РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Коллектив авторов, 2012
УДК 622.276.66.001.57
Новая методология моделирования гидравлического разрыва пласта при разработке Приобского месторождения А.В. Тимонов, к.т.н., И.В. Судеев, А.В. Пестриков, С.С. Ситдиков (ОАО «НК «Роснефть»), А.Н. Надеев, к.ф.-м.н., А.В. Юдин (ООО «Технологическая Компания Шлюмберже»), А.Н. Никитин (ООО «РН-Юганскнефтегаз») A new methodology of simulation of hydraulic fracturing at the development of Priobskoye field A.V. Timonov, I.V. Sudeyev, A.V. Pestrikov, S.S. Sitdikov (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow), A.N. Nadeev, A.V. Yudin (Schlumberger, RF), A.N. Nikitin (RN-Yuganskneftegaz LLC, RF, Nefteyugansk) An unified methodology of the planning and execution of hydraulic fracturing on the basis of new approaches to the setting of geomechanical properties of rocks with the help of correlation dependencies between the readings of methods of a standard set of well survey and laboratory core analysis data is developed and tested. The comparison of results of hydraulic fracturing simulation, based on standard approaches, with the proposed method data is carried out. The consistency and validity of the method of correlation functions, as well as the possibility of its use by contractors for the simulation of hydraulic fracturing are shown. Testing of the method was carried out by results of 60 operations of hydraulic fracturing.
П
Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта (ГРП), корреляционные функции, каротаж, модуль Юнга, коэффициент Пуассона. Адрес для связи: i_sudeev@rosneft.ru
риобское месторождение – одно из крупнейших месторождений в России – было открыто в 1982 г., расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, относится к Западно-Сибирской провинции и разделено р. Обью на две части: лево- и правобережную. Освоение левого берега началось в 1988 г., правого – в 1999 г. Месторождение отличается сложным геологическим строением, пласты гидродинамически слабо связаны. Для коллекторов характерны низкие проницаемость и песчанистость, повышенная глинистость и высокая расчлененность. Отложения продуктивных пластов относятся к осадкам юрского и мелового периодов [1, 2]. Основные запасы нефти сосредоточены в отложениях неокомского возраста, в составе которых выделены три основых продуктивных пласта (АС10, АС11 и АС12), включающих два-три прослоя. Залежи нефти представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, характеризуются низкой обводненностью. Разработка месторождения затруднена из-за относительно низкой проницаемости коллектора – менее 0,01 мкм2. Коллекторы пластов АС10 и АС11 – среднепродуктивные, АС12 – низкопродуктивные. Геофизические свойства продуктивных пластов Приобского месторождения указывают на экономическую нерентабельность освоения залежей без активного воздействия и использования методов интенсификации добычи [3, 4]. Одним из таких методов является гидравлический разрыв пласта (ГРП), позволяющий значительно увеличить приток флюида [5]. Геофизические параметры пласта, горизонтальное тектоническое напряжение, геомеханические свойства породы (модуль Юнга, коэффициент Пуассона), фильтрационно-емкостные параметры играют важнейшую роль при моделировании и выполнении ГРП. Ранее для месторождений Западной Сибири был предложен подход, направленный на оптимизацию процесса мо-
П
58
03’2012
делирования ГРП за счет привязки геомеханических свойств к каротажным данным и результатам анализа керна через корреляционные функции [6-8]. Данная статья посвящена анализу и верификации метода корреляционных функций при моделировании ГРП на Приобском месторождении. Корреляционные функции В инженерной практике при проведении ГРП значения геомеханических параметров горных пород (модуля Юнга, коэффициента Пуассона) обычно подразделяют на динамические и статические в зависимости от метода их получения. Динамические значения являются результатом акустических исследований керна продольными и поперечными звуковыми волнами или интерпретации кросс-дипольного акустического каротажа. Статические значения получают при прямых лабораторных исследованиях деформации образцов керна при приложении разных напряжений. Корреляционные функции для динамических значений геомеханических параметров были построены на основе результатов более 200 лабораторных исследований статических упругих свойств керна, данных стандартного набора геофизических исследований скважин (ГИС) и кросс-дипольного акустического каротажа по некоторым скважинам. Основными расчетными параметрами корреляций являются динамический модуль Юнга, динамический коэффициент Пуассона и плотность породы 5
G = ∑(α i Li + β i log( Li )) + c ,
(1)
i =1
где G – восстанавливаемое свойство горной породы (динамический модуль Юнга, динамический коэффициент Пуассона и
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ зуальном методе анализа, требующем соответствующих знаний и практических навыков. При этом процедура подгонки модельного дизайна ГРП к экспериментальным параметрам при миниГРП: давлению закрытия трещины рcl, давлению при остановке насосов рISIP, эффективному давлению рnet, изменению свойств породы – проводится независимо в каждой зоне, что часто противоречит каротажным данным и результатам анализа керна, но позволяет получить искусственную модель ГРП с ключевыми параметрами, совпадающими с экспериментальными (см. табл. 2). Разработанный геомеханический модуль на всех этапах моделирования ГРП поддерживает связь с данными анализа керна и ГИС. При изменении параметров в формулах для горизонтального напряжения и корреляционных функциях расчет выполняется для всего интервала моделирования, при этом невозможно изменить свойства одной из зон пласта, не поменяв их в других зонах (см. табл. 2). Горизонтальное напряжение при применении стандартного подхода рассчитывается исходя из усредненного пластового давления, которое часто определяется с высокой погрешностью при помощи коэффициента Пуассона, задаваемого опытным путем. Горизонтальное напряжение пересчитывается отдельно для каждой зоны пласта, и нередки случаи, когда две зоны пласта с общей границей имеют существенно разные пластовые давления. В то же время геомеханический модуль для расчета горизонтального напряжения использует корреляционную функцию плотности и значения инклинометрии по скважине (см. табл. 2).
плотность); αi , βi , c – корреляционные коэффициенты, приведенные в табл. 1 [6-8]; Li – значение параметра по одному из пяти методов стандартного набора ГИС. Стандартный набор ГИС, используемый при корреляции, включает следующие методы: каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС); гамма-каротаж (ГК); нейтронный (НК), индукционный (ИК) и боковой (БК) каротажи. Преимуществом данного подхода является отсутствие необходимости использования акустического каротажа для расчета динамических геомеханических параметров пласта. Исходя из подобия деформационных явлений при ГРП и в лабораторных исследованиях статических свойств керна в симуляторах ГРП применяются статические значения геомеханических параметров. Для пересчета динамических значений, полученных из корреляции ГИС – динамические свойства, в статические значения образцы керна перед деформационными исследованиями были изучены акустическим методом для расчета динамических значений и определена корреляционная функция со статическими значениями. Для задания других характеристик пласта (коэффициента трещиностойкости, коэффициента утечек и др.) использовались линейные комбинации нормированных значений ГИС (например, ГК). Программный геомеханический модуль Набор корреляционных функций использовался для создания программного геомеханического модуля с целью генерации данных по геомеханике горной породы, коэффициентам утечек и распределению напряжений в пласте, которые обязательны для любого коммерческого программного обеспечения, моделирующего ГРП. Основные отличия стандартного подхода подрядных организаций и метода, использующего геомеханический модуль, приведены в табл. 2. Главным фактором успешности использования стандартного метода моделирования ГРП явлется квалификация инженера. Например, обработка каротажных данных, определение литологии зон пласта и их высоты основаны на ви-
Результаты применения геомеханического модуля Большинство скважин Приобского месторождения пересекает несколько пластов (АС10, АС11 и АС12), поэтому работы по интенсификации притока нефти с использованием ГРП ведутся поочередно, начиная с нижнего. Одним из примеров верификации геомеханического модуля является моделирование ГРП для многопластовых скажин. Для верификации модуля было проведено моделирование 60 ГРП для 30 многопластовых скважин. Сравнительный анализ результатов стандартного подхода к моделиро-
Таблица 1 Корреляционный коэффициент
Параметры 1
2
3
Коэффициент Пуассона
0
0,0213
Модуль Юнга
0
Плотность
0
4
5
1
2
3
4
с
5
-0,0316
0,0003
0
0,4118
0
0
0
0
-0,0270
-6,3182
9,2111
-0,0154
0
16,5679
0
0
0
0
-20,1839
0,0241
-0,0054
-0,0003
0
2,3239
0
0
0
0
-0,0434
Таблица 2 Параметры моделирования
Стандартный подход
Геомеханический модуль
Литология
Визуальный анализ каротажных данных
Каротажная корреляционная функция глинистости
Высота зоны
Визуальный анализ каротажных данных
Шаг усреднения (диапазон 0,5-3,0 м)
Плотность породы
Не определяется
Каротажная корреляционная функция
Вертикальное напряжение
Не определяется
Рассчитывается из корреляционной функции плотности и глубины залегания пласта
Коэффициент Пуассона
Изменяется от 0,20 до 0,35 независимо для каждой зоны пласта
Каротажная корреляционная функция (диапазон 0,19-0,35)
Модуль Юнга
Постоянный около 17 ГПа для всех зон пласта
Корреляционная функция по каротажу и керну (диапазон 14-20 ГПа)
Минимальное горизонтальное напряжение
Принимается независимо для каждой зоны пласта
Каротажная корреляционная функция (коэффициент Пуассона для чистого песчаника)
Давление при остановке насосов
Вариация горизонтального напряжения независимо для каждой зоны пласта
Каротажная корреляционная функция (коэффициент Пуассона для глины)
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
03’2012
59
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рис. 2. Распределение максимального (глина) и минимального (песчаник) значений коэффициента Пуассона, полученных на основании моделирования ГРП с использованием геомеханического модуля, для центральных и краевых скважин
Рис. 1. Зависимость горизонтального напряжения от достоверной вертикальной глубины для двухпластовой скважины. Распределение горизонтальных напряжений отвечает результатам мини-ГРП (рcl, рISIP и рnet), выделенная область соответствует нарушению непрерывности упругих свойств и распределению напряжений между пластами при стандартном подходе к моделированию
ванию ГРП показывает, что в области глинистых перемычек (барьеров) наблюдаются значительные различия как в упругих свойствах породы, так и в распределении горизонтального напряжения (рис. 1). Эти различия обусловлены не геофизическими причинами, а ошибочным построением геологической модели при подгонке к экспериментальным данным при мини-ГРП. Одновременно с этим использование геомеханического модуля позволяет построить единую модель распределения упругих свойств и напряжений, одинаково удовлетворяющих экспериментальным данным для обоих пластов (см. рис. 1). Такую модель удалось получить для 80 % изученных многопластовых скважин, оставшиеся 20 % скважин характеризуются аномально высоким давлением закрытия трещин для пласта АС10 по сравнению с более глубоко залегающими пластами АС11 и АС12. Наряду с этим изменение свойств коллектора, повышение коэффицента Пуассона для чистого песчаника (увеличивает минимальное горизонтальное напряжение) несущественно изменяет свойства глинистых перемычек, так как этот коэффициент для них остается в основном постоянным. Важным различием между стандартным подходом к моделированию и использованием геомеханического модуля являются упругие свойства глинистых барьеров. Стандартный метод предполагает жесткие барьеры, т.е. высокие горизонтальные напряжения и коэффициент Пуассона, что не соответствует данным изучения керна и ГИС.
60
03’2012
Моделирование на основе геомеханического модуля было проведено для центральных и краевых скважин Приобского месторождения. Анализ полученных результатов показал, что при продвижении от центра к краю ухудшаются свойства коллектора вследствие увеличения глинистости продуктивного пласта (рис. 2). В свою очередь при повышении глинистости возрастают минимальное горизонтальное напряжение, давление закрытия трещины и уменьшается различие напряжений между коллектором и глинистым барьером. Для краевых скважин характерно отсутствие пласта AC11, барьер между пластами АС10 и АС12 заметно отличается по геомеханическим свойствам от барьеров центральных скважин между пластами АС10, АС11 и АС12 (см. рис. 2), которые очень близки по свойствам. Правильное определение геомеханических свойств пласта позволяет оптимизировать геометрию трещины при ГРП и избежать прорыва в соседний пласт и (или) аварийной остановки работы. Работы по ГРП на Приобском месторождении выполняются одновременно несколькими подрядными организациями, каждая из которых имеет собственный подход к моделированию и оптимизации трещин ГРП. Полученные геомеханические свойства пород и введение унифицированного модуля в практику проектирования для всех подрядчиков позволит усилить контроль качества моделирования ГРП и реализовать единую стратегию по оптимизации ГРП на месторождении. Геомеханический модуль может быть легко адаптирован к любому коммерческому симулятору по моделированию ГРП. В перспективе предполагается, что внедрение единого подхода к заданию геомеханических свойств пород за счет применения геомеханического модуля повысит статистическую достоверность результатов моделирования огромного числа выполняемых ГРП, улучшит относительную сопоставимость результатов моделирования геометрии трещин для разных тоннажей ГРП и увеличит точность прогноза продуктивности скважин после ГРП. Таким образом, разработанный подход представляется универсальным и может быть рекомендован для применения на любом
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
ПОЗДРАВЛЯЕМ ЮБИЛЯРА месторождении нефти или газа, где разработка тесно связана с проведением и оптимизацией ГРП. Выводы 1. Разработанный геомеханический модуль основан на корреляционных функциях и позволяет на всех этапах моделирования ГРП сохранять связь геомеханических свойств пласта с данными ГИС и результатами анализа керна. 2. Предложенный подход и собственно модуль легко адаптируются в процесс моделирования ГРП подрядными организациями, что позволит унифицировать контроль качества проектирования и обеспечит единую стратегию дальнейшей оптимизации разработки Приобского месторождения с помощью ГРП. 3. Наработки по геомеханическим параметрам и распределению напряжений пластов и глинистых перемычек позволят в перспективе создавать более точные модели ГРП в горизонтальных скважинах. 4. Предложенный подход является универсальным и может быть применен для оптимизации ГРП в скважинах других месторождений.
Список литературы 1. Бродовой В.В. Комплексирование геофизических методов. – М.: Недра, 1991. – 336 с. 2. Гурари Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ неокомских отложений Западно-Сибирской плиты (история становления представлений). – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2003. – 141 c. 3. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. – М.: ДизайнПолиграфСервис, 2007. – 560 с. 4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин.– М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2001. – 679 с. 5. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir stimulation. – Houston: Schlumberger Educational Services, 1987. – SMP-7018. 6. Hydraulic Fracture Geometry Investigation for Successful Optimization of Fracture Modeling and Overall Development of Jurassic Formation in Western Siberia / A. Nikitin, A. Yudin, I. Latypov [et al.] // SPE 121888-MS presented at SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference & Exhibition, Jakarta, Indonesia, 2009, 4-6 August. 7. Опыт анализа и исследования геометрии трещины на пласте АС12 Приобского месторождения/ А.Н. Никитин, И.Д. Латыпов, А.М. Хайдар Борисов [и др.]// Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1. – C. 76-83. 8. Применение плотностного и поляризационного акустического каротажа для оптимизации гидравлического разрыва пласта / Г.А. Борисов, И.Д. Латыпов, А.М. Хайдар [и др.]// Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 9. – С. 98-101.
Булату Тагировичу Баишеву –
85 лет! 1 апреля 2012 г. исполнилось 85 лет известному российскому ученомунефтянику Булату Тагировичу Баишеву. Б.Т. Баишев родился в 1927 г. в Уфе и после окончания ремесленного училища энергетиков и вечерней средней школы рабочей молодежи поступил в Московский нефтяной институт им. И.М. Губкина на специальность «Разработка нефтяных и газовых месторождений». После окончания института он работал в Уфимском нефтяном научно-исследовательском институте, а с 1957 г. – во Всесоюзном (с 1992 г. Всероссийском) нефтегазовом научно-исследовательском институте (ВНИИнефть), где прошел путь от техника до заведующего отделом проектирования разработки нефтяных месторождений. В настоящее время он продолжает работу в должности советника. Б.Т. Баишев – один из создателей современных научных основ и практических методов проектирования разработки нефтяных месторождений. При его участии и под его руководством выполнены проектные документы на разработку десятков месторождений, в том числе крупнейших и сложных по геологическому строению месторождений СССР и зарубежных стран: Туймазинского, Ромашкинского, Самотлорского, Узеньского, Жетыбайского, Лянторского, Харьягинского, Приобского, Приразломного, Варьеганского, ВерхнеКоликеганского, Северная и Южная Румейла (Ирак), Западная Курна (Ирак), Гелеки (Индия) – всего около 100 проектов. Он создал целый ряд способов разработки нефтяных и нефтегазовых залежей с различными типами коллекторов, предотвращения образования конусов воды, определения флюидонасыщенности пласта, уменьшения добычи попутной воды, определения модифицированных фазовых проницаемостей для нефти и воды. Б.Т. Баишев – разработчик и участник внедрения отраслевой программы по повышению эффективности эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений страны гидродинамическими методами воздействия, автор и составитель ряда отраслевых и межотраслевых методических нормативных документов, служащих базой для единой технологической политики в области разработки нефтяных месторождений (правила разработки, регламенты, методические указания и руководства). Многие годы, являясь членом Центральной комиссии по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений Министерства топлива и энергетики (с 1963 г.), активно отстаивал и отстаивает принципы эффективного, рачительного освоения нефтяных богатств нашей страны. Булат Тагирович – автор и соавтор 11 изобретений на способы разработки нефтяных и нефтегазовых залежей, 13 монографий, более 160 статей, опубликованных в научных трудах и журналах, в том числе и в журнале «Нефтяное хозяйство». Его научный и практический авторитет признан в России и за рубежом. К нему постоянно обращаются за советами многие крупнейшие нефтяные компании. Его заслуги отмечены многими государственными и отраслевыми наградами: орденом «Знак Почета», медалями. Булату Тагировичу присвоены почетные знаки «Отличник Государственных трудовых резервов», «Отличник нефтяной промышленности», звания «Почетный нефтяник», «Заслуженный деятель науки и техники РФ», «Заслуженный работник Минтопэнерго России». Друзья и коллеги поздравляют Булата Тагировича и от всего сердца желают ему здоровья, творческого долголетия и дальнейших успехов! Коллектив ОАО «ВНИИнефть им. акад. А. П. Крылова, редакционная коллегия и коллектив редакции журнала «Нефтяное хозяйство»
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
03’2012
61