Формирование подходов к выработке запасов с учетом фациальной геологической модели осадконакопления на примере бобриковско-радаевского горизонта Туймазинского нефтяного месторождения

Грищенко В.А., Якупов Р.Ф.,

Велиев Э.Ф., Мухаметшин В.Ш., Мухамадиев Б.М., Позднякова Т.В., Трофимов В.Е.


ООО «РН-БашНИПИнефть»

ООО «Башнефть-Добыча»

НИПИ «Нефтегаз»

УГНТУ

В статье рассмотрена и решена проблема поиска оптимальной стратегии разработки терригенных отложений бобриковско-радаевского горизонта, уникального Туймазинского месторождения. Объект характеризуется сложным геологическим строением, обладает анизотропией свойств как по площади, так и по разрезу и находится на завершающей стадии разработки. Разработаны пути повышения эффективности выработки запасов в зависимости от геологической обстановки, которые включают в себя подбор оптимальной плотности сетки скважин, жесткости системы заводнения, применение высокотехнологичных методов интенсификации.
Основные месторождения нефтяных компаний, ведущих разработку на территории Урало-Поволжья, были открыты в предыдущем столетии. Научные исследования и промышленные опыты позволили сформировать эффективные системы разработки, о чем свидетельствуют высокие значения текущих коэффициентов извлечения нефти (КИН), равные 0,4–0,6 д. ед. На локализацию оставшихся углеводородов, а также поиск наиболее эффективных методов их добычи сегодня направлены основные научные изыскания в области разработки месторождений [1, 2].
С палеогеографической точки зрения осадконакопление отложений бобриковского горизонта Туймазинского месторождения происходило в условиях обширной пологой прибрежной равнины, периодически заливаемой морем и рассеченной рукавами эстуария и каналами. В бобриковское время прибрежно-морские условия сменились прибрежно-континентальной обстановкой. В радаевское время происходит подъем территории и сокращение регрессирующего морского бассейна, который распадается на отдельные лагуны и заливы.
На основе анализа результатов интерпретации геофизических исследований скважин выделены четыре основных вида фациальных зон: каналы, второстепенные каналы промоин, дельтовые равнины, а также фронт дельты и продельты. В результате составлена концептуальная и цифровая 3D седиментологическая модель, которая позволила локализовать и дифференцировать коллектор по типу осадконакопления, она представлена на рисунке 1.
Рис. 1. Цифровая
3D-модель осадконакопления бобриковско-радаевского горизонта
Выделенные фациальные зоны характеризуются различными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), связанными с условиями их формирования. Основные параметры представлены в таблице 1.
Как видно из таблицы 1, фации, относящиеся к категории каналов, обладают лучшими свойствами в сравнении с дельтовой группой. С целью дальнейшего анализа влияния геологического строения на разработку объекта, фации объединены в две группы. Группа 1 включает фации каналов и характеризуется высокими ФЕС, а группа 2 содержит дельтовые фации с ухудшенными свойствами.
Табл. 1. Фильтрационно-емкостные свойства фациальных зон
Объект характеризуется не только анизотропией геологических свойств, но и различиями в сформированных системах разработки (рис. 2).
Рис. 2. Карта накопленных отборов и распределения фаций
На объекте предусматривалось формирование системы разработки с треугольным размещением и расстоянием по 350–400 м между скважинами в сочетании с очагово-избирательной системой заводнения. В дальнейшем система локально трансформировалась в неравномерную, чему также способствовал перевод скважин с других объектов, отработавших там свои запасы. Особенно это повлияло на восточную часть объекта, характеризующуюся наиболее сложным строением, а также совпадающую в плане с основным объектом месторождения — пашийским горизонтом [3, 4].
С целью более детального анализа разработки вся площадь объекта была разделена на блоки, выделенные с учетом различий геологического строения и сформированной системы разработки. Основные показатели выделенных блоков представлены в таблице 2.
Табл. 2. Основные показатели по блокам
При сопоставлении видно, что восточная часть объекта обладает меньшей проницаемостью и значениями нефтенасыщенных толщин, а также большей неоднородностью как по площади, так и по разрезу. В западной части преимущественно сформированы более чистые выдержанные высокопродуктивные песчаники, что отражается в увеличении доли запасов в группе фаций 1, относительно восточного направления, где преобладает вторая группа.
На основе анализа успешности применения высокотехнологичных методов [5–11] и с учетом различных условий геологической обстановки для бобриковско-радаевского объекта была сформирована программа по испытанию технологий повышения эффективности выработки зон остаточных запасов:
  • бурение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов на участках высокой продуктивности, низкой вертикальной анизотропии проницаемости и хорошей выдержанности коллектора;
  • проведение гидроразрыва пласта для зон высокой неоднородности и низких ФЕС.
Первые результаты бурения горизонтальных скважин подтвердили ожидаемую высокую эффективность применения данной технологии в предложенных условиях. Согласно разработанной программе было пробурено шесть горизонтальных стволов (табл. 3).
Табл. 3. Результаты бурения горизонтальных скважин

Средний дебит нефти по горизонтальным скважинам, полученный при вводе в эксплуатацию, составил 45 т/сут, что в 20 раз выше текущего среднего дебита по объекту, который составляет
2,0 т/сут. По состоянию на 01.01.2022 г. за счет бурения горизонтальных стволов отобрано более
180 тыс. т нефти, скважины продолжают успешно эксплуатироваться. Все горизонтальные стволы проводились в каналах, т.е. наиболее высокопродуктивной фации. На основе полученных результатов с использованием карты распространения фаций была составлена программа дальнейшего разбуривания участков локализации остаточных запасов с преимущественным содержанием фаций группы 1 горизонтальными скважинами.
Вторым направлением было проведение ГРП на участках группы фаций 2. Целями применения технологии в условиях повышенной вертикальной и латеральной неоднородности коллектора являются повышение связанности пропластков с различной проницаемостью для обеспечения равномерной выработки запасов, а также увеличение области дренирования для исключения застойных зон в межскважинном пространстве (табл. 4).
Табл. 4. Показатели внедрения ГРП
Всего выполнено 45 операций со средним приростом дебита нефти 6,4 т/сут. Результаты реализации данной программы легли в основу стратегии дальнейшего промышленного внедрения по всей площади объекта. На основе обобщения материалов была составлена программа мероприятий на добывающем фонде, направленная на повышение эффективности выработки запасов.
Бобриковско-радаевский объект характеризуется хорошей степенью изученности за счет высокой разбуренности и проведения значительного количества исследований. Достаточно большой объем данных позволил построить полномасштабную гидродинамическую модель (ГДМ) с высокой точностью адаптации и прогнозной способностью. На основе данной модели были локализованы зоны остаточных запасов, а выполненный анализ с учетом фациальной обстановки позволил составить адресную программу мероприятий, включающую различный набор технологий. Составленная программа представлена на рисунке 3.
Рис. 3. Карта проектного размещения на карте текущих удельных подвижных запасов
Согласно расчетам на ГДМ, разработанная стратегия позволит дополнительно добыть более
5,5 млн т, что в полтора раза превышает прогнозную добычу базового фонда и позволит достичь КИН в целом по объекту, равный 0,460 д. ед. при прогнозном КИН, достигаемом при существующей системе разработки, равном 0,387 д. ед.
Для использования полученных результатов при решении задач на других месторождениях выполнен множественный регрессионный анализ влияния геолого-технологических параметров
на прогнозную величину КИН. Полученная модель ФЕС выглядит следующим образом:
где КИН — прогнозная величина КИН, д. ед.; ПСС — планируемая плотность сетки скважин, га;
Sн/к — доля неколлектора, представляющая собой соотношение суммарной площади неколлекторов к общей площади рассматриваемого участка, д. ед.; Kпр — величина абсолютной проницаемости, мкм²; Kпесч — коэффициент песчанистости, д. ед.
Полученная модель имеет множественный коэффициент корреляции R = 0,92 и медиану отклонения 4,6 %. Для месторождений с меньшей изученностью возможно построение упрощенной модели. Она требует построения фациальной модели, аналогичной рассматриваемому месторождению. При отсутствии достаточного количества скважинных данных необходимо привлечение результатов 3D сейсмических исследований. Полученная модель фаций выглядит следующим образом:
где D1 — доля запасов, содержащихся в группе фаций 1, д. ед.
Полученная модель имеет множественный коэффициент корреляции R = 0,84 и медиану отклонения 8 %. С использованием уравнений (1) и (2) на месторождениях со схожим геологическим строением можно выполнить выбор оптимальной системы разработки.
Таким образом, результаты, полученные на бобриковско-радаевском горизонте Туймазинского месторождения, с достаточной степенью достоверности могут быть транслированы на другие месторождения для поддержки принятия решений в области разработки нефтяных залежей.
ИТОГИ
  • На основе анализа результатов ГИС построена цифровая 3D-модель осадконакопления бобриковско-радаевского горизонта. Выделены четыре основные фации, объединенные в две группы, где группа 1 характеризуется лучшими ФЕС в сравнении с группой 2.
  • С учетом динамики показателей разработки в разрезе фациальных групп были сформированы программы бурения горизонтальных скважин в зонах с преобладающим содержанием каналов и проведения ГРП в зонах с преобладанием дельт.
  • В результате обработки результатов исследования методом множественной регрессии получены две статистические модели, отражающие влияние геолого-технологических параметров на величину конечного КИН.
ВЫВОДЫ
• Полученные статистические зависимости позволяют выполнить оперативную оценку КИН на месторождениях с меньшей степенью изученности и отсутствием данных для построения собственной высокоточной ГДМ. Использование разработанных моделей способствует тиражированию опыта, накопленного при разработке Туймазинского месторождения, на соседние участки со схожим геологическим строением.
• Высокая эффективность первых мероприятий, выполненных на основе проведенного комплексного анализа, позволила расширить область внедрения разработанной стратегии на всю площадь объекта. Реализация сформированной программы позволит дополнительно добыть более 5,5 млн т и достичь величину КИН в целом по объекту 0,460 д. ед.

ЛИТЕРАТУРА
  1. Пунанова С.А. Углеводородные скопления ачимовских отложений северных регионов Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2020. № 3. С. 10–13.
  2. Пунанова С.А., Шустер В.Л. Новый взгляд на перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих доюрских отложений Западной Сибири // Георесурсы. 2018. Т. 20. № 2. С. 67–80.
  3. Пунанова С.А., Виноградова Т.Л. Геохимические особенности нефтей и конденсатов верхнего продуктивного комплекса севера Западной Сибири // Нефтехимия. 2011. Т. 51. № 4. С. 280–290.
  4. Пунанова С.А., Виноградова Т.Л. Особенности распределения геологических ресурсов по газонефтеносным комплексам северных регионов Западной Сибири // Геология нефти и газа. 2008. № 3. С. 20–30.
  5. Шапорина М.Н., Казаненков В.А. Геологическое строение и особенности распространения залежей УВ в отложениях апт-альб-сеномана западной части Надым-Пурского междуречья // Сборник статей по материалам международного научного конгресса «Интерэкспо Гео-Сибирь». Новосибирск: СГТА, 2014. Т. 2. № 1. С. 210–214.
  6. Казаненков В.А., Ершов С.В., Рыжкова С.В., Борисов Е.В., Пономарева Е.В., Попова Н.И., Шапорина М.Н. Геологическое строение и нефтегазоносность региональных резервуаров юры и мела в Карско-Ямальском регионе и прогноз распределения в них углеводородов // Геология нефти и газа. 2014. № 1. С. 27–49.
  7. Зундэ Д.А. Разработка методики дифференциации континентальных отложений с использованием сиквенс-стратиграфической модели на примере пластов покурской свиты месторождений Западной Сибири. Диссертация. Тюмень, 2016. 151 с.
  8. Шустер В.Л. Методический подход к выявлению и поискам залежей нефти и газа в сложнопостроенных неантиклинальных ловушках // Актуальные проблемы нефти и газа. 2020. № 3. С. 26–31.
  9. Шустер В.Л. Исследование нефтегазоносности мегарезервуаров в сложных геологических и природно-климатических условиях // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 2. С. 26–29.
  10. Еременко Н.А. Геология нефти и газа. М.: Недра, 1968. 385 с.
  11. Конторович А.Э., Фотиади Э.Э., Демин В.И. и др. Прогноз месторождений нефти и газа. М.: Недра, 1981. 350 с.
  12. Высоцкий В.И., Скоробогатов В.А. Гигантские месторождения углеводородов России и мира. Перспективы новых открытий // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2021. № 1–6. С. 20–25.
  13. Строганов Л.В., Скоробогатов В.А. Нефти и газы ранней генерации Западной Сибири. М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. 415 с.
  14. Скоробогатов В.А. Генетические причины уникальной газо- и нефтеносности меловых и юрских отложений Западно-Сибирской провинции // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2003. № 8. С. 8–14.
  15. Карагодин Ю.Н. Пространственно-временные закономерности концентраций гигантских скоплений нефти и газа Западной Сибири (системный аспект) // Георесурсы. 2006. № 1. С. 28–30.
  16. Классификация запасов и прогнозных ресурсов по документу зарегистрирован в Минюсте РФ 31 декабря 2013. URL: ttps://rg.ru/documents/2014/02/03/neft-site-dok.html
Грищенко В.А., Якупов Р.Ф., Велиев Э.Ф., Мухаметшин В.Ш., Мухамадиев Б.М.,
Позднякова Т.В., Трофимов В.Е.

ООО «РН-БашНИПИнефть»
ООО «Башнефть-Добыча»
НИПИ «Нефтегаз»
УГНТУ

grishchenkova@bnipi.rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Данные по геологическому строению, включая фациальную модель и распределение фильтрационно-емкостных свойств по площади по разрезу. Показатели разработки объекта, эффективность применяемых методов интенсификации, результаты геолого-гидродинамического моделирования.
Сопоставление эффективности выработки запасов по участкам, характеризующимся различным геологическим строением, выявление влияющих факторов, построение регрессионных моделей и других аналитических зависимостей.
разработка нефтяных месторождений, геологическое строение, фациальная модель, ГРП, горизонтальные скважины, гидродинамическая модель, множественный регрессионный анализ
Грищенко В.А., Якупов Р.Ф., Велиев Э.Ф., Мухаметшин В.Ш., Мухамадиев Б.М., Позднякова Т.В., Трофимов В.Е. Формирование подходов к выработке запасов с учетом фациальной геологической модели осадконакопления на примере бобриковско-радаевского горизонта Туймазинского нефтяного месторождения // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 5. С. 16–20.
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-16-20
16.06.2022
УДК 553.98
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-16-20

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