Өзен кен орнында геологиялық-техникалық іс-шаралардың тиімділігін арттыру үшін қалдық алынатын мұнай қорларын оқшаулауды бағалау бойынша интеграцияланған тәсілді әзірлеу

Толық мәтін

Введение

Разработка месторождения Узень ведётся с 1965 г. с поддержанием пластового давления (далее – ППД) с использованием различных источников воды (морская, волжская, сточная), значительно отличающихся друг от друга величиной минерализации [1–3]. На сегодняшний день одной из важных проблем разработки месторождения является обводнение скважинной продукции. Как видно из приведённого графика (рис. 1), по основным объектам разработки (1 и 2 объекты основного свода) отмечается превышение обводнённости над выработкой запасов.

 

Рисунок 1. Текущая выработка по основным объектам разработки месторождения Узень

Figure 1. Current production at the main facilities of the Uzen field development

 

Чрезвычайно важной и сложной задачей на текущем этапе разработки является определение источника поступления воды, позволяющее своевременно производить соответствующие водоизоляционные работы. Кроме того, существует неопределённость оценки текущей нефтенасыщенности, рассчитанной по методам сопротивления геофизических исследований скважин (далее – ГИС) на месторождении. Из-за отсутствия сведений о текущей минерализации пластовой воды вследствие наличия различных источников заводнения затрудняется планирование геолого-технических мероприятий (далее – ГТМ) на основе насыщенности по региональной информационной геологической информационной системе (далее – РИГИС). Как правило, насыщенность по РИГИС не подтверждается ввиду того, что при интерпретации насыщенности по ГИС используется начальная минерализация пластовой воды. Отсутствие зависимости насыщенности по РИГИС от текущей обводнённости затрудняет планирование и снижает эффективность выбора целевых интервалов для перфорации в новых скважинах из бурения.

Материалы и методы

В данной статье рассмотрен интегрированный подход, включающий построение карт выработки на основе аналитического расчёта радиусов выработки и закачки и карт текущей минерализации пластовой воды, позволяющий оценить объёмы и локализовать остаточные запасы нефти (далее – ОИЗ) на многопластовом месторождении Узень в комплексе с анализом исследований пластовых флюидов. Использование данного подхода позволит получить представление об изменении насыщенности коллекторов за период разработки, информацию по влиянию и эффективности закачиваемой воды с определением прорыва нагнетательных вод, что значительно сократит ручной труд специалистов на обработку данных и время принятия решений, а также увеличит эффективность подбора оптимальных ГТМ и регулирования объёмов закачки.

Построение карт радиусов выработки

При разработке месторождений на поздних стадиях в условиях отсутствия достоверной гидродинамической модели эффективность технологических решений и ГТМ напрямую зависит от наличия информации о локализации ОИЗ [4]. В отличие от известных подходов [5], нами предлагается построение карт радиусов выработки по добывающим и нагнетательным скважинам, позволяющих выявить перспективные зоны, не вовлечённые в разработку и не затронутые заводнением, для дальнейшего анализа и эффективного планирования мероприятий [6].

Методика построения карт радиусов выработки базируется на расчёте площади сечения цилиндра вокруг каждой скважины (рис. 2) таким образом, чтобы эта площадь соответствовала объёму накопленной добычи флюида [7]. При этом используются следующие уравнения (1–4):

1. Для добывающих скважин радиус выработки рассчитывается через отборы (1–2):

$Q=\frac{\pi *R^2*h_{eff}*\varphi *S_0*{\rho }_0*{К}_{выт}}{B_0}$   (1)

$R=\sqrt{\frac{Q*B_0}{\pi *R^2*h_{eff}*\varphi *S_0*{\rho }_0*{К}_{выт}}}$  (2)

где Q – накопленная добыча нефти (для добывающих скважин) или закачки воды (для нагнетательных скважин), т или м³; R – радиус выработки по нефти и закачки для построения карты выработки запасов, м; Φ – пористость, д. ед.; S₀ – средняя нефтенасыщенность, д. ед.; ρ₀ – плотность нефти, т/м³; B₀ – объёмный коэффициент нефти; К_выт – коэффициент вытеснения нефти водой; h_eƒƒ – средняя эффективная нефтенасыщенная мощность, м.

2. Для нагнетательных скважин радиус выработки рассчитывается через закачку (3–4):

$Q=R^2*h*\varphi *S_0*{\rho }_0*{К}_{выт}$   (3)

$R=1...0,7\sqrt{\frac{Q}{\pi *h*\varphi *S_0*{\rho }_0*{К}_{выт}}}$  (4)

где h – средняя эффективная мощность, м.

Для нагнетательных скважин берётся общая мощность песчаников, т.к. цементный камень часто оказывается разрушенным, и вода проникает не только во вскрытый перфорацией интервал. Пессимистичным считается случай при радиусе выработки для нагнетательной скважины, умноженном на коэффициент 0,7, оптимистичным – на коэффициент 1.

 

Рисунок 2. Параметры, необходимые для расчёта радиуса выработки запасов

Figure 2. Parameters required to calculate the radius of reservoir drainage

h – средняя эффективная толщина, м / mean effective depth, m; Φ – пористость, д. ед. / porosity, unit fraction; S_WC– средняя водонасыщенность, д. ед. / average water saturation, unit fraction; S₀– средняя нефтенасыщенность, д. ед. / average oil saturation, unit fraction; R – радиус выработки, м / radius of reservoir drainage, m

 

Для расчёта радиусов выработки по нефти и закачке по всем скважинам для каждого эксплуатационного объекта необходима следующая информация:

‒ карты начальных нефтенасыщенных толщин по горизонтам (средняя эффективная нефтенасыщенная мощность по скважинам);

‒ месячный эксплуатационный рапорт по всему фонду за всю историю (накопленная добыча нефти по добывающим скважинам, накопленная закачка воды по нагнетательным скважинам);

‒ PVT данные (англ. Pressure, Volume, Temperature – давление, объём, температура) по эксплуатационным объектам (плотность нефти / воды, объёмный коэффициент нефти / воды);

‒ гидрофильные характеристики по эксплуатационным объектам (пористость, средняя нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения нефти водой).

Далее выполняется расчёт по каждой скважине с накопленными показателями добычи нефти для каждого горизонта, в единую таблицу формируются данные, по которым выполняется построение «пузырьковой карты» (bubble map, англ. bubble – пузырь, map – карта) в программном комплексе NGT Smart. В результате получается карта выработки, построенная на основе радиусов по отборам, где вокруг каждой скважины отображается круг с радиусом, соответствующим рассчитанному. Далее выполняется аналогичный расчёт по каждой скважине с накопленными показателями закачки воды для каждого горизонта и строится карта выработки на основе построения радиусов выработки по закачке. Затем добавляется круговая карта выработки на основе закачки к карте выработки, построенной на основе радиусов выработки по отборам, в результате чего получается совмещенная карта (рис. 3).

 

Рисунок 3. Карта выработки. Построение радиусов выработки по закачке

Figure 3. Depletion map. Construction of drainage radii by injection

 

После совмещения карт выработки запасов, построенных по радиусу выработки по нефти и закачке воды, можно определить местоположение зон, не вовлечённых в разработку и не затронутых заводнением (в данном случае это белые зоны вне оранжевых и синих кругов). Данные зоны являются перспективными для дальнейшего анализа и планирования мероприятий.

Путём формирования базы данных для дальнейшего использования при построении карт выработки и загрузки в программном обеспечении (далее – ПО) Petrel преобразуются радиусы выработки (bubble maps) в формат «grid» (пер. с англ. сетка) для оцифровки и возможности работы. При построении радиуса берутся в расчёт координаты пластопересечений и угол сектора. Далее путём загрузки радиусов выработки в ПО Petrel в формате контуров выполняется построение карт с заданным кодом внутри каждого контура, соответствующего радиусу выработки и коду скважины. В результате построения получаются дискретные гриды со значением сетки, соответствующим коду выработки (рис. 4). Далее дискретные карты в ПО Petrel путём сглаживания преобразуются в непрерывные карты (гриды) со значением выработки от 0% до 100% (рис. 5).

 

Рисунок 4. Карта кодов выработки по отборам и закачке

Figure 4. Depletion and Injection Code Depletion Map

0 – соответствует невыработанным зонам / corresponds to undepleted zones; 1 – выработанные зоны по отборам нефти (добывающие) / depleted zones based on oil off-take (producing wells); 2 – выработанные зоны по закачке воды (нагнетательные) / depleted zones based on water injection (injection wells); 3 – выработанные зоны по отборам и закачке (пересечение добывающих и нагнетательных) / depleted zones based on both oil off-take and injection (overlapping of producing and injection wells)

 

Рисунок 5. Карта выработки начальных извлекаемых запасов

Figure 5. Depletion Map of Initial Recoverable Reserves

НИЗ / IRR – начальные извлекаемые запасы / initial recoverable reserves

 

На текущий момент выполнено построение карт выработки в двух вариантах по всем горизонтам месторождения Узень в зависимости от используемого источника данных:

‒ карты кодов выработки (дискретная 0 – 1 – 2 – 3);

‒ карты выработки (непрерывная от 0% до 100%).

Построение карт минерализации

Для оценки текущей насыщенности коллекторов в зонах ОИЗ нефти и повышения качества прогнозирования насыщенности по методам сопротивления, наряду с картами радиусов выработки, осуществляется построение карт текущей минерализации воды на основе лабораторных замеров попутно добываемой и закачиваемой воды с целью дальнейшего использования карт при интерпретации ГИС [5]. В рамках исследования проведён анализ химического состава попутно добываемой и закачиваемой воды с различных участков месторождения. Основное внимание уделялось общей минерализации.

Практика разработки нефтяных месторождений показала, что главной особенностью традиционного способа ППД путём закачки в пласт воды является неравномерность распределения воды в пласте, при которой обводняются пласты с лучшими фильтрационными характеристиками. При этом невыработанными остаются менее проницаемые пласты и пропластки [8, 9].

Анализ изменения минерализации пластовых вод является важным инструментом для оценки процессов заводнения и локализации остаточных запасов нефти. Динамика минерализации добываемых и закачиваемых вод позволяет выявлять зоны с неравномерным дренажем коллектора, что напрямую влияет на эффективность системы ППД. В частности, повышение концентрации хлоридов и сульфатов может указывать на вытеснение остаточной нефти из мало дренируемых зон, тогда как снижение минерализации свидетельствует о вовлечении в разработку новых участков залежи. Использование карт минерализации, построенных на основе данных гидрохимического мониторинга, позволяет уточнить границы зон остаточной нефтенасыщенности и повысить точность прогноза эффективности ГТМ.

Преимуществом данного метода является его относительная доступность, т.к. информация о химическом составе пластовой и закачиваемой воды имеется в достаточном объёме и постоянно обновляется по мере отбора и исследования проб. Данный подход применим для использования специалистами по геологии, петрофизике и разработке в рамках выполнения работ по оценке текущего насыщения по методам сопротивления с учётом текущей минерализации на основе ГИС, планированию бурения новых скважин, поиску перспективных участков для бурения, выявлению перспективных зон, оценке продвижения фронта нагнетаемой воды и степени влияния заводнения с учётом перспективных зон, не вовлечённых в разработку и не затронутых заводнением, для дальнейшего анализа и планирования мероприятий. Полученные результаты позволяют:

‒ улучшить прогноз текущей нефтенасыщенности по новым скважинам из бурения, определённой по методам сопротивления ГИС на месторождении за счёт уточнения текущей минерализации пластовой воды в районе бурения;

‒ использовать карты минерализации при анализе разработки месторождения, планировании организационно-технических мероприятий и управлении заводнением.

Начальная минерализация пластовой воды на месторождении Узень составляет в среднем 140 г/л, однако более чем за шестидесятилетнюю историю разработки месторождения в качестве агента закачки для ППД на разных этапах использовались такие источники воды, как:

‒ морская вода по водоводу из Каспийского моря (средняя минерализация ≈ 13 г/л);

‒ волжская – пресная вода по водоводу из р. Волги (средняя минерализация ≈ 0,4 г/л);

‒ альб-сеноманская – пластовая вода из вышележащих водоносных альб-сеноманских горизонтов из водозаборных скважин (средняя минерализация ≈ 10 г/л).

Данные типы вод значительно отличаются друг от друга как по общей минерализации (более чем в 10 раз), так и по составу отдельных компонентов (табл. 1). На эксплуатационных объектах при закачке, добыче и подготовке нефти и закачиваемой воды происходит постоянное смешение разных типов вод.

 

Таблица 1. Результаты шестикомпонентного анализа различных типов воды, мг/дм³

Table 1. Results of a six-component analysis of various types of water

БНКС / MCPS – Блочная кустовая насосная станция / Modular cluster pumping station

 

Исходя из статистики замеров минерализации, выполненных в течение последних пяти лет (3965 замеров), среднее значение минерализации существенно отличается от начального (рис. 6), что свидетельствует о весомом изменении в процессе длительной разработки месторождения и использования в качестве агента закачки в системе ППД различных вод, отличных от начальной пластовой воды по составу (морской и волжской). Данные факты указывают на необходимость применения текущих (актуальных) значений минерализации пластовой воды при интерпретации насыщения по методам сопротивления. Использование прямых замеров минерализации возможно только после вскрытия пласта, поэтому в качестве альтернативы предложено выполнять построение карт минерализации пластовой воды по существующим замерам (данным) и использование значений с карт для интерпретации ГИС.

 

Рисунок 6. Распределение средних значений замеров текущей минерализации пластовой воды по горизонтам 13–24

Figure 6. Distribution of Average Measured Values of Current Formation Water Mineralization by Horizons 13–24

 

Калибровка результатов построения карт выработки и минерализации с обводнённостью действующего фонда

По результатам построения карт выработки и минерализации выполнена калибровка по всем скважинам действующего фонда (3711 скв.) (рис. 7, табл. 2). Скважины с минимальным изменением начальной минерализации (80–140 г/л) характеризуются низкими обводнённостью (57%) и выработкой (67%). Скважины со значительным изменением начальной минерализации (<40 г/л) характеризуются высокими обводнённостью (73%) и выработкой (83%).

 

Рисунок 7. Калибровка на обводнённость и выработку по диапазону минерализации

Figure 7. Calibration for watercut and oil production by mineralization range

 

Таблица 2. Калибровка по обводнённости и выработке

Table 2. Calibration for watercut and oil production

 

Выполненная калибровка указывает на зависимость текущей обводнённости от величины текущей минерализации пластовой воды.

Карты выработки и минерализации рекомендуются для использования как дополнительный инструмент, который позволяет находить зоны, не охваченные заводнением. В настоящей статье обновлены данные за последние пять лет и предлагаются дополнительные методические подходы и построения.

Калибровка с обводнённостью новых скважин

Выполнена калибровка карт минерализации по новым скважинам, введённым из бурения в добычу, на основе расчёта прогнозной обводнённости:

‒ сопоставление фактической и прогнозной обводнённостей по РИГИС при начальной минерализации (рис. 8);

‒ сопоставление фактической и прогнозной обводнённостей по РИГИС при средней текущей минерализации по объекту (рис. 9);

‒ кросс-плот сопоставления фактической и прогнозной обводнённостей по РИГИС при текущей минерализации с карт (рис. 10).

 

Рисунок 8. Сопоставление фактической и прогнозной обводнённостей по РИГИС при начальной минерализации

Figure 8. Comparison of Actual and Predicted Water Cut at Initial Mineralization

 

Рисунок 9. Сопоставление фактической и прогнозной обводнённостей по РИГИС при средней текущей минерализации по объекту

Figure 9. Comparison of Actual and Predicted Water Cut at Average Current Mineralization for the Facility

 

 

Рисунок 10. Кросс-плот сопоставления фактической и прогнозной обводнённостей по РИГИС при текущей минерализации с карт

Figure 10. Cross-Plot of Actual and Predicted Water Cut at Current Mineralization with Maps

 

Использование значения минерализации с карт улучшает точность прогноза обводнённости (насыщенности) по данным ГИС в среднем на 7% в сравнении с использованием начальной минерализации и средней текущей по объекту (табл. 3).

 

Таблица 3. Сопоставление фактической и прогнозной обводнённостей по РИГИС при различных вариантах минерализации

Table 3. Comparison of Actual and Predicted Water Cut based on well log interpretation data Under Different Mineralization Scenarios

 

По результатам проведённого анализа фактически полученного притока после ГТМ отмечается чёткая корреляция, а именно с увеличения процента выработки пластов с ростом обводнённости и снижением минерализации (рис. 11).

 

Рисунок 11. Корреляция выработки, минерализации к фактической обводнённости

Figure 11. Correlation of Production and Mineralization with Actual Water Cut

 

На рис. 12 на примере скважины 8116 представлены РИГИС, которые показывают, что по результатам пересчёта с учётом текущей минерализации значение коэффициента нефтенасыщенности пласта (Кнг_гр) стало ниже начального, что свидетельствует об увеличении доли воды.

 

Рисунок 12. Изменение текущей нефтенасыщенности

Figure 12. Change in current oil saturation

Кнг_гр – коэффициент нефтенасыщенности пласта / reservoir saturation factor; Кнг_тек – коэффициент нефтенасыщенности пласта / reservoir saturation factor; Кнг_тек_минерал – коэффициент нефтенасыщенности пласта / reservoir saturation factor; Qн – добыча нефти, т/сут / oil production, ton per day

 

При этом фактические результаты проведённых прострелочно-взрывных работ с гидроразрывом пласта (далее – ГРП) показывают низкий прирост по нефти (1,5 т/сут) и высокую обводнённость (96%), что подтверждает снижение коэффициента нефтенасыщенности относительно начального значения.

Комплексный анализ геолого-геофизических и гидрохимических данных является ключевым инструментом для оценки остаточной нефтенасыщенности и эффективности заводнения. Согласно исследованиям [10], корреляция между изменением состава пластовых вод и геофизическими параметрами коллектора позволяет уточнять границы зон остаточных запасов. В частности, выявление участков с аномальной минерализацией добываемой воды в сочетании с данными ГИС даёт возможность локализовать мало дренируемые области пласта и оптимизировать мероприятия по увеличению нефтеотдачи. Использование данного подхода на месторождении Узень подтвердило его эффективность при построении карт выработки и прогнозировании остаточных запасов.

Результаты

В ходе проведённого исследования получены значимые результаты, касающиеся оценки текущего состояния разработки месторождения Узень, локализации ОИЗ и повышения точности интерпретации нефтенасыщенности по данным ГИС. Анализ данных и построение карт позволили выявить ключевые закономерности процессов разработки и определить перспективные направления для дальнейшей эксплуатации.

1. Построение карт выработки. Методика расчёта радиусов выработки, основанная на данных добывающих и нагнетательных скважин, позволила построить карты распределения выработанных запасов. Эти карты продемонстрировали зоны активного дренажа, а также мало дренируемые участки, потенциально содержащие значительные объёмы остаточной нефти.

Совмещение карт радиусов выработки нефти и закачки воды позволило визуализировать:

‒ зоны высокой степени выработки, где степень извлечения запасов достигает 80% и более;

‒ области с недостаточным заводнением, где сохраняются перспективные ресурсы нефти.

Использование специальных программных комплексов обеспечило автоматизацию обработки данных, что позволило повысить точность расчётов и сократить время анализа.

2. Построение карт минерализации пластовых вод. Анализ минерализации пластовых вод выявил значительные изменения химического состава за период эксплуатации месторождения. Установлено, что изначально минерализация составляла около 140 г/л, однако в процессе заводнения различными водными источниками (морская, волжская, альб-сеноманская вода) она варьировалась в широком диапазоне.

Построенные карты минерализации позволили:

‒ выявить участки активного вытеснения нефти закачиваемой водой;

‒ определить зоны с аномальными значениями минерализации, потенциально содержащие остаточные запасы нефти.

Наблюдается чёткая корреляция между степенью выработки запасов, минерализацией пластовых вод и уровнем обводнённости скважин. Так, низкая минерализация (<40 г/л) соответствует высокой степени выработки (до 83%) и обводнённости продукции (до 73%), в то время как высокая минерализация (>80 г/л) наблюдается в менее выработанных зонах.

3. Сопоставление карт выработки и минерализации с фактической обводнённостью. Проведённая калибровка данных по 3711 скважинам показала, что значения минерализации могут быть использованы в качестве индикатора степени выработки и обводнённости продукции. В частности:

‒ зоны с высокой минерализацией (80–140 г/л) характеризуются меньшей выработкой (67%) и обводнённостью (57%);

‒ включение данных по минерализации в расчёты коэффициента нефтенасыщенности по ГИС позволило повысить точность прогнозов на 7% по сравнению с традиционным методом.

4. Валидация результатов на новых скважинах. Анализ данных новых скважин подтвердил эффективность предложенного подхода. В случаях, когда пересчёт нефтенасыщенности проводился с учётом текущей минерализации пластовых вод, полученные значения соответствовали фактическим данным по обводнённости и величине прироста нефти после проведения ГТМ.

ДОПОЛНИТЕЛЬНО

Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующим образом: Таджибаев М.О. – концепция, обработка и обобщение данных, внедрение технологии, сбор и анализ данных, проверка результатов, написание рукописи; Баямирова Р.У., Тогашева А.Р. – редактирование рукописи, проверка результатов.

ADDITIONAL INFORMATION

Funding source. The authors declare that they received no external funding for this study.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The greatest contribution is distributed as follows: Maxat O. Tajibayev – conception, data processing and synthesis, technology implementation, data collection and analysis, verification of results, manuscript writing; Ryskul U. Bayamirova, Aliya R. Togasheva – editing the manuscript, checking the results.

Авторлар туралы

М. О. Тәжібаев

Dunga Operating

Хат алмасуға жауапты Автор.
Email: maxat.tazhibayev@dunga.kz
ORCID iD: 0009-0005-3778-4843
Қазақстан, Ақтау қаласы

Р. У. Баямирова

Ш. Есенов атындағы Каспий технологиялар және инжиниринг университеті

Email: ryskol.bayamirova@yu.edu.kz
ORCID iD: 0000-0003-1588-3144

канд. техн. наук, ассоциированный профессор

Қазақстан, Ақтау қаласы

А. Р. Тоғашева

Ш. Есенов атындағы Каспий технологиялар және инжиниринг университеті

Email: aliya.togasheva@yu.edu.kz
ORCID iD: 0000-0002-5615-2711

канд. техн. наук, ассоциированный профессор

Қазақстан, Ақтау қаласы

Әдебиет тізімі

Қосымша файлдар