Особенности размещения горизонтальных скважин с учетом данных сейсмогеологического анализа

на Русском месторождении

Иванова С.А., Хисматуллин Р.М., Важенин С.Л.



ООО «ТННЦ», Тюмень, Россия

В работе представлены особенности планирования размещения горизонтальных скважин (ГС) с учетом данных сейсмогеологического анализа (СГА). Для реализации алгоритма требуется наличие качественных сейсмических исследований, данных по скважинам, а также упругих параметров среды по геофизическим исследованиям скважин (ГИС).
Данный метод позволит увеличить эффективную проходку скважин, получить более высокие стартовые дебиты, уточнить геологическое строение и оценить зоны с пониженным качеством прогноза.
Введение
Геологическое сопровождение бурения является ключевым инструментом эффективного размещения горизонтальных скважин внутри объекта разработки.
Однако на Русском месторождении достижение высокой эффективности проходки скважин особенно проблематично ввиду сильной вертикальной изменчивости и латеральной невыдержанности пластов основного объекта разработки ПК1–7 [1]. Поэтому данные высокоплотной сейсмической съемки на Русском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) являются одной из основных составляющих частей базовой информации, на которой строится геологическая модель, но без скважинной информации данные сейсморазведки сильно теряют
в точности, и по большей части интерпретация ведется на качественном уровне [2]. По этой причине особое внимание уделяется сейсмогеологическому анализу, результаты которого служат основой для планирования бурения, оценки рисков, корреляции продуктивных объектов и выстраивания последовательности разбуривания района.
Пример использования результатов сейсмогеологического анализа
На Русском НГКМ проведение сейсмогеологического анализа подразумевает постоянное обновление глубинно-скоростной модели и куба импеданса по результатам бурения для его дальнейшего использования в виде тренда при построении основных элементов геологической модели и сопровождения бурения скважин.
Используемые кубы акустического импеданса и литологии для планирования бурения характеризуются высокой точностью прогноза, что подтверждается высоким коэффициентом корреляции (0,72 д. ед.) кривой инверсионного импеданса и кривой импеданса по
данным ГИС (рис. 1).
Рис. 1. Оценка качества инверсии
Последующее сопоставление плановых и фактических результатов бурения, а именно оценка положения флюидальных контактов, структурных отметок, позволяет проводить корректировку представления о геологическом строении района работ.
В результате использования СГА при планировании бурения 76 % пробуренных скважин имеют эффективную проходку выше плана.
Проведенный анализ позволил также выявить зоны с ухудшенным сопоставлением куба импеданса и данных бурения. При изучении скважин с пониженным коэффициентом эффективности проходки выявлены локализованные искажения качества сейсмических данных, связанные с близким расположением газонефтяных контактов (ГНК) (рис. 2). Это обусловлено высокой пористостью коллекторов сеноманского яруса, содержащих газ, и резким снижением скоростей распространения сейсмических волн в газоносной среде. Эти явления, совместно
со значительными толщинами газонасыщенных интервалов (до 200 м), позволяют получить устойчивую и выразительную волновую картину на временных сейсмических разрезах, именуемую «ярким пятном» [3, 4]. На Русском НГКМ обнаружено большое количество «ярких пятен» в области развития газовой залежи, поскольку осадочный материал здесь откладывался в переходных
от континентальных к прибрежно-морским условиях, что ограничивало формирование выдержанных контрастных границ на большой территории [4].
Рис. 2. Пример влияния газа на волновую картину
Для уверенного планирования размещения ГС проведен анализ подтверждения сейсмических данных литологией по ГИС по фонду фактических скважин (298 скв.). В результате выявлена прямая зависимость подтверждаемости сейсмических данных в зонах, перекрытых глинистой перемычкой от влияния газовой шапки. Сопоставление инвертированных параметров акустического импеданса и замеренных в скважинах показало, что минимальная мощность глинистого прослоя, способного сдержать влияние газа в подгазовой зоне, равна 10 м (рис. 3).
Рис. 3. Зависимость коэффициента корреляции кривой импеданса по ГИС и импеданса по инверсии от толщины глинистой перемычки
Полученное значение толщины глинистой перемычки, способной снизить влияние газа на качество импеданса, легло в основу создания карты распространения глинистой перемычки между ГНК
и коридором бурения. В условиях обширной газонефтеводяной зоны (ГНВЗ) на Русском НГКМ,
во избежание рисков прорыва газа и воды к добывающим скважинам, планирование скважин ведется в условно принятом коридоре бурения с минимально допустимым отступом 15 м от ГНК
и 10 м от водонефтяных контактов (ВНК). Данная карта построена по следующему алгоритму:
  • по кубу литологии, построенному с использованием результатов инверсии сейсмических данных, отсечен технологический интервал — 15 м от ГНК до коридора бурения;
  • в полученном интервале построена мощность эффективных толщин;
  • путем вычета эффективных толщин из общих получена карта распространения глинистых перемычек в технологическом интервале; зоны распространения неколлектора, мощностью более 10 м, представлены на карте зеленым цветом (рис. 4, 5).
Рис. 4. Примеры скважин с высокой эффективностью проходки
Скважины № 1 и 2, пробуренные в зонах наличия мощной глинистой перемычки (зеленый цвет)
в технологическом интервале, имеют высокий коэффициент эффективности проходки (рис. 4), тогда как скважины № 3 и 4, пробуренные в зонах ее отсутствия (белый цвет), характеризуются сниженными показателями эффективности и несоответствием прогноза по имеющемуся кубу импеданса (рис. 5).
Рис. 5. Примеры скважин с низкой эффективностью проходки
ИТОГИ
Текущий подход планируется использовать для сопровождения бурения проектного фонда. Так, в зонах с большой толщиной глин предлагается увеличить плановую эффективность проходки в целевом интервале.
Проведенный ретроспективный анализ запланированных и пробуренных скважин показывает увеличение коэффициента эффективности проходки по коллектору в среднем на 10 %.
ВЫВОДЫ
Применение предложенного метода размещения ГС по вертикали с опорой на импеданс позволит увеличить эффективность бурения скважин, что даст более высокие стартовые дебиты и повысит качество прогноза, а отсутствие дополнительных затрат на внедрение метода усилит экономический эффект.
ЛИТЕРАТУРА
1. Кунгуров А.А., Смагина Т.Н., Алимчанова Л.Х. и др. Подсчет геологических запасов УВС Русского месторождения по состоянию на 01.01.2018. Тюмень: ТННЦ, 2018.
2. Нежданов А.А. Геологическая интерпретация сейсморазведочных данных. Тюмень: ТюмГНГУ, 2010.
3. Буторин А.В., Васильев М.А. Опыт учета влияния газовой шапки на структурные построения в условиях ограниченности входных данных // Геофизика. 2016. № 4. С. 42–47.
4. Разин А.В., Меркулов В.П., Чернов С.А. Современные методы изучения месторождений сейсморазведкой. Томск: ЮКОС, 2004. 200 с.
Иванова С.А., Хисматуллин Р.М., Важенин С.Л.

ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

rmkhismatullin@rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Материалы: геолого-гидродинамическая модель Русского месторождения, результаты инверсии, глубинно-скоростная модель, кубы импеданса.
Методы: сопоставление куба импеданса и литологии по данным бурения, картографические построения, графическое изображение корреляции исследуемых параметров.
импеданс, коэффициент корреляции, эффективность проходки, горизонтальные скважины, инверсия, газовая тень, глинистая перемычка
Иванова С.А., Хисматуллин Р.М., Важенин С.Л. Особенности размещения горизонтальных скважин
с учетом данных сейсмогеологического анализа на Русском месторождении // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 1. С. 10–13. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-1-10-13
11.03.2022
УДК 550.834.05
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-1-10-13

Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88