В.Ф. Сомов, В.З. Минликаев, В.М. Десятков, Н.Н. Перминова, М.Ю. Низовцева, А.В. Черницкий
Кравцовское месторождение - первое морское месторождение в России, обустроенное и введенное в разработку отечественной компанией. В настоящее время на его долю приходится более половины добычи нефти ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть». Разработка морских месторождений отличается более сложными конструкциями скважин, ограничениями по системам сбора и подготовки продукции, максимально высокими экологическими требованиями. Кроме того, такие месторождения всегда менее разведаны, на них невозможна полноценная пробная эксплуатация. Все это влияет на систему разработки, требует более тщательного ее проектирования и непрерывной оптимизации в процессе разработки.
Кравцовское месторождение является одним из приоритетных объектов ОАО «ЛУКОЙЛ». Мониторингом его разработки занимается комплексная группа, в состав которой входят спе-циалисты ООО «ВолгоградНИПИморнефть», ООО «Калининградморнефть», Центра геолого-гидродинамического моделирования (ЦГГМ) компании «ЛУКОЙЛ». Мониторинг при этом понимается как непрерывное проектирование разработки1. Цель статьи показать преимущества мониторинга как непрерывного проектирования разработки месторождения с применением постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ) и некоторые его результаты.
Единственная залежь нефти Кравцовского месторождения гриурочена к отложениям дейменаского надгоризонта среднего кембрия. Среднекембрийский комплекс толщиной до 120 м представлен кварцевыми разнозернистыми песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов и глинистых алевролитов. Залежь массивная, сводовая, тектонически экранированная на восточном крыле структуры, водоплавающая. В сводовой части она осложнена системой нарушений, амплитуда которых достигает 15-25 м. Высота залежи составляет 48 м, средняя нефтенасыщенная толщи-на - 11,2 м. Водонефтяной контакт (ВНК) принят на абсолютной метке - 2177 м. Коллектор сложен кварцевыми песчаниками пористостью (в среднем) 0,12 и проницаемостью 0,225 мкм2. Продуктивный пласт толщиной 0,2 - 1,6 м расчленен прослоями глинистых песчаников, алевролитов, предположительно проницаемых в вертикальном направлении вследствие трещиноватости. Коэффициенты песчанистости и расчлененности нефтенасыщенной зоны равны соответственно 0,92 и 3,6. Нефть маловязкая, вязкость в пластовых условиях составляет 1,72 мПа-с. При этом давление насыщения нефти газом низкое - 2,93 МПа, газа почти нет -газосодержание равно 24,9 м3/т, сжимаемость нефти - 1,11х10 3 МПа-1. Схема размещения скважин приведена на рис. 1.
В 2005 г. на месторождении с морской платформы пробурены скв. 6, 1 - 4. В процессе бурения уточнялся структурный план месторождения, для этого некоторые скважины (скв. 1, 2, 4, 5) проектировались и бурились с двойным пересечением горизонтальным стволом кровли залежи. В процессе бурения модель непрерывно уточнялась. Так, в скв. 4 уточненная поверхность оказалась выше, чем построенная по данным сейсморазведки 3D (рис. 2).
Параметрическое заполнение модели осуществлялось на основе интерпретации определений пористости и нефтенасыщенности по результатам геофизических исследований скважин (ГИС) с шагом 0,2 м. Проницаемость задана по корреляционной зависимости с пористостью. В процессе корректировки модели эти зависимости уточнены. Использована поинтервальная корреляция: отдельно для первого (верхнего) слоя, расположенного на расстоянии 1-6 м от кровли, затем для второго слоя (7-10 м от кровли) и т.д. Отдельно заданы параметры алевритистых прослоев, которые по керну низкопроницаемы и не являются флюидоупорами. Для этих интервалов коэффициееты пористости Кп, нефтенасыщенности Кн и проницаемости k составляют соответственно 0,02, 0,7 и 0,5-Ю~3 мкм2. Модель залежи представляет собой единый резервуар со смещением по продольному тектоническому нарушению на 25-30 м.
На 01.02.06 г. залежь эксплуатировалалсь девятью скважинами, в том числе восемью горизонтальными. Накопленный отбор нефти составляет около 8 % начальных извлекаемых запасов. Непрерывно замеряются дебиты жидкости, обводненность продукции, устьевые, затрубные давления и давления в линии, в двух скважинах замеряется давление на приеме насоса. Средний дебит нефти составляет 267 т/сут, обводненность - 4,5 %. В конце 2005 г. в некоторых скважинах появилась вода. Содержание ее в продукции скв. 1 в настоящее время равно 3,8 %, скв. 18 - около 1 %, скв. 3 - 0,7 %. В зоне отбора пластовое давление снизилось до 22 МПа (район скв. 4) при начальном 24,2 МПа. На рис. 3 приведена карта изобар, построенная по данным моделирования. В настоящее время развивается упруго-водонапорный режим - на расстоянии 3-5 км от залежи пластовое давление в настоящее время практически равно начальному.
В условиях массивных залежей, когда запасы вырабатываются снизу вверх, бурение горизонтальных скважин в верхней части залежи обеспечивает наибольший коэффициент извлечения нефти (КИН). Реализуемая система предусматривает разработку залежи 1 вертикальной и 16 горизонтальными скважинами (ГС) как в одноствольном, так и в многоствольном (разветвленном) исполнении (РГС), расположенными в при-кровельной части залежи. В зоне отбора фильтрация жидкости в основном вертикальная, т.е. происходит подъем ВНК, равномерность которого зависит от анизотропии продуктивного пласта по проницаемости - отношения kX),/kr В модели, использованной в проектном документе, это отношение принято равным 10.
Для целей мониторинга специалистами ЦГГМ в 2005 г. была создана постоянно действующая геолого-технологическая модель месторождения. Мониторинг разработки включает:
- ежемесячное пополнение геолого-промысловыми данными
- сопровождение в реальном масштабе времени бурения каждой скважины с корректировкой траектории стволов;
- уточнение геологического строения и модели в процессе бурения новой скважины;
- настройку модели по результатам каждого гидродинамического исследования;
- постоянное обновление (оптимизацию) реализуемой системы разработки месторождения (непрерывное проектирование), предусматривающее уточнение местоположения скважин, их конструкции и режимов эксплуатации.
Моделирование осуществляется с использованием программных комплексов RMS и Tempest MORE норвежской компании ROXAR. Параметры эксплуатируемых в ЦГГМ цифровых геологической и гидродинамической моделей приведены в табл. 1.
| Модель | Размеры ячеек, м | Число | |||||
| X | У | z | столбцов | строк | слоев | ячеек | |
| Геологическая | 50 | 50 | 0,2 | 156 | 206 | 391 | 12565176 |
| Гидродинамическая | 100 | 100 | 0,4-0,8 (НЗ) | 78 | 103 | 78 | 626652 |
| 0,8-5,2 (ВЗ) | |||||||
Примечание. НЗ, ВЗ - соответственно нефтяная и водяная зона.
Гидродинамическая модель двухфазная, трехмерная, изотермическая. Жидкости и поровая среда сжимаемы. Ремасштабирование геологической модели в гидродинамическую проведено таким образом, чтобы сохранить алевритистые прослои в неизменном виде, поскольку они существенно влияют на направления потоков жидкостей в пласте. Кроме того, они в значительной степени определяют анизотропию пласта по проницаемости. Настройка гидродинамической модели проводилась на основании исследований расчетной и фактической динамики пластовых давлений и была начата с проверки гипотез о режиме залежи, т.е. о путях поступления в нее воды. Были рассмотрены три основных варианта: латеральное продвижение законтурных вод в залежь (по напластованию); продвижение вод преимущественно снизу; смешанное продвижение вод. Контроль проводился по фактическим пластовым давлениям в скважинах, причем расчетные давления сравнивались с давлениями, замеренными манометром с учетом времени простоя скважин на замере, т.е. моделировались кривые восстановления давлений (КВД) в скважинах.
Исходя из опыта разработки подобных месторождений и данных фактических замеров, получили прогнозную динамику среднепластового давления. Расчеты показали, что динамику фактических пластовых давлений можно удовлетворительно повторить только при продвижении в залежь воды преимуще-ственно снизу. При значительном снижении проницаемости глинистых прослоев (ниже 0,5х103 мкм2) пластовое давление в зоне отбора уменьшается намного быстрее, чем фактически, даже после введения в верхнюю часть модели залежи выдержанных, выходящих далеко в законтурную зону суперколлекторов проницаемостью 2,5-3 мкм2 (рис. 4). В настроенной модели проблема пластовых давлений решена путем повышения проницаемости глинистых прослоев от 0,5-103 до (2-10)103 мкм2 и увеличения проницаемости по напластованию в 1,5 - 2 раза. Это решение подтверждено настройкой модели по данным гидродинамических исследований путем воспроизведения КВД и индикаторных диаграмм (ИД).
Настройка модели по КВД и ИД особенно важна в начальный период разработки залежи, когда он очень мал. Результаты гидродинамических исследований скважин по сути являются кратковременной историей разработки. Использование гидродинамической модели для определения параметров пласта (численный метод интерпретации) по данным исследования скважин по сравнению с аналитическими методами имеет существенные преимущества, заключающиеся в максимальном учете реальных геометрических характеристик пласта, скважин и состояния разработки залежи. Численные методы особенно эффективны при обработке результатов гидродинамических исследований горизонтальных и многоствольных скважин. На рис. 5 показаны расчетные и фактические КВД по горизонтальной скв. 8. Настройка проводилась путем подбора проницаемости пластов по горизонтали и вертикали, в том числе вертикальных проницаемостей глинистых прослоев. Для оценки степени неоднозначности решения обратной задачи были сделаны попытки выполнить настройку при различных значениях горизонтальных и вертикальных проницаемостей. Оказалось, что вариант удовлетворительной настройки (настроены и ИД, и КВД) практически единственный. Например, не удалось настроить по скв. 8 ИД и КВД одновременно при увеличении горизонтальной проницаемости в 10 раз в районе скв. 8. Это позволяет сделать вывод о том, что настройка скважин по ИД и КВД дает возможность достаточно достоверно оценить анизотропию продуктивного пласта по проницаемости.