Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Комплексирование геолого-геофизических данных с целью выявления невыработанных высокопродуктивных объектов

Разрабатываемое с 1957 года Абино-Украинское месторождение расположено на территории Краснодарского края и на момент завершения подготовки статьи оставалось наиболее крупным активом по количеству остаточных запасов в регионе – в нем сосредоточены 24% всех остаточных извлекаемых запасов нефти ООО «РН-Краснодарнефтегаз». В этой связи разработка запасов Абино-Украинского месторождения, представленных отложениями миоцена и эоцена, входит в число стратегических задач ООО «РН-Краснодарнефтегаз».

Между тем, при значительных объемах запасов средний дебит нефти на месторождении составляет всего 2 т/сут, и такой низкий темп отбора говорит о необходимости уточнения локализации остаточных запасов. Цель рассмотренной в статье работы состояла в разработке и опробовании методики выявления высокопродуктивных объектов (ВПО). Для достижения поставленной цели были сформулированы следующие задачи: изучить текущий подход к выделению ВПО, предложить оптимальный подход для их прогнозирования и применить его – выявить перспективные ВПО на Абино-Украинском месторождении с последующим предложением геолого-технических мероприятий (ГТМ) для вовлечения их в разработку. Выделением и геометризацией ВПО занимались многие исследователи, в последние годы этот вопрос детально изучался специалистами ООО «НК «Роснефть»-НТЦ» (Земцов П.А., Дердуга В.С.).

11.08.2017 Инженерная практика №05/2017
Баширов Айрат Ильдарович Руководитель сектора подбора скважин-кандидатов ОППРиГТМ Управления по разработке месторождений ООО «РН-Краснодарнефтегаз» ПАО «НК «Роснефть»

Первоначально ВПО Абино-Украинского месторождения были вскрыты случайно, бурением на нижележащие палеоценовые отложения. Дебиты нефти по скважинам составляли до 200 т/сут, а накопленная добыча нефти на одну скважину достигала 200 тыс. т.

ВПО представлены коллекторами толщиной до нескольких десятков метров с высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). На каротажных кривых они резко выделяются на фоне монотонного субфлишевого разреза чокрак-сарматаских отложений, представленного чередованием глин, трещиноватых мергелей и доломитов, содержащих нефть и воду и обладающих низкими ФЕС.

СУЩЕСТВУЮЩАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ

Рассматриваемые ВПО приурочены к миоценовому комплексу, в рамках которого выделяются более десяти продуктивных горизонтов с резкой фациальной изменчивостью как по площади, так и по разрезу. К сожалению, запасы данных горизонтов оценены для миоценового комплекса в целом. Еще одним усложняющим фактором является совместная разработка данных объектов, при которой отсутствует дифференциация добычи по горизонтам, что не позволяет анализировать результаты эксплуатации отдельно взятого песчаного тела.

Таблица 1. Примеры несоответствия принятой геологической модели
Таблица 1. Примеры несоответствия принятой геологической модели

Существующая геологическая модель Абино-Украинского месторождения значительно упрощена и не отвечает задачам проектирования геолого-технических мероприятий (ГТМ). В табл. 1 приведены примеры несоответствия модели, когда скважины, которые согласно принятой геологической модели вскрывали большие эффективные толщины, были крайне непродуктивны и наоборот. Это показывает, что при стандартном подходе геологическая модель недостаточно детализирована и малоинформативна, что, в свою очередь, не позволяет проводить локализацию остаточных запасов и планировать ГТМ для их вовлечения в разработку. Соответственно, не обеспечивается возможность полноценной доразработки месторождения.

МЕТОДИКА УТОЧНЕНИЯ ЛОКАЛИЗАЦИИ ВПО

Предлагаемый подход к уточнению локализации ВПО в общем виде представляет собой последовательность действий, включающую проведение ряда детальных исследований, основанных на трех типах входной информации: данных геофизических исследований скважин (ГИС), результатов исследования керна и данных сейсморазведки.

На первом этапе проводится геометризация уже разрабатываемых ВПО путем комплексного проведения детальных исследований. Далее, изучив особенности осадконакопления, используя данные сейсморазведки и инструменты атрибутного анализа, проводят прогнозирование перспективных ВПО (рис. 1).

Рис. 1. Предлагаемый подход
Рис. 1. Предлагаемый подход

Геометризация ВПО начинается корреляции материалов ГИС по скважинам. Так, по результатам детальной корреляции данных рассматриваемых скважин Абино-Украинского месторождения и последующего анализа геолого-промысловых данных были определены границы распространения уже ранее открытых ВПО. Данные ВПО приурочены к IX-XII горизонтам сарматского яруса.

С целью прогнозирования перспективных ВПО и определения генезиса данных объектов предполагалось изучить керн, отобранный в интервалах ВПО. Но, поскольку эти залежи не входили в число целевых объектов бурения, отбор керна в интервалах рассматриваемых залежей не проводился. Более того, в этих интервалах также не проводились и детальные комплексы ГИС. Поэтому следующим шагом стало использование принципа качественной характеристики кривых ГИС (метод Муромцева). На рис. 2 представлен пример применения данной методики на двух скважинах.

Рис. 2. Пример применения методики Муромцева
Рис. 2. Пример применения методики Муромцева

В интервалах ВПО выделяются следующие качественные признаки кривых ГИС: наклонная зубчатая кровельная линия, отсутствие боковой линии и горизонтальная подошвенная линия. Эти качественные признаки соответствуют электрометрической модели фаций трансгрессивного вдольберегового бара. Таким образом, подтверждается идея о прибрежном генезисе ВПО, предложенная П.А. Земцовым.

В качестве одного из дополнительных источников данных был использован шлам одной из скважин, вскрывших ВПО, где были обнаружены обломки ракушек и целые ракушки, что указывает на морскую обстановку осадконакопления и, соответственно, подтверждает предположение о том, что ВПО представляет собой вдольбереговые бары.

На рис. 3 приведена выкопировка из палеогеографической карты среднего сармата, подтверждающая, что сарматские отложения, к которым приурочены ВПО, формировались в условиях мелководного шельфа.

Рис. 3. Выкопировка из палеогеографической карты среднего сармата
Рис. 3. Выкопировка из палеогеографической карты среднего сармата
Рис. 4. Пример сейсмического разреза, проходящего через ВПО
Рис. 4. Пример сейсмического разреза, проходящего через ВПО

Следующий шаг – это анализ сейсмических данных, который показал, что ВПО в волновом поле характеризуются отражениями с повышенными значениями амплитуд (рис. 4). Также хорошо видна еще одна характерная черта – приуроченность к линии выклинивания сармат-чокракских отложений миоценового комплекса. По данным бурения и на сейсмических профилях хорошо видно подошвенное выклинивание горизонтов в южном направлении. ВПО расположены на самой границе выклинивания.

После определения механизма образования ВПО и основных характерных черт распространения ВПО с использованием данных сейсморазведки были выявлены три перспективных ВПО.

ВЫСОКОПРОДУКТИВНЫЙ ОБЪЕКТ №1

ВПО №1 был выделен на основе трех критериев: наличие зоны аномально высоких амплитуд в волновом поле, приуроченность к линии выклинивания сармат-чокракских отложений и расположение симметрично с выделенной зоной распространения разрабатываемых ВПО.

К моменту завершения подготовки настоящей статьи на рассматриваемый район были пробурены пять скважин. Три скважины были запущены с дебитами нефти 40-70 т/сут при среднем по месторождению дебите 2 т/сут. Одна скважина не вскрыла целевой объект. Еще одна скважина вскрыла самую периферию ВПО и работает на данный момент с дебитом нефти 22 т/сут. Суммарный текущий дебит нефти по четырем скважинам составляет около 200 т/сут (табл. 2).

Запускные и текущие параметры работы скважин, пробуренных на ВПО 1
Таблица 2. Запускные и текущие параметры работы скважин, пробуренных на ВПО №1

На рис. 5 изображена карта-схема распространения разрабатываемых и перспективных ВПО южного борта месторождения. Благодаря подтверждению геометрии распространения ВПО эксплуатационным бурением в 2015-2016 годах теперь можно с большей уверенностью предполагать наличие еще двух высокопродуктивных тел в данном районе. На данные объекты предлагается эксплуатационное бурение.

Рис. 5. Карта-схема распространения и перспектив ВПО
Рис. 5. Карта-схема распространения и перспектив ВПО (южный борт Абино-Украинского м/р)

ВЫСОКОПРОДУКТИВНЫЙ ОБЪЕКТ №2

ВПО №2 располагается в северном борту Абино-Украинского месторождения. Ранее в данной части месторождения ВПО никогда не выделялись, а поскольку в данном районе находится эксплуатационный фонд скважин, было запланировано бурение боковых стволов.

Таблица 3. Запускные параметры скважин с боковыми стволами, пробуренными на ВПО 2
Таблица 3. Запускные параметры скважин с боковыми стволами, пробуренными на ВПО №2

Из пяти запланированных БС к настоящему моменту пробурены три с запускными дебитами нефти 2025 т/сут при текущем среднем дебите нефти на месторождении 2 т/сут (табл. 3).

ВЫСОКОПРОДУКТИВНЫЙ ОБЪЕКТ №3

Рис. 6. Карта максимальных амплитуд ВПО 3 с расположением скважин-кандидатов эксплуатационного бурения
Рис. 6. Карта максимальных амплитуд ВПО №3 с расположением скважин-кандидатов эксплуатационного бурения

На рис. 6 приведена геологическая модель перспективного ВПО №3. Изначально этот район рассматривался как наиболее рискованный, поэтому было решено закладывать бурение новых скважин на его объекты лишь после получения положительных результатов бурения на ВПО №1.

Бурение первой скважины запланировано на 2017 год. В случае подтверждения модели планируется дальнейшее разбуривание залежи.

ПРЕИМУЩЕСТВА И РАЗВИТИЕ МЕТОДИКИ

В число преимуществ примененной методики входят минимальные экономические затраты, простота и общедоступность, применимость для месторождений со сложным геологическим строением, гибкость и высокие геолого-технические и экономические показатели. К недостаткам следует отнести сохранение некоторой неопределенности, возможность применения только при комплексном подходе и наличии данных 3D сейсмики. С целью снижения рисков были выработаны мероприятия, позволяющие минимизировать влияние недостатков предлагаемой методики.

Так, для минимизации неопределенности предлагается выполнять отбор керна и детальные геофизические исследования в интервалах ВПО; планирование эксплуатационного бурения и ЗБС в промышленных категориях таким образом, чтобы траектория ствола скважины дополнительно решала задачи разведки ВПО; планирование эксплуатационного бурения и ЗБС на ВПО со вскрытием дополнительных промышленных объектов. В случае отсутствия данных 3D сейсморазведки предлагается использовать 2D данные и результаты сейсмогеологического моделирования.

ИТОГИ ПРОВЕДЕННОЙ РАБОТЫ

Итак, в результате проделанной работы был изучен текущий подход к выделению ВПО. Были разработан оптимальный подход и предложена методика выявления ВПО. Предложенная методика применена на Абино-Украинском месторождении, где были выявлены закономерности распространения вдольбереговых баров. Выявлены перспективные высокопродуктивные объекты, объем извлекаемых запасов нефти которых составляет более миллиона тонн.

Были предложены 28 ГТМ для вовлечения в разработку локализованных запасов. На данный момент проведены восемь ГТМ. Текущий суммарный дебит нефти скважин после проведения предложенных ГТМ составляет 230 т/сут.

Предложенный принцип необходимо использовать для актуализации геологической модели и планирования ГТМ на Абино-Украинском месторождении, а также на других месторождениях, в первую очередь соседних (Ахтырско-Бугундырского и Холмского), с целью определения дальнейшего распространения ВПО в сарматских отложениях.

В то же время следует отметить, что рассмотренный принцип подходит не только для сарматских отложений, но и для иных отложений со схожими обстановками осадконакопления, например, миоценовых отложений месторождения Зыбза-Глубокий Яр.

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Прогнозирование СНО и МРП УЭЦН и определение технического предела работы оборудования
Новые погружные центробежные насосы со ступенями из серого чугуна в двухопорном исполнении
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №11/2017

Инженерная практика

Выпуск №11/2017

Механизированная добыча нефти: интеллектуализация, осложнения, энергоэффективность, сервис
Концепция интеллектуального месторождения ПАО «ЛУКОЙЛ»Интеллектуализация нижнего уровня скважинТехнологии эксплуатации осложненного и малодебитного фонда скважин, скважин малого диаметраИндексация энергетической эффективности в обозначениях погружных электродвигателейСкважинная расходометрияТрубопроводы из композитных материалов, промысловая техника
Ближайшее совещание
Трубопроводный транспорт
Трубопроводы — 2018
7-я Производственно-техническая конференция

Промысловые трубопроводы ‘2018. Обеспечение целостности и эффективности систем промыслового транспорта

13-14 февраля 2018 г., г. Пермь
Опыт и способы сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения по причине коррозии, а также повышение эффективности транспорта высоковязких нефтей, предотвращение гидратообразования в газосборных сетях, модернизация ДНС и компрессорных станций, применение трубной продукции из различных сплавов и полимерных материалов, трубопроводной арматуры, технологий сварки и ремонта трубопроводов.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — февраль 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

12 – 16 февраля 2018 г, г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.