Разработка интегрированного подхода по оценке локализации остаточных извлекаемых запасов нефти для повышения эффективности геолого-технических мероприятий на месторождении Узень

Полный текст

Разработка интегрированного подхода по оценке локализации остаточных извлекаемых запасов нефти для повышения эффективности геолого-технических мероприятий на месторождении Узень

М.О. Таджибаев, Р.У. Баямирова, А.Р. Тогашева.

АННОТАЦИЯ

На поздней стадии разработки месторождений остаточные запасы (ОИЗ) нефти претерпевают существенное изменение от подвижных до малоподвижных и неподвижных. Эти запасы в основном располагаются в пластах и участках залежей не охваченных заводнением. Решение проблем, связанных с поиском, локализацией и разработкой таких источников углеводородов является важной задачей для достижения конечного коэффициента извлечения нефти на зрелых месторождениях. Высокая актуальность данного вопроса присуща и месторождению Узень, характеризующемся высокой выработкой запасов и значительной обводненностью. С целью оценки локализации ОИЗ в условиях поздней стадии разработки и высокой выработки запасов на месторождении, в рамках данной статьи предложен интегрированный подход, включающий построение карт выработки с использованием аналитического расчета радиусов отборов нефти и закачки воды, а также построения карт текущей минерализации попутно добываемой и закачиваемой воды на основе лабораторных замеров. Результаты настоящих исследований позволяют оценить изменение насыщенности коллекторов за период разработки и получить информацию о влиянии и эффективности системы поддержания пластового давления.

 Ключевое слова: Локализация ОИЗ, карта выработки, карта минерализации, текущая нефтенасыщенность, Узень.

Расшифровки по сокращениям: ГИС – Геофизические исследования скважин, ГТМ – Геолого-технические мероприятия, РИГИС – Региональная информационная геологическая информационная система, ОИЗ – Остаточно извлекаемые запасы, МЭР – месячные эксплуатационные рапорта, PVT – Pressure-Volume-Temperature, ГФХ – Гидрофильные характеристики, ОТМ – Организационно технические мероприятия, ПВР – Прострелочно-взрывные работы, ГРП – Гидроразрыв пласта, Кнг – Нефтенасыщенность пласта, ВНС – Ввод новых скважин, ЗБС-Зарезка боковых стволов, ПВЛГ-Переход на выше лежащий горизонт, ПНЛГ-Переход на ниже лежащий горизонт.

 Development of an Integrated Approach for Assessing and Localizing Remaining Recoverable Oil Reserves to Improve the Effectiveness of Geotechnical Measures at the Uzen Field

Tajibayev M. Bayamirova R. Togasheva A.

 Abstract:

At the late stage of field development, the remaining reserves (RRR) of oil undergo significant changes from mobile to low-mobility and immobile states. These reserves are mainly located in layers and sections of deposits not covered by waterflooding. Solving problems related to the search, localization, and development of such hydrocarbon sources is an important task for achieving the ultimate recovery factor on mature fields. This issue is particularly relevant for the Uzen field, which is characterized by high reserves depletion and significant water cut. To assess the localization of remaining reserves at the late stage of development and high reserves depletion in the field, this article proposes an integrated approach that includes constructing production maps using analytical calculations of oil production and water injection radii, as well as creating maps of the current mineralization of produced and injected water based on laboratory measurements. The results of this research allow for the evaluation of changes in reservoir saturation over the development period and provide information on the impact and effectiveness of the reservoir pressure maintenance system.

Введение

Разработка месторождения Узень введется с 1965 года с поддержанием пластового давления с использованием различных источников воды (морская, волжская, сточная) значительно отличающиеся друг от друга величиной минерализации [1, 2].

На сегодняшний день одной из важных проблем разработки месторождения является обводнение скважиной продукции. Как видно из приведенного графика (рисунок 1) по основным объектам разработки (1 и 2 объекты Основного свода) отмечается превышение темпов обводненности над выработкой запасов.

Рисунок 1 - Текущая выработка по основным объектам разработки месторождения Узень

Чрезвычайно важной и сложной задачей на текущем этапе разработки является определение источника поступления воды, позволяющее своевременно производить соответствующие водоизоляционные работы. Кроме того, существует неопределенность оценки текущей нефтенасыщенности, определенной по методам сопротивления геофизических исследований скважин (далее ГИС)  на месторождении, из-за отсутствия сведений о текущей минерализация пластовой воды, вследствие различных источников заводнения, в связи с чем 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 с текущей обводненностью затрудняет планирование и снижает эффективность выбора целевых интервалов для перфорации в новых скважинах из бурения.

В данной статье рассмотрен интегрированный подход, включающий построение карт выработки на основе аналитического расчета радиусов выработки и закачки, а также построения карт текущей минерализации пластовой воды, позволяющий оценить объемы и локализовать остаточные запасы нефти 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 геолого-технических мероприятий и регулирования объемов закачки.

Материалы и методы

Построение карт радиусов выработки

При разработке месторождений на поздних стадиях, в условиях отсутствия достоверной гидродинамической модели эффективность технологических решений и геолого-технических мероприятий напрямую зависит от наличия информации о локализации остаточных извлекаемых запасов (далее ОИЗ) [3]. Отличительным моментом от известных подходов [4] нами предлагается построение карт радиусов выработки по добывающим и нагнетательным скважинам, позволяющие выявить перспективные зоны, не вовлеченные в разработку и не затронутые заводнением, для дальнейшего анализа и эффективного планирования мероприятий [5].

Методика построения карт радиусов выработки базируется на расчете площади цилиндра вокруг каждой скважины (рисунок 2) таким образом, чтобы эта площадь соответствовала объему накопленной добычи флюида. При этом используются следующие уравнения:

1. Для добывающих скважин радиус выработки рассчитывается через отборы по следующему уравнению:

 

2. Для нагнетательных скважин радиус выработки рассчитывается через закачку по следующему уравнению:

*

Где,

Q - Накопленная добыча нефти (для добывающих скважин) или закачки воды (для нагнетательных скважин), тон или м3;

R - Радиус выработки по нефти и закачке для построения карты выработки запасов, м;

Ф - пористость;

So - средняя нефтенасыщенность;

р0 - плотность нефти, т/м3;

В0 - объемный коэффициент нефти;

Квыт - коэффициент вытеснения нефти водой;

heff- средняя эффективная нефтенасыщенная мощность, м;

h - средняя эффективная мощность, м.

Для нагнетательных скважин берется общая мощность песчаников, так как на цементный камень часто оказывается разрушенным, и вода проникает не только во вскрытый перфорацией интервал. Радиус выработки для нагнетательной скважины, умноженный на коэффициент 0.7 - пессимистичный случай, коэффициент 1 - оптимистичный.

Для расчета 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 (далее МЭР)          по всему фонду за всю историю (накопленная добыча нефти по добывающим скважинам, накопленная закачка воды по нагнетательным скважинам)
• Pressure-Volume-Temperature данные (далее PVT) по эксплуатационным объектам (плотность нефти / воды, объемный коэффициент нефти / воды)
• Гидрофильные характеристики (далее ГФХ) по эксплуатационным объектам (пористость, средняя нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения нефти водой)

Далее выполняется расчет по каждой скважине с накопленными показателями добычи нефти для каждого горизонта и формируются данные в единую таблицу, по которым выполняется построение «пузырьковой карты» (bubble map) в программном комплексе (далее ПК) NGT Smart.

В результате построения получается карта выработки, построенная на основе радиусов выработки по отборам, где вокруг каждой скважины, отображается круг с радиусом, соответствующим рассчитанному. Далее выполняется аналогичный расчет по каждой скважине с накопленными показателями закачки воды для каждого горизонта и строится карта выработки на основе построения радиусов выработки по закачке. Затем добавляем круговую карту выработки на основе закачки к карте выработки – построенной на основе радиусов выработки по отборам. В результате получаем совмещенную карту (рисунок 3)

 

Рисунок 3 - Карта выработки – построение радиусов выработки по закачке

После совмещения карты выработки запасов, построенных по радиусу выработки по нефти и закачке воды, можно определить местоположение зон, не вовлеченных 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.

Путем 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» для оцифровки и возможности работы. При построении радиуса берутся в расчет координаты пластопересечений, угол сектора. Далее путем 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 результат построения получаются дискретные гриды со значением сетки соответствующему коду выработки (рисунок 4).

Где, код №:

0 – соответствует невыработанным зонам

1 - выработанные зоны по отборам нефти (доб.)

2 - выработанные зоны по закачке воды (нагн.)

3 - выработанные зоны по отборам и закачке (пересечение доб.+ нагн.)

Рисунок 4  - Карта кодов выработки по отборам и закачке

Далее дискретные карты, посредством ПО Petrel путем сглаживания, преобразуются в непрерывные карты (грид) с значением выработки от 0% до 100% (рисунок 5).

Рисунок 5 - Карта выработки НИЗ

На текущий момент выполнено построение карт выработки в двух вариантах по всем горизонтам месторождения (далее м/р) 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 остаточных запасов 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].

Преимуществом данного метода является его относительная дешевизна, так как информация о химическом составе пластовой и закачиваемой воды имеется в достаточном объеме 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 оценки текущего насыщения по методам сопротивления с учетом текущей минерализации на основе ГИС, планированию бурения новых скважин, поиску перспективных участков для бурения, выявления перспективных зон, оценки продвижения фронта нагнетаемой воды и степени влияния заводнения с учетом перспективные зоны, не вовлеченные в разработку и не затронутые заводнением, для дальнейшего анализа и планирования мероприятий. Полученные результаты позволяют:

• Улучшить прогноз текущей нефтенасыщенности по новым скважинам из бурения, определенной по методам сопротивления ГИС на месторождении за счет уточнения текущей минерализация пластовой воды в районе бурения.
• Использовать карты минерализации при анализе разработки месторождения, планировании ОТМ и управления заводнением.

Начальная минерализация пластовой воды на месторождении Узень составляет в среднем 140 г/л, однако более чем за 60-ти летнюю историю разработки месторождения Узень, в качестве агента закачки для поддержания пластового давления, на разных этапах и в разные временные периоды - использовались различные источники воды, такие как:

• «Морская» - морская вода по водоводу из Каспийского моря

(средняя минерализация ≈ 13 г/л)

• «Волжская» - пресная вода по водоводу из реки Волги

(средняя минерализация ≈ 0,4 г/л)

• «Альбсеноманская» - пластовой 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 (таблица 1). В эксплуатационных объектах при закачке, добыче и подготовке нефти и закачиваемой воды, происходит постоянное смешение разных типов вод.

Таблица 1. Результаты шести компонентного анализа различных типов воды

Рисунок 6 - Распределение средних значений замеров текущей минерализации пластовой воды по горизонтам

Исходя из статистики замеров (3965 шт.) минерализации выполненных в течении последних пяти лет, среднее значение минерализации значительно отличается от начальной (рисунок 6), свидетельствующее о значительном изменении в процессе длительной разработки месторождения и использование в качестве агента закачки в системе поддержания пластового давления (далее 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 значение с карт для интерпретации ГИС.

 Калибровка результатов построения карт выработки и минерализации с обводненностью действующего фонда

По результатам построения карт выработки и минерализации, выполнена калибровка по всем скважинам действующего фонда (3 711 скв.). (рисунок 7, таблица 2)

Скважины с минимальным изменением начальной минерализации (80 - 140 г/л), характеризуются:

• Низкой обводненностью (57%)
• Низкой выработкой (67%)

Скважины со значительным изменением начальной минерализации (< 40 г/л), характеризуются:

• Высокой обводненностью (73%) - в 1,3 раза выше
• Высокой выработкой (83%) - в 1,2 раза выше

(начальная)

(морская)

(подтоварная)

Рисунок 7 - Калибровка на обводненность и выработку

Таблица 2 - Калибровка по обводненности и выработке

Минерализация, г/л	Средняя выработка, %	Средняя минерал., г/л	Средняя обводненность., %	Кол-во
Менее 40	73	27	80	697
от 40 до 60	71	51	80	1283
от 60 до 80	70	68	77	810
Более 80	57	117	67	839

Выполненная калибровка указывает на зависимость текущей обводненности 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 в отличии от работы [4] обновлены данные за последние 5 лет и предлагаются дополнительные методические подходы и построения.

Калибровка с обводненностью новых скважин

Выполнена калибровка карт минерализации по новым скважинам, введенным из бурения в добычу на основе расчета прогнозной обводненности:

1. сопоставление фактической обводненности и прогнозной обводненности по РИГИС при начальной минерализации (рисунок 9).
2. сопоставление фактической обводненности и прогнозной обводненности по РИГИС при средней текущей минерализации по объекту (рисунок 10).
3. кросс-плот сопоставления фактической обводненности и прогнозной обводненности по РИГИС при текущей минерализации с карт (рисунок 11).

 

Рисунок 11 - Кросс-плот сопоставления фактической обводненности и прогнозной обводненности по РИГИС при текущей минерализации с карт

Таблица 3- Матрица сопоставления фактической обводненности и прогнозной обводненности по РИГИС при различных вариантах минерализации

Параметр		Прогнозная обводненность по РИГИС
		При начальной минерализации	При средней минерализации	Значение с карт минерализации
Фактическая обводненность, %	Стартовая	26	21	26
		65%	53%	65%
	Средняя	28	26	31
		71%	65%	78%
	Текущая	26	23	30
		65%	58%	75%

 

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

По результатам проведенного анализа ГТМ отмечается четкая корреляция, а именно с увеличения процента выработки пластов с ростом обводненности и снижением минерализация (рисунок 12)

На рисунке 13 на примере скважины 8116 в графическом виде представлены результаты интерпретации геофизических исследований скважины (РИГИС), которые показывают, что по результатам пересчета с учетом текущей минерализации, значение коэффициента нефтенасыщенность пласта (далее Кнг) ниже начального, свидетельствующее об увеличении доли воды. При этом фактические результаты проведенных прострелочно взрывных работ (далее ПВР) с гидроразрывом пласта (далее ГРП) показывают низкий прирост по нефти (1,5 т/сут) и высокую обводненность (96%), что подтверждает снижение Кнг относительно начального значения.

.

По результатам проведенного анализа:

• 70% всех ГТМ выполнены в районах с выработкой более 60% запасов.
• За счет использования карт выработки и минерализации, ожидается улучшение обводненности на 12%.

Выполнен обзор и выдача основных рекомендации по формированию программы опорной сети скважин для отбора проб с целью определения текущей минерализации пластовой воды

По результатам фактически проведенного построения карт радиуса выработки и минерализации по эксплуатационным объектам местрождения Узень рекомендуется:

• Использовать карты выработки и минерализации при подборе скважин кандидатов на ввод новых скважин (далее ВНС) и ГТМ
• Выполнять замер минерализации по всем новым скважинам (ВНС, зарезка бокового ствола (далее ЗБС), углубления, перевод на вышележащий горизонт (далее ПВЛГ), перевод на нижележащий горизонт (далее ПНЛГ) после отработки - стабилизация обводненности добываемой продукции
• Разработать программу по отбору проб воды с целью определения минерализации пластовой воды
• Специалистам по петрофизике, начать использовать значение с карт минерализации при интерпретации насыщения по методам сопротивления, с дальнейшим выполнением анализа на соответствие фактическим результатам испытаний для разных вариантов минерализации

• Выполнить сопоставление значений минерализации с карт с результатами новых замеров, выполненных лабораторией
• Продолжить и увеличить количество скважин с отбором проб пластовой воды с целью определение минерализации

• Выполнять обновление базы данных замеров минерализации и карт на ежегодной основе
• С целью повышения точности карт минерализации:

• Выполнить построения карт по горизонтам в разрезе по пачкам
• При построении карт использовать фациальную модель в качестве тренда распространения минерализации

• При формировании «атласа бурения» проектных скважин, рассмотреть возможность включения в «атлас бурения» кандидатов на отбор проб с целью определения текущей минерализации

 

Список использованной литературы:

 

1. Проект разработки месторождения Узень по состоянию изученности на 01.01.2022г, Филиал ТОО «КМГ Инжиниринг» «КазНИПИмунайгаз», г. Актау 2021г.
2. Отчеты «Управление заводнением» и «Рассмотрение и согласование ежемесячных ГТМ», Филиал ТОО «КМГ Инжиниринг» «КазНИПИмунайгаз», г. Актау 2021г.
3. А.В. Свешников, А.К. Касенов, А.Т. Жолдыбаева, А.Е. Ибраев. Выбор оптимальной плотности сетки скважин в русловых песчаниках на примере месторождения Узень. Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана No 3(4) 2020, с. 35 – 46
4. Ибраев А.Е.,Қажыкенқызы А., Елемесов А.С., Назаралы А.Ж. Подход к локализации остаточных извлекаемых запасов в условиях высокой выработки на примере месторождения Узень. Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана No 1, 2019, с. 26 – 37
5. Инструкция: «Построение карт выработки на основе радиуса отбора и закачки».- Филиал ТОО «КМГ Инжиниринг» «КазНИПИмунайгаз», г. Актау 2021г.

 

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 следующий 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.

 ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ

Таджибаев Максат Омурзакович

ORCID 0009-0005-3778-4843

e-mail: maxat.tazhibayev@dunga.kz

 Баямирова Рысколь Умаровна

ORCID 0000-0003-1588-3144

e-mail: ryskol.bayamirova@yu.edu.kz

Тогашева Алия Ризабековна

ORCID 0000-0002-5615-2711

e-mail: aliya.togasheva@yu.edu.kz

Об авторах

Максат Омурзакович Таджибаев

Дунга Оперейтинг

Автор, ответственный за переписку.
Email: maxat.tazhibayev@dunga.kz
ORCID iD: 0009-0005-3778-4843

Менеджер по управлению недрами

Казахстан, Қазақстан / Здание №79/1, мкр. 12, 130000, Актау, Казахстан

Рысколь Умаровна Баямирова

Каспийский университет технологий и инжиниринга им. Ш.Есенова

Email: ryskol.bayamirova@yu.edu.kz
ORCID iD: 0000-0003-1588-3144
Scopus Author ID: 57215912161
ResearcherId: C-3520-2018

Ассоциированный профессор кафедры "Нефтехимический инжиниринг" КУТИ имени Ш.Есенова

Казахстан, город Актау, 32 мкр.,Yessenov University,

Алия Ризабековна Тогашева

Каспийский государственный университет технологий и инжиниринга им. Ш.Есенова.

Email: aliya.togasheva@yu.edu.kz
ORCID iD: 0000-0002-5615-2711
Scopus Author ID: 57215914577
ResearcherId: C-3432-2018

Ассоциированный профессор кафедры "Нефтехимический инжиринг" КУТИ им. Ш.Есенова

Казахстан, город Актау, 32 мкр., Yessenov University,

Список литературы

Дополнительные файлы