загрузка...

трусы женские
загрузка...
Реферати » Реферати по геології » Проектування, управління і контроль за розробкою родовища

Проектування, управління і контроль за розробкою родовища

на основі цифрових постійно-діючих геолого-технологічних моделей продуктивних пластів

Н.І. Урусова, Т.С. Ричкова, С.Ю. Жуковська

В нафтогазоносному районі Ямало-Ненецького АТ настав новий, складний етап розвитку нафтогазового комплексу. Найбільш великі поклади інтенсивно експлуатуються і помітно виснажуються. Більшість об'єктів з простим антиклінальними будовою вже відкрито і вивчено бурінням. У зв'язку з цим стає актуальним вивчення і розробка об'єктів зі складною геологічною будовою - неантіклінального пастки литологического та комбінованого типу, які характеризуються неоднорідністю фільтраційно-ємнісних властивостей колекторів. Провідна роль в таких дослідженнях належить сейсморазведке, що дозволяє ув'язати дискретні спостереження по свердловинах з практично безперервними по латералі сейсмопрофілямі. Інтегрована інтерпретація даних сейсморозвідки та ГІС дозволяє виконати літофаціальний і седіментологіческій аналіз для вивчення внутрішньої будови продуктивних інтервалів розрізу, кореляцію пластів колекторів і покришок, а також побудувати структурні карти безпосередньо по кордонах продуктивних пластів і карт їх потужностей.

Більшість нафтових і геофізичних компаній усвідомили той факт, що їх корпоративна обмеженість утрудняє процес інтеграції геологічних і геофізичних методів інтерпретації і тим самим робить процес розробки родовищ більш витратним. Одним з напрямків зниження витрат є впровадження передових комп'ютерних технологій в практику проектування та управління розробкою нафтових і газоконденсатних родовищ. Нафтові компанії все більше і більше стали застосовувати геофизику і комп'ютерне моделювання, що дають більш точні моделі покладів і точно описують будова надр. Ці методи менш витратні, ніж буріння і дають кращі результати, оскільки робота ведеться на основі більш точних даних. За допомогою нових технологій компанії можуть ідентифікувати здобич у "невидимих" зонах або взяти до уваги можливу неекономічність.

ВАТ НК "Таркосаленефтегаз" є власником ліцензії на користування надрами Східно-Таркосалінського родовища. В даний час на родовищі ведеться експлуатація газового, газоконденсатного і нафтового промислів. Основними об'єктами розробки є поклади пластів ПК1, БП 12, БП 14, БП 16, БП 17. Загальний фонд свердловин газового промислу - 109 свердловин, газоконденсатного - 21, нафтового - 75. Крім того, ВАТ НК "Таркосаленефтегаз" є оператором з геологічного вивчення та видобутку вуглеводнів на Южно-пирейно нафтогазоконденсатному і Ханчейском нафтогазоконденсатному родовищах.

Сучасний період розробки Східно-Таркосалінського родовища характеризується різко зрослої складністю геолого-технічних умов буріння свердловин, введенням в експлуатацію все більш складних за будовою і властивостями геологічних об'єктів.

У 2001 році керівництвом компанії було прийнято рішення про створення в структурі підприємства відділу геолого-геофізичного моделювання; складено план придбання програмного забезпечення Schlumberger GeoQuest. В першу чергу були придбані геолого-геофізичні інтерпретаційні програмні пакети, об'єднані в інтегрований комплекс GeoFrame, що дозволяють проводити комплексну інтерпретацію геолого-геофізичної інформації, двовимірну і тривимірну візуалізацію результатів, структурні побудови і моделювання розподілу параметрів поклади, здійснювати моніторинг площ і родовищ. Відділ розробки був оснащений програмними засобами для побудови гідродинамічних моделей об'єктів розробки об'єднаних в комплекс Eclipse, що містить великий набір інструментів контролю і управління моделлю резервуара.

Перед фахівцями були поставлені завдання по створенню постійно-діючої геологічної і гідродинамічної моделей покладів, які дають можливість оперативно вносити зміни в існуючі моделі продуктивних пластів; розробляти геолого-технічні заходи щодо підвищення ефективності роботи свердловин; моделювати заходи щодо підвищення газо нафтовіддачі; більш обгрунтовано розраховувати найбільш раціональні та економічно ефективні варіанти розробки продуктивних пластів; вносити корективи в систему розробки, стежити за поточною роботою свердловин, підбирати режим їх оптимальний роботи.

Оскільки процес побудови моделі наполовину і більше складається в приведенні в порядок інформаційної бази й оцінці її якості, на першому етапі основні зусилля фахівців були спрямовані на вирішення головного завдання початкового періоду - збору всієї геолого-геофізичної інформації, вивірки отриманих даних, коригуванні та оцінці їх достовірності. До середині 2002 року роботи по локалізації геолого-геофізичної інформації в єдину систему в основному були завершені, почався етап уточнення цифровий геологічної моделі родовища.

Об'єктом розробки природного газу є масивна водоплавна поклад пласта ПК1, що залягає на глибині 1250-1300 м. При лінійних розмірах 42 х 36 км має висоту 0-35 м. Середня ефективна газонасичена потужність становить 11 м. Переважаючі значення пористості 30-34%. Проникність від 5 мД до 2560 мД. При цьому 50% колекторів мають проникність в межах 100-1000 мД. Дебіти газу коливаються від 109 до 839 тис. М3 / добу при депресіях 2 - 11,86 атм.

З наведених характеристик видно, що поклад відрізняється більш низькими кондиціями, ніж розроблювані нині в Західно-Сибірському нафтогазоносному басейні (Ведмеже, Вингапуровское, Уренгойское та ін).

Проектирование, управление и контроль за разработкой месторождения

A - верхній резервуар, складений прибережно-морськими відкладеннями;

B - глиниста перемичка; c - нижній резервуар, складений континентальними відкладеннями.

Рис.1. Розріз сеноманской поклади газу (пласт ПК1)

Продуктивний пласт складається з 2 резервуарів, розділених глинистої перемичкою, що має проникні вікна (рис 1). Верхній резервуар, складений більш однорідними колекторами прибережно-морського походження, містить 70% промислових запасів газу, нижній, континентальний - 30% .В нижньому резервуарі виділена система палеорусел, заповнених високопроніцаемого колекторами.

Проектирование, управление и контроль за разработкой месторождения

Рис.2. Профіль горизонтальної свердловини, розкриваючої верхній резервуар

Внаслідок виявлених особливостей будови пласта була розроблена нова схема разбуривания із застосуванням похилих, полого-похилих і горизонтальних свердловин. Проектна річний видобуток газу становить 12 млрд. М3 газу, при первісній 10 млрд. М3 (максимально допустима депресія 6 атм.). Для підвищення продуктивності і продовження терміну безводної експлуатації більша частина свердловин була розташована в зонах наявності глинистої перемички з розтином тільки верхнього резервуара (рис 2). У всіх свердловинах з зенітним кутом більш 45о газо-водяний контакт не розкривався.

Моніторинг моделі проводився за даними буріння знову пробурених експлуатаційних свердловин, даним ГВС та сейсмічних матеріалів. В процесі моніторингу вносилися зміни в існуючу модель пласта ПК1, проводився аналіз розподілу колекторів і газонасичення за площею.

Проектирование, управление и контроль за разработкой месторождения

А. б.

А) Фрагмент карти амплітуд по горизонту G2 (пласт ПК1а), поєднаної зі структурним планом;

Б) Кореляційний розріз за даними ГІС (скв. 53 кущ 31)

Рис. 3. Коригування азимута горизонтального стовбура свердловини в напрямку зон поліпшених колекторів, прогнозованих по сейсмічним даним

Аналіз амплітуд відбиття, що охоплює верхній газовий пласт ПК1а, дозволив виявити його сильну латеральну мінливість (рис 3а). Розрахований сейсмічний атрибут має хорошу кореляційний зв'язок з петрофізіческімі властивостями пласта. Високоамплітудними запис асоціюється з хорошими колекторами. Зниження інтенсивності відображення пов'язані з погіршенням колекторських властивостей пласта. В зонах "поганих" колекторів пласт характеризується неоднорідним колектором, представленим переслаиванием проникних глинистих алевролітів, алевролітів і глинистих прошарку з невеликими ефективними потужностями (НЕФ = 2,5 - 3,5 м), низькими ФЕС (Кп = 25-28%, Кнг-55-62%). Середні дебіти свердловин в таких зонах змінюються від 128 тис. М3 / добу до 240 тис. М3 / добу. У зоні "хороших" колекторів пласт представлений проникними пісковиками, алевролітами з хорошими ФЕС (Кп = 30-35%, КНГ = 70-85,3%). Середні дебіти в таких зонах змінюються від 400 тис. М3 / добу до 787 тис. М3 / добу.

Геометризация зон з хорошими колекторськими властивостями верхнього резервуара дозволила намітити деякі рішення щодо коригування стовбурів при закладенні нових свердловин:

По-перше, в зонах з низькими колекторськими властивостями верхнього горизонту і максимальною потужністю руслових відкладень (нижній горизонт) свердловини бурились з розтином покрівлі нижнього резервуара. По-друге, по можливості коректувався азимут стовбура свердловини в напрямку зон з хорошими ФЕС (рис. 3б). В третє, горизонтальна проходка по пласту забезпечує розтин більшої ефективної потужності, а отже, збільшується зона дренажу свердловини. Прикладом може служити горизонтальна свердловина |16 пробурена в зоні з низькими колекторськими властивостями газонасиченого пласта. (Кп = 28%, Кг = 62%). Її продуктивність в середньому в 3,5 рази вище, ніж в блізрасположенних свердловинах з зенітним кутом розтину пласта в межах 0о-45о. Робочий дебіт свердловини становить 650,7 тис. М3 на добу при депресії 0,29 МПа.

Слід зазначити, що більшість, пробурених після геологічного моделювання, свердловин підтвердили прогноз, закладений в моделі. Отримано ефект по збільшенню продуктивності свердловин. З 10 освоєних свердловин, зміщених в зону поліпшення колекторських властивостей продуктивної частини розрізу, в 8 свердловинах дебіти дорівнюють або перевищують проектні значення (400 тис. М3 / добу).

Проектирование, управление и контроль за разработкой месторождения

Рис.4. Склад фонду свердловин газового промислу Східно-Таркосалінського родовища

Як вже зазначалося вище, рішення про буріння похилих і горизонтальних свердловин було прийнято після створення детальної геологічної моделі пласта. Варіанти розробки сеноманской газовій поклади розраховані на сеточной тривимірної геологогазогидродинамической моделі. В результаті узагальнення даних буріння експлуатаційних свердловин було отримано такі показники:

Проектирование, управление и контроль за разработкой месторождения

Рис.5. Середні фактичні дебіти свердловин газового промислу

За результатами дослідження свердловин отримано, що середній дебіт по горизонтальних свердловинах становить 490,9 тис.м3 / добу. при депресії 3 атм, що майже в 1,8 рази вище ніж по вертикальних. За пологопохила - 347,1 тис.м3 / добу., По похилих - 311,3 тис.м3 / добу, дебіт вертикальних свердловин складає - 278,0 тис.м3 / добу. (Рис 4). 48% від пробурених експлуатаційних свердловин становлять горизонтальні свердловини з кутом входу в пласт більш 800; фонд пологопохила (кут 600-800) свердловин складає 12%; похилих (100-600)-32%; на частку вертикальних свердловин припадає всього 8% від загального фонду (рис 5). Річний видобуток газу горизонтальними свердловинами становить 52% від загального видобутку, похилими - 30%, пологопохила - 12%, вертикальними - 6% (рис 6). Додаткова річний видобуток в початковий період експлуатації

Сторінки: 1 2
загрузка...
ur.co.ua

енциклопедія  з сиру  аджапсандалі  ананаси  узвар