Применение секторного геологического моделирования при проектировании и проводке горизонтальных скважин с последующим многосекционным гидроразрывом пласта

Using of geological sector modeling during projecting and drilling of horizontal wells with subsequent multi-sectional hydraulic fracturing of formation

M. PILYUGIN, V. KIPER’, V.Badertdinov, A. NECHAEVA, P. LITVINENKO, «Surgutneftegas» JSC,
«Surgutneft’» NGDU, department of geological and simulation modeling

При проектировании и проводке горизонтальных стволов – для выбора оптимального профиля ствола, где в последующем будет проведен многосекционный гидроразрыв пласта (МСГРП), предложены технологии секторных геологических моделей.

There are proposed technologies of geological sector models during projecting and drilling of horizontal wellbores to choose optimal profile of wellbore where subsequently multi-sectional hydraulic fracturing of formation will be made.

Разработка одного из крупнейших в России Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна имеет почти полувековую историю. Месторождения характеризуются значительным этажом нефтегазоносности – от триасовых пород фундамента до позднего мела. Основные объекты разработки – высокопродуктивные пласты неокомского комплекса, в настоящее время характеризуются высокой выработкой и обводнением продукции. Поддержание текущего уровня добычи связано с введением в эксплуатацию трудноизвлекаемых запасов, большая часть которых сосредоточена в юрском нефтегазоносном комплексе.

Нефтеносность юрского комплекса связана, в первую очередь, с пластами Ю1 и Ю2 (Оксфорд-Киммериджский и Батский ярусы). В пределах Сургутского свода объекты характеризуются сложностью геологического строения, вертикальной изменчивостью и латеральной невыдержанностью отложений, а также низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Рентабельность эксплуатации юрских отложений достигается применением современных технологий повышения нефтеотдачи пласта (ГРП, многообъемные ГРП и многосекционные ГРП). Для снижения рисков при разбуривании залежей и планировании системы воздействия строятся геологические модели на основании исследований кернового материала, ГИС и сейсморазведки МОГТ-3D. Использование моделей при проектировании и проводке горизонтальных скважин с последующим многосекционным ГРП позволяет с высокой точностью прокладывать ствол, учитывая структурные и литологические особенности продуктивного горизонта.

Пласт ЮС2. Характеристика

Пласт формировался в позднем батском и раннем келловейском ярусах и относится к тюменской свите (рис. 1).
Рис. 1. Фрагмент сводного геолого-геофизического разреза Сургутского свода
Рис. 2. Фрагмент палеогеографической карты Западно-Сибирской равнины в Байосский, Батский и Раннекелловейский века
Палеогеографические обстановки: 1– равнина прибрежная, временами заливаемая морем; 2 – равнина низменная аккумулятивная; 3 – равнина денудационно-аккумулятивная; 4 – равнина возвышенная; 5 – плато, нагорье; 6 – речные долины
(Источник: Атлас литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины. Нестеров И.И. Тюмень, 1976 г.)
Палеогеографические карты батского времени указывают, что формирование тюменской свиты происходило в континентальных и переходных условиях осадконакопления (рис. 2). Пласт ЮС2 характеризуется резкой лито-фациальной изменчивостью – от мощных песчаных толщ, приуроченных к русловым отложениям речных долин и рукавов дельты, до отложений застойных, заболачивающихся озер и заливно-лагунных отложений. С отложениями русел палеорек и палеодельт связываются основные перспективы разработки, поскольку русловые потоки проводят наилучшую дифференциацию осадка, обеспечивая относительно высокие для коллекторов юрского комплекса фильтрационно-емкостные свойства.

В пределах Сургутского свода пласт характеризуется региональной нефтеносностью. Анализ данных ГИС позволил выделить основные циклы осадконакопления ЮС21 и ЮС22, разделенные глинистым прослоем, соответствующим периоду глобальной трансгрессии. По данным ГИС, кровля пласта уверенно выделяется реперными глинами вышезалегающих отложений васюганской свиты (максимальные показания гамма-каротажа), подошва отбивается по региональному угольному пласту (рис. 3).
Рис. 3. Образец разбивки пласта ЮС2 согласно циклам осадконакопления
Пласт ЮС21 имеет сходное строение на площади работ. Сопоставление ГИС с керновым материалом позволяет выделить основные литотипы – мелкозернистые песчаники, алевролиты и аргиллиты. Фациальная неоднородность территории, выраженная переходами от отложений баров до забаровых лагун, связана с колебаниями уровня моря; присутствие мощных (до 10 м) песчаных толщ хорошо отсортированного мелкозернистого песчаника – характерный признак отложений распределительных каналов дельты (рис. 4). Наличие остатков морских организмов (моллюски, белемниты) и растительного детрита – еще одно доказательство переходных условий седиментации: от мелководно-морских до континентальных (рис. 5). Отложения пласта ЮС21 регионально нефтенасыщенны.
Рис. 4. Схема корреляции скважин
Рис. 5. Литолого-фациальная разбивка керна пласта ЮС2
Пласт ЮС22 характеризуется значительной фациальной изменчивостью, что выразилось в изменении эффективных толщин на площади работ до десятков метров (рис. 6, 7).
Рис. 6. Фрагмент карты эффективных толщин пласта ЮС22
Рис. 7. Схема корреляции скважин
В керне пласт представлен отложениями озер и болот (алевролито-глинистые и угольные отложения), русел рек (мощные песчаные пачки), что позволяет отнести отложения пласта ЮС22 к континентальным условиям осадконакопления. В отличие от ЮС21 в подошвенной части пласта встречаются водонасыщенные пропластки.

Разработка объекта осложняется значительной неоднородностью резервуара, сложностью учета морфологии русловых отложений при планировании буровых работ. Динамика работы скважин (рис. 8) показывает, что наиболее стабильные параметры продуктивности имеют скважины, вскрывающие русловые отложения, осваиваемые с применением многообъемного ГРП.
Рис. 8. Карта разработки объекта, совмещенная с картой эффективных нефтенасыщенных толщин
Однако вследствие низких фильтрационных параметров (с учетом сетки разбуривания) через год скважины снижают дебит. Решение проблемы слабого влияния системы воздействия за счет уплотнения сетки нерентабельно. Бурение горизонтальных скважин с последующим проведением многосекционного ГРП (МСГРП) позволяет обеспечить стабильную высокую продуктивность, увеличивает эффективный радиус скважины.

Технология строительства скважины для проведения МСГРП

Вследствие низких фильтрационных параметров и значительного этажа нефтеносности разреза объект ЮС2 является оптимальным для проведения МСГРП. Выбор скважины для бурения горизонтального участка с применением МСГРП проводится с учетом особенностей геологического строения и утвержденной системы разработки. Наиболее эффективно располагать горизонтальный участок скважины в русловых отложениях, имеющих наибольшие коэффициенты нефтенасыщенности и значительные размеры резервуара.

На основании утвержденного проекта проводится бурение технической колонны со вскрытием кровли пласта ЮС2 с углом на забое до 90 градусов и небольшим углублением в пласт по вертикали. Далее спускается техническая колонна, после чего проводится бурение горизонтального участка со спуском хвостовика. Конструкция хвостовика включает в себя оборудование для проведения многосекционного ГРП (рис. 9).
Рис. 9. Компоновка заканчивания скважины с МСГРП
После проведения многосекционного ГРП производятся освоение скважины и спуск подземного насосного оборудования.

Секторное моделирование

Для построения секторной геологической модели используются исследования керна, сейсмические исследования, данные ГИС и РИГИС. Для получения адекватной статистики и лучшего представления о морфологических особенностях резервуара границы моделей включали в себя скважины нескольких кустов, смежных к участку работ.

На первом этапе по анализу кернового материала, отобранного на участке работ, определяется фациальная принадлежность отложений, при достаточном количестве материала – фациальное районирование.

После загрузки и проверки данных в программном комплексе для геологического моделирования проводится детальная корреляция скважин согласно установленным циклам осадконакопления. По результатам строятся карты эффективных толщин для каждого из циклов. На основании полученных карт и результатов интерпретации кернового материала строится концептуальная (седиментационная) модель резервуара, которая впоследствии может быть использована в качестве тренда при фациальном моделировании.

На основе корреляции скважин и результатов интерпретации данных сейсморазведки строится структурный каркас модели. Производится проверка полученных горизонтов по картам толщин. Необходимость точных структурных построений, с учетом общих мощностей каждого из циклитов, обусловлена ограничениями, не более 1,5 градуса на 10 м, по интенсивности набора кривизны при бурении горизонтального участка.

Наполнение структурного каркаса производится по проверенным РИГИС и трехмерным трендам кубов вероятности (коллектор/не коллектор), для расчета которых, по нейронным сетям и анализу статистики, проводится сейсмофациальное районирование с использованием алгоритма классификации динамических атрибутов сейсмической записи (рис. 10).
Рис. 10. Классификация данных сейсморазведки
На основании полученного куба литологии выбирается оптимальный профиль скважины, с учетом морфологии русловых отложений, ограничений по интенсивности набора кривизны и существующей системы разработки пласта.

Скважина №В602 – первая, пробуренная по данной методике (рис. 11). По данным записи каротажа естественной гамма-активности в процессе удлинения горизонтального участка видно, что модель детально воспроизводит геологическое строение пласта. Стартовый дебит нефти скважины №В602 в разы превысил дебит скважин, расположенных в равнозначных геологических условиях, но с одним ГРП.
Рис. 11. Разрез геологической модели с профилем скважины №В602
Рис. 12. Разрез геологической модели с профилем скважины №В469
Скважина №В469 (рис. 12) куста 4 была пробурена следующей. Куст заложен по результатам испытания разведочной скважины и данных динамического анализа сейсморазведки. Первоначальный азимут заложения горизонтальной скважины №В469 планировался на северо-запад. После построения геологической модели азимут заложения горизонтальной скважины был скорректирован.

Скважина №В469 запущена уже в текущем году. Стартовый дебит оправдал все надежды геологов и разработчиков.

Итак, проектирование схемы бурения и системы разработки сложнопостроенных литологических ловушек пласта ЮС2 требует детального изучения морфологии и генезиса отложений с привлечением кернового материала, данных ГИС и сейсмических исследований МОГТ-3D. Только комплексный анализ данных позволяет получить представление об особенностях геологического строения пласта ЮС2 и построить детальную геологическую модель.

Бурение горизонтальных скважин в условиях резкой фациальной неоднородности связано со значительными геологическими рисками. Применение секторных геологических моделей при проектировании и проводке горизонтальных стволов, а в особенности – стволов, где в последующем будет проведено МСГРП, позволит значительно снизить риски и выбрать наиболее оптимальный профиль ствола.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Пилюгин М.Е.

    Пилюгин М.Е.

    начальник отдела

    отдел по геологическому и гидродинамическому моделированию месторождений НГДУ «Сургутнефть», ОАО «Сургутнефтегаз»

    Киперь В.Н.

    Киперь В.Н.

    ведущий геолог

    отдел по геологическому и гидродинамическому моделированию месторождений НГДУ «Сургутнефть», ОАО «Сургутнефтегаз»

    Бадертдинов В.Э.

    Бадертдинов В.Э.

    геолог I категории

    отдел по геологическому и гидродинамическому моделированию месторождений НГДУ «Сургутнефть», ОАО «Сургутнефтегаз»

    Нечаева А.Г.

    Нечаева А.Г.

    геофизик I категории

    отдел по геологическому и гидродинамическому моделированию месторождений НГДУ «Сургутнефть», ОАО «Сургутнефтегаз»

    Литвиненко П.С.

    Литвиненко П.С.

    геолог II категории

    отдел по геологическому и гидродинамическому моделированию месторождений НГДУ «Сургутнефть», ОАО «Сургутнефтегаз»

    Просмотров статьи: 8869

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru