропроводность должна падать, тем не менее, этого не происходит.

С самого начала изучения трещиноватых коллекторов делались попытки преодолеть описанные затруднения, которые можно разделить на следующие.

1. Технологические методы.
2. Тектонические методы .
3. Геофизические методы.

Остановимся подробнее на второй группе методов. Причиной, по которой мы выделяем тектонические методы, является возможность количественного априорного анализа и моделирования разработки сложнопостроенных коллекторов, апробированная нами на ряде месторождений Западной Сибири и в региональном плане.

Основой проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений является гидродинамическое моделирование в программных комплексах (Eclipse, Roxar). При гидродинамическом моделировании коллекторские свойства в точках скважин берутся по керновым данным, а в межскважинном пространстве рассчитываются различными методами интерполяции. Разрывные нарушения, как правило, принимаются непроницаемыми.

Такой подход в случае трещиноватых коллекторов по ряду причин неэффективен. Во-первых, неоднородности межскважинного пространства в случае трещиноватых коллекторов имеют решающее значение при определении потенциальной продуктивности. Во-вторых, проницаемость керна и фактическая проницаемость трещин никак не коррелируют друг с другом. В третьих, разломы чаще представляют собой пути ураганной фильтрации, чем непроницаемые экраны [1, 2, 3, 4].

Для того чтобы получить адекватную модель для проектирования разработки месторождения необходимо количественно оценить ФЕС, а именно проницаемость в межскважинном пространстве. Для этого предлагается следующий алгоритм.

1. Расчет прогнозного параметра, характеризующего степень дислокации продуктивного пласта (дополнительный объем, возникающий при деформации пласта). Любое изменение формы пласта приводит к появлению зон растяжений, разуплотнения. В этом легко убедиться, посчитав и сравнив объем плоской и выпукло-вогнутой линз.
2. Поиск количественных зависимостей прогнозного параметра и гидропроводности (продуктивности) в точках скважин.
3. Расчет проницаемости.
4. Внесение поправок на фактическую проницаемость в гидродинамическую модель.
5. Расчет вариантов разработки в модели с проницаемыми и непроницаемыми разломами, выбор модели, наиболее соответствующей фактическим данным.

Данный алгоритм был опробован при корректировке схемы разработки пласта М1 (кора выветривания) Чкаловского месторождения [5]. Аномальным для этого объекта является продуктивность  23 скважины, накопленная добыча которой составляет половину всей добычи месторождения.

Для моделирования  разработки был рассчитан лапласиан по кровле доюрских отложений. По зависимостям в точках скважин прогнозного параметра и гидропроводности была построена сеточная функция последней (Рис 2 а ). Используя сеточные функции гидропроводности и эффективных мощностей была рассчитана сеточная функция проницаемости, которая была использована при моделировании в программном комплексе «Eclipse» (Рис 1а,б).

Различие моделей с непроницаемым тектоническим экраном и с проницаемыми разрывными нарушениями получилось очень значительно

Также было произведено сравнение результатов моделирования по двум методикам и фактических показателей Рис 2 б.

Таким образом, можно сформулировать следующие выводы/

1. Модель с проницаемыми экранами лучше соответствует фактической добыче.
2. Проведение моделирования коллекторских свойств в межскважинном пространстве на основании данных о конфигурации сейсмических отражающих горизонтов вполне оправданно и эффективно.
3. Полученные данные о проницаемости можно использовать при расчете вариантов разработки в «Eclipse» или «Roxar» с получением более адекватной модели.

а)          б)

Рис. 1. Результаты моделирования для пласта М1 Чкаловского месторождения а) с непроницаемыми разломами, б) с проницаемыми

а)          б)

Рис 2. а) зависимость гидропроводности от прогнозного параметра, б) сравнения вариантов разработки и фактической добычи 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Н. Н. Безгубова, Б. И. Велединский, А. С. Захарченко и др. Технико-экономическое обоснование новой научной концепции совершенствования технологий разработки малых нефтяных месторождений // Сб. научных трудов СНИИГГиМС / под ред. В.Е.Пешкова. – Новосибирск, 1997. – С. 38–46.
2. С. В. Зимина,  А. В. Леонтьев, В. А. Останин, В. Е. Пешков, Е. В. Пугачев. Алгоритмы прогноза зон разуплотнения и повышеия гидропроводности на нефтяных и газовых месторождениях Западной Сибири.
3. В. А.  Останин,  С. В.Зимина, С. С. Ершов. Свидетельство о государственной регистрации  программы для ЭВМ № 2009615248.
4. В. Е. Пешков, О. В. Крылов, А. А. Захарова. Свидетельство о государственной регистрации  программы для ЭВМ № 2009612364.
5. Крылов О.В., Останин В.А., Пешков В.Е. и др. Локализация остаточных запасов нефти, построение карт гидродинамических параметров на основе расчета градиента деформации горных пород, обоснование системы разработки пласта М Чкаловского месторождения ОАО "Томскнефть" ВНК, ООО «Сибнефтегазинновация 21 век», г. Томск 2013 г.