Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи разрабатываемых залежей нефти за счет вовлечения в разработку неразбуренных участков. Техническим результатом изобретения является снижение рисков и улучшение качества прогноза добычи нефти при организации эксплуатационного бурения на новых участках. Для достижения технического результата создают вероятностные геолого-гидродинамические модели по участкам, выбранным для эксплуатационного бурения, формируют сценарии ввода участков в разработку и выбирают оптимальный вариант по технико-экономическим критериям, после чего осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, в том числе горизонтальных, при необходимости адаптацию формируемой системы разработки под фактическое геологическое строение и фильтрационно-емкостные свойства участка, организацию заводнения пласта и извлечение нефти на поверхность, причем для формирования оптимального сценария ввода неразбуренного участка разрабатываемой залежи в разработку используют вероятностные геолого-гидродинамические модели, на которые переносят изменчивость геологических характеристик, присущих разбуренным участкам, и используют полученные значения для построения различных реализаций геолого-гидродинамических моделей в пределах неразбуренных участков. 3 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности, к способам разработки нефтяной залежи, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи разрабатываемых залежей нефти за счет вовлечения в разработку неразбуренных участков.

Распространенный подход к освоению новых участков месторождения предполагает принятие решений с использованием детерминированной геолого-гидродинамической модели. При этом в значительной степени игнорируется риск изменчивости геологического строения, и как следствие, зачастую бурения в краевых частях залежи характеризуется низкой успешностью, что снижает экономическую рентабельность.

Известен способ разработки залежи [RU, патент, 2101475, кл. Е21В 43/20, 1998], включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин с горизонтальными стволами или бурение горизонтальных стволов в скважинах с учетом объемной неоднородности пласта и по линии, соединяющей застойные целики нефти, местоположение которых определяют моделированием. Способ позволяет повысить нефтеизвлечение за счет вовлечения в разработку застойных и тупиковых зон и зон с ухудшенными коллекторскими свойствами.

Недостатком данного способа является низкая нефтеотдача пласта из-за невозможности вовлечения в разработку запасов нефти тупиковых и застойных зон. Кроме того, выбор размещения горизонтальных стволов на основе карт изометрии малоэффективен, поскольку на них нет информации о тупиковых, линзовидных зонах, зонах с низкими коллекторскими свойствами, а также направлении движения фронта нефтевытеснения.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является способ разработки неоднородного нефтяного месторождения [RU, патент, 2191892, кл. Е21В 43/20, 2000], предусматривающий бурение вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта, извлечение нефти на поверхность. После этого осуществляют бурение горизонтальных скважин или горизонтальных стволов вертикальных скважин с учетом объемной неоднородности пласта. Согласно изобретению, разработку месторождения при бурении горизонтальных скважин или горизонтальных стволов из горизонтальных скважин ведут с поэтапным изменением системы разработки и выбором участков для бурения скважин, обеспечивающих достижение экономической рентабельности эксплуатации месторождения. На каждом этапе разработки ориентацию горизонтальных стволов и местоположение нагнетательных скважин выбирают с учетом наличия естественных непроницаемых экранов с выше- и нижележащими водонасыщенными или заводненными пластами и с учетом направления движения фронта нефтевытеснения.

Достоинством рассматриваемого способа является то, что разработку месторождения при бурении горизонтальных скважин или горизонтальных стволов с вертикальных скважин ведут с поэтапным изменением системы разработки, причем на каждом этапе ориентацию горизонтальных стволов и местоположение нагнетательных скважин выбирают с учетом направления движения фронта нефтевытеснения в объеме залежи и наличия непроницаемых экранов, что позволяет повысить продуктивность горизонтальных стволов и эффективность разработки конкретных участков.

Недостатком способа является то, что вертикальные скважины бурят на основе имеющихся планов бурения и на утвержденной геологической основе, что не позволяет учесть и снизить геологические риски разбуриваемых участков, что особенно актуально для краевых частей разрабатываемых залежей. Не подтверждение геологического строения разбуриваемого участка при разработке месторождения по предлагаемому способу снизит эффективность и рентабельность его разработки, и может сделать нецелесообразным дальнейшее бурение горизонтальных скважин.

Задачи изобретения:

- Создание вероятностных геолого-гидродинамических моделей по рассматриваемому участку;

- Формирование оптимального, наиболее устойчивого к прогнозируемым рискам, сценария ввода участка в разработку.

Техническим результатом изобретения является снижение риска при организации эксплуатационного бурения на новых участках частично разбуренных залежей нефти.

Указанный результат обеспечивается способом разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающим создание вероятностных геолого-гидродинамических моделей по участкам, выбранным для эксплуатационного бурения, формирование сценариев ввода участков в разработку и выбор оптимального варианта по технико-экономическим критериям, после чего осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, в том числе горизонтальных, при необходимости адаптацию формируемой системы разработки под фактическое геологическое строение и фильтрационно-емкостные свойства участка, организацию заводнения пласта и извлечение нефти на поверхность, причем, для формирования оптимального сценария ввода неразбуренного участка разрабатываемой залежи в разработку используют вероятностные геолого-гидродинамические модели, на которые переносят изменчивость геологических характеристик, присущих разбуренным участкам, и используют полученные значения для построения различных реализаций геолого-гидродинамических моделей в пределах неразбуренных участков.

Новым является то, что для формирования сценария ввода участка в разработку и принятия решений о бурении конкретных скважин на отдельных участках залежей используют не детерминированную основу (представляющую собой единственную геолого-гидродинамическую модель, построенную в рамках проектного документа на разработку месторождения и соответствующую запасам нефти, утвержденным на Госбалансе), а многовариантную, которая представляет из себя набор различных геолого-гидродинамических моделей участка, построенных с учетом неопределенностей геологических характеристик путем их переноса с разбуренных ранее участков на неразбуренные.

На фиг. 1 представлен фрагмент карты эффективных нефтенасыщенных толщин объекта ЮВ₁ Северо-Покачевского месторождения.

На фиг. 2 - блок-схема различных вариантов разработки.

На фиг. 3 - сопоставление добычи нефти, чистого дисконтированного дохода (NPV, Net Present Value), и внутренней нормы доходности (IRR, Internal Rate of Return) по вариантам разработки в сопоставлении с базовым вариантом.

Способ осуществляют следующим образом.

По участкам, на которых планируют эксплуатационное бурение, создают вероятностные геолого-гидродинамические модели. В процессе построения геолого-гидродинамических моделей рассматриваемой залежи путем геолого-промыслового анализа, анализа чувствительности и оценки их влияния при адаптации модели на историю разработки выбирают ряд геологических характеристик, оказывающих максимальное влияние на локализацию запасов на участках нового бурения. На уже разбуренных участках по выбранным характеристикам оценивают диапазон их изменения, после чего изменчивость выбранных характеристик используют на участках нового бурения для построения различных вариантов геолого-гидродинамических моделей, например, набора моделей с оптимистичной, базовой и пессимистичной реализацией каждого из выбранных параметров.

Далее формируют и моделируют сценарии ввода участка в разработку, предполагающие применение различных систем разработки, различных конструкций скважин и методов повышения нефтеотдачи. Размещение проектного фонда скважин производят с учетом утвержденных проектных решений, особенностей геологического строения и фильтрационно-емкостных свойств участка, а также диапазона изменчивости выбранных геологических характеристик, заложенных в вероятностные геолого-гидродинамические модели. В случае наличия большого количества расчетов выполняют предварительный отбор вариантов, наиболее устойчивых к геологическим и технологическим рискам. По отобранным вариантам производят технико-экономическую оценку и выбирают оптимальный по технико-экономическим критериям вариант. Предпочтение для реализации отдается варианту, наиболее устойчивому к рискам и обеспечивающему максимальный коэффициент извлечения нефти.

Вероятностный подход к формированию стратегии ввода в разработку (включающую порядок бурения, конструкции и назначение скважин) залежи нефти предполагает для принятия конкретных решений о бурении новых скважин на отдельных участках залежей использовать не утвержденную детерминированную, как это принято сейчас, а многовариантную основу. В вариативных моделях используется не единственная, фиксированная оценка параметров, от которых напрямую зависит величина запасов и добыча углеводородов, а диапазон их возможных значений. Соответственно и величина запасов, и величина добычи будут представлены диапазоном возможных значений. Вариативные модели основаны на учете неопределенностей входных параметров путем «нормирования на факт». Суть принципа «нормирования на факт» заключается в переносе на неразбуренные зоны основных геологических характеристик, присущих разбуренному участку (особенностей поведения структурного плана, коэффициента песчанистости, пористости и т.д.).

Формирование оптимальной, наиболее устойчивой к прогнозируемым рискам, стратегии ввода неразбуренных участков в разработку включает в себя: создание вероятностных геолого-гидродинамических моделей, формирование вариантов разработки и поиск оптимального варианта по экономическим и технологическим критериям.

На участках с предполагаемым эксплуатационным бурением производят оценку и выбор геологических характеристик, максимально влияющих на локализацию запасов в процессе построения геолого-гидродинамической модели. Для каждого объекта необходим индивидуальный подход при выборе методики расчета неопределенностей. Например, в случае работы на объектах группы «А» (алымская и ванденская свиты) локальные запасы нефти напрямую связаны с наличием русловых тел, положением кровли пласта и водонефтяного контакта (ВНК) и меньше зависят от начального насыщения и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Для объектов группы «Ю» (васюганская свита) наиболее влияющие на запасы и на дебит параметры - это начальное насыщение (высота переходной зоны), фациальная изменчивость, направление естественной трещиноватости коллектора и т.д.

Диапазон изменения выбранных геологических характеристик на разбуренном участке переносят на неразбуренные зоны.

Путем варьирования значений каждой из выбранных геологических характеристик от минимума до максимума в известном диапазоне создают различные варианты геолого-гидродинамических моделей - оптимистичный, базовый и пессимистичный. Параметры, заложенные в основу вероятностной гидродинамической модели, определяют путем анализа чувствительности при адаптации модели на историю разработки.

Формируют различные варианты разработки выбранных участков, предполагающие применение различных систем разработки, различных конструкций скважин и методов повышения нефтеотдачи.

Размещение проектного фонда скважин производят с учетом утвержденных проектных решений, особенностей геологического строения и фильтрационно-емкостных свойств участка, а также диапазона изменчивости выбранных геологических характеристик, заложенных в вероятностные геолого-гидродинамические модели.

По участкам с возможными концептуальными рисками формируют варианты, предусматривающие переход к той или иной концепции строения участка, исходя из этого выбирают первую скважину (которая находится на стыке концепций), бурение которой даст ответ на вопрос о дальнейшей стратегии разбуривания.

По участкам с параметрическими рисками варианты формируются максимально устойчивыми к геологическим рискам и, как следствие, достигающими максимальной полноты извлечения нефти.

После выполнения расчета технологических показателей вариантов выбирают варианты с максимальной добычей углеводородов и наибольшей устойчивостью к изменениям геологической основы. По выбранным вариантам выполняют экономическую оценку, на основе которой выбирают рекомендуемый вариант разработки.

Таким образом, на основе вероятностного моделирования по выбранному участку формируют оптимальный сценарий разработки при возможных ожидаемых изменениях геологической основы. Данный подход позволяет выбирать наиболее эффективный сценарий разработки неразбуренных участков с учетом возможных геологических рисков.

Новизна данного подхода заключена в применении вероятностной оценки, производимой при помощи «нормирования на факт» в процессе построения геолого-гидродинамических моделей, принятии решений о бурении новых скважин на локальных участках (а не на обобщенной модели в целом), поиске варианта, максимально устойчивого к возможным изменениям геологического строения участка.

Применение предлагаемого способа на стадии планирования бурения позволяет повысить эффективность разработки залежи или объекта разработки в целом, повысить чистый дисконтированный доход и внутреннюю норму рентабельности проекта, достичь максимальной добычи нефти и, как следствие, максимального коэффициента извлечения нефти.

Пример реализации предлагаемого способа.

Отработка предлагаемого способа проводилась на Основной залежи объекта ЮВ₁ Северо-Покачевского месторождения. Месторождение введено в эксплуатацию в 1995 году и находится на третьей стадии разработки, отбор от начальных извлекаемых запасов - 33%, пробуренный фонд - более 1050 скважин, оставшийся для бурения - около 1000 скважин (большей частью расположенных в пределах Основной залежи). История разбуривания Основной залежи достаточно сложная и проходила в две основные стадии.

Первая стадия (2011-2012 гг.) связана с бурением в северной части залежи - характеризуется достаточно противоречивыми результатами. На расстоянии одного шага сетки скважин происходило резкое изменение характеристик пласта - эффективных и нефтенасыщенных толщин, фильтрационно-емкостных свойств. Скважины, пробуренные в чисто нефтяной зоне, показывали высокую степень входной обводненности, что привело к решению об остановке бурения объекта. Однако в 2013-2014 гг. (вторая стадия) разбуривание было возобновлено уже на другом участке, в южной части залежи, где пласт характеризовался меньшей степенью изменчивости и более высокими показателями работы скважин.

С целью минимизации рисков при принятии решения о бурении следующих скважин возникла необходимость в разработке нового подхода к освоению неразбуренных участков разрабатываемой залежи.

По Основной залежи объекта ЮВ₁ произведено ранжирование оставшегося к бурению проектного фонда, в результате чего выделены наиболее перспективные участки для бурения.

Проведенный анализ показал два основных вида геологической неопределенности, оказывающих наибольшее влияние на локализацию запасов на рассматриваемом участке:

1. Песчанистость, параметр NTG (Net То Gross), доля коллектора в разрезе, фациальная изменчивость, неоднородность.

2. Высота переходной зоны (доля недонасыщенного коллектора в разрезе).

Поскольку определение высоты переходной зоны на исследуемой залежи затруднено противоречащими друг другу результатами работы скважин и интерпретации геофизических исследований скважин (ГИС) (в части определения характера насыщения пласта в скважинах) и условно учитывается в гидродинамической модели, основное внимание при создании вероятностной геологической модели было уделено работе с параметром NTG.

С целью моделирования фациальной изменчивости была актуализирована по результатам эксплуатационного бурения последних лет (более 100 скважин) региональная фациальная модель пласта ЮВ₁, выполненная в 2008 г. в виде 2D карты. На участке интереса (нового бурения) предположительно развиты следующие основные типы фаций, перечисленные от «лучших» к «худшим» по перспективности: бары и барьерные острова; разрывные течения; песчаные гряды; приливные течения; забаровые лагуны.

Были проанализированы статистические данные по каждой фации в пределах уже разбуренных участков залежи. Анализ песчанистости на основе гистограмм распределения песчанистости и геолого-статистических разрезов (ГСР) показал существенное уменьшение доли коллектора (песчанистости) от фации баров (от 0,21 до 0,53, среднее - 0,37) до фации забаровых лагун (0,06-0,37, среднее - 0,19). В общей массе самые заглинизированные бары имеют песчанистость выше, чем забаровые лагуны с максимальным содержанием коллектора.

Путем варьирования границ фациальных зон создано три условных варианта карты распространения фаций - оптимистичный, базовый и пессимистичный. Для каждой фациальной зоны в соответствии с принципом «нормирования на факт» создавались 3D тренды для построения трехмерных кубов литологии. Распределение песчанистости на неразбуренных участках задавалось по аналогии с уже разбуренной зоной, исходя из принадлежности к определенному фациальному типу с учетом двух закономерностей:

- закономерность изменения по латерали - гистограммы NTG;

- закономерность изменения по вертикали - геолого-статистический разрез.

После расчетов 3D-геологических моделей получено три варианта карт эффективных нефтенасыщенных толщин - оптимистичный (Р10), базовый (Р50) и пессимистичный (Р90).

В результате использованного графа трехмерного моделирования неразбуренные участки залежи вместо усредненных эффективных нефтенасыщенных толщин, представленных в Подсчете запасов (ПЗ), приобрели явно видимую изменчивость, аналогичную изменчивости локальных толщин в уже разбуренных районах (при разнице величины запасов с ПЗ не более 20%.

Величины запасов по рассматриваемым участкам в пределах оптимистичного и пессимистичного вариантов также отличаются от базового варианта несущественно (в пределах 15%), однако, наблюдается существенное изменение их локализации по площади в трех представленных вариантах (фиг. 1).

Три геологические модели, соответствующие сформированным вариантам, были использованы для дальнейшего гидродинамического моделирования.

Параметры варьирования, заложенные в основу вероятностной гидродинамической модели, определялись путем анализа чувствительности при адаптации модели на историю разработки. Произведен анализ чувствительности следующих параметров: значение сжимаемости порового объема (не оказало существенного влияния на результат); значение коэффициента водоудерживающей способности, направление напряженности пласта:

Значение коэффициента водоудерживающей способности. По керновым данным была построена зависимость водоудерживающей способности (Кво) от проницаемости. Построено три модели, учитывающих изменения параметра от минимума до максимума, так как расчет всего диапазона значений Кво в одной был признан нецелесообразным.

Направление стресса. Согласно исследованиям кросс-дипольного каротажа по скважинам Северо-Покачевского месторождения направление азимута максимального напряжения по скважинам изменяется в диапазоне от 40 до 140 градусов. Однако, анализ работы скважин (обводнения добывающих скважин от нагнетательных) показывает, что фильтрационные потоки распространяются в основном по азимуту 0 (линия север-юг).

Для оптимального учета угла поворота регионального стресса в модели было принято решение изменить положение главных осей сетки гидродинамической модели с поворотом против часовой стрелки до совпадения оси OY с азимутом максимального напряжения. Анализ настройки гидродинамической модели с поворотом и без позволяет сделать вывод о распространении регионального стресса по азимуту 0. Направление стресса учитывалось двумя способами: заданием направления трещины ГРП по азимуту напряжения, введением коэффициента анизотропии по латерали. Коэффициенты проницаемости по направлениям X-Y выбирались таким образом, чтобы среднее значение оставалось неизменным.

На базе каждой из геологических моделей Р10, Р50 и Р90 рассчитано по шесть вероятностных гидродинамических моделей - по две вариации направления стресса и по три вариации водоудерживающей способности. Таким образом, по участку было сформировано 18 различных геолого-гидродинамических моделей.

Далее по участку перспективного разбуривания было сформировано семь различных сценариев разработки участка.

Сценарий 1 (проектное решение) - предусматривает бурение ННС, расстояние между скважинами 600 м, по однорядной системе разработки.

Сценарий 2 - на базе сценария 1 с заменой наклонно-направленных добывающих скважин, расположенных в стягивающих рядах, на горизонтальные скважины. Длина горизонтального участка - 600 м.

Сценарии 3, 4 - на базе сценария 2 предусматривают бурение ГС длиной 700 и 900 метров соответственно.

Сценарий 5 - предусматривает бурение наклонно-направленных скважин по семиточечной системе разработки. Расстояние между скважинами 600 м.

Сценарии 6, 7 - на базе сценария 5 предусматривают замену наклонно-направленных добывающих скважин на скважины с горизонтальным окончанием 500 и 700 метров.

Во всех сценариях необходимо проведение гидроразрыва пласта (ГРП) в наклонно-направленных скважинах и многозонного гидроразрыва (МГРП) в горизонтальных скважинах.

По каждому из семи сформированных сценариев выполнены технологические расчеты на всех вероятностных моделях. Всего выполнено 126 вариантов расчетов на 30 лет прогноза (на каждой из 18 вероятностных геолого-гидродинамических моделей (ГГДМ) рассчитано по семь сценариев разработки) (фиг. 2).

Учитывая большое количество расчетов, выполнен предварительный отбор наиболее устойчивых вариантов с позиции технологии. Оценка произведена путем суммирования добычи нефти по всем вариативным моделям.

Экономическая оценка проведена по наиболее устойчивым вариантам на единые сценарные условия Компании при условии финансирования работ за счет собственных средств недропользователя. Оценка выполнена по залежи в целом без бурения новых скважин (базовый вариант). Основные технико-экономические показатели представлены на рисунке (фиг. 3).

По базовому варианту разработка объекта экономически эффективна. За расчетный период разработки доход предприятия с дисконтом 15% будет получен в размере 82,75 млн. $.

Однако базовый вариант не может быть предложен к реализации, так как объект разбурен не полностью и необходимо (в том числе и в связи с лицензионными обязательствами) продолжить бурение новых скважин и, как следствие, обеспечить достижение утвержденного коэффициента извлечения нефти (КИН) по объекту.

Из всех рассчитанных вариантов два являются наиболее устойчивыми и приносят прибыль даже в наиболее неблагоприятных геологических условиях: это сценарий 4 и сценарий 7. Характеристики этих сценариев приведены в таблице 1.

Сценарий 7 в варианте Р50 характеризуется максимальными экономическими показателями. Тем не менее, сценарий 4 обеспечивает большую добычу нефти и является единственным рентабельным даже при неблагоприятных геологических условиях (Р10). Поэтому сценарий 4 является более предпочтительным для реализации как наиболее устойчивый к рискам и обеспечивающий максимальный КИН.

По состоянию на 01.01.2018 года данный проект реализован, плановые показатели подтвердились. Всего пробурено 10 скважин с горизонтальным окончанием с входными дебитами: нефти - 71 т/сут., жидкости 91 т/сут., и 16 наклонно-направленных с входными дебитами: нефти - 17 т/сут., жидкости 28 т/сут.

Таким образом, на основе вероятностного моделирования по выбранному участку, произведенному путем «нормирования на факт» сформирован экономически рентабельный сценарий разработки при возможных ожидаемых изменениях геологической основы. В результате разработана блок-схема принятия решения по бурению новых скважин.

Предложенный способ позволил:

- на стадии принятия решения о бурении новых скважин выявить возможные риски изменения геологического строения и, как следствие, управлять ими;

- найти эффективный способ разработки актива, повысить NPV и IRR проекта, достичь максимальных показателей: добычи нефти и КИН;

- увеличить эффективность инвестиций, связанных с бурением новых скважин, и повысить качество выполняемого проектного документа на разработку месторождения.

Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающий создание вероятностных геолого-гидродинамических моделей по участкам, выбранным для эксплуатационного бурения, формирование сценариев ввода участков в разработку и выбор оптимального варианта по технико-экономическим критериям, бурение вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, в том числе горизонтальных, при необходимости адаптацию формируемой системы разработки под фактическое геологическое строение и фильтрационно-емкостные свойства участка, организацию заводнения пласта и извлечение нефти на поверхность, отличающийся тем, что для формирования оптимального сценария ввода неразбуренного участка разрабатываемой залежи в разработку используют вероятностные геолого-гидродинамические модели, на которые переносят изменчивость геологических характеристик, присущих разбуренным участкам, и используют полученные значения для построения различных реализаций геолого-гидродинамических моделей в пределах неразбуренных участков.