Баишев Б.Т., Зюзюкин В.Г., Подлапкин В.И., Советкин В.Ю. (ОАО Негуснефть)
Копунов С.Э. (ГеоДейтаКонсалтинг)

Варынгское нефтегазоконденсатное месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа. В разрезе месторождения выделено несколько продуктивных горизонтов, из которых наиболее интересны пласты БВ₁₃ и Ю₁, содержащие более 85% балансовых запасов нефти. Коллекторы представлены песчаниками и алевролитами, средние значения геолого-физических параметров пластов и насыщающих флюидов приведены в табл.1. Особенностями залежи нефти пласта БВ₁₃ являются наличие первоначальной газовой шапки, зон литологического замещения, вариации свойств нефти (газосодержание, давление насыщения, вязкость) с глубиной. Разработка месторождения ведется компанией «Негуснефть», входящей в состав ЗАО «Корпорация «Синтез».

 

Таблица 1. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

 

При согласовании проектных уровней отбора нефти по Варынгскому лицензионному участку ОАО «Негуснефть» ТКР ХМАО в 1997 г. отметила грубые нарушения правил разработки залежи нефти пласта БВ₁₃:

• снижение пластового давления в зоне отборов на 5-7 МПа по сравнению с начальным пластовым (23 МПа);
• эксплуатация скважин с высоким газовым фактором и бесконтрольное сжигание добываемого газа, в том числе из газовой шапки.

Одно из наиболее важных решений ТКР при рассмотрении проектных документов и проблем разработки — инициирование работ по созданию трехмерной геолого-технологической модели месторождения. Она выполнена компанией Гео Дэйта Консалтинг (г.Москва) в 1998-1999 гг. на базе пересчета балансовых запасов нефти и газа Варынгского месторождения и технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН) .

С помощью компьютерного моделирования детально исследован процесс разработки нефтегазового объекта БВ₁₃, который активно эксплуатируется с 1993 года. Регулярные замеры дебитов, пластовых и забойных давлений, а также газовых факторов по большинству скважин, что является сегодня редчайшим случаем для нефтяных компаний, позволили выполнить детальные исследования по определению наиболее вероятного начального положения газонефтяного контакта. Именно эта проблема – начальное положение ГНК – создавала наибольшую неопределенность при первоначальном подсчете запасов углеводородов в 1993 году, выполненном Тюменской тематической экспедицией, и оказало заметное влияние на характер технологических решений по дальнейшей разработке объекта БВ₁₃.

Освоение Варынгского месторождения было начато в 1993 г. К настоящему времени фонд пробуренных эксплуатационных скважин составляет 89, из которых на пластах БВ₁₃ и Ю₁ были в эксплуатации соответственно 71 и 19 скважин. До середины 1997 г. разработка пласта БВ₁₃велась на естественном режиме, затем была начата закачка воды в пласт для поддержания пластового давления и в настоящее время под закачку переведено 11 скважин, число добывающих скважин составляет 71. Пласт Ю₁ разрабатывается на естественном режиме, сейчас добыча нефти ведется из 15 скважин. Накопленная добыча нефти пласта БВ₁₃ составила на 1.01.1999 г. примерно 1980 тыс.т и пласта Ю₁ 490 тыс.т (рис.1). Накопленная закачка воды в пласт БВ₁₃ около 1270 тыс.м³.

 

Рис.1. Распределение добывающих скважин по накопленной добыче нефти (на 01.06.1999 г.)

 

Для описания процесса разработки фирмой Шлюмберже «Геоквест» предоставлен математический программный продукт ECLIPSE, с помощью которого проводился расчет технологических показателей разработки объектов БВ₁₃ и Ю₁ и извлекаемых запасов нефти. Программа позволяет моделировать совместную фильтрацию воды, нефти и газа в режиме «нелетучей нефти». При этом широкий набор функций учитывает выделение растворенного газа из нефти, модификацию ее свойств при изменении давления и газосодержания, фазовых проницаемостей и остаточных насыщенностей по объему пласта.

Расчет процесса извлечения нефти из пласта БВ₁₃ проводился на созданной фильтрационной модели, основой которой является адресная геологическая модель, применяемая для подсчета запасов нефти и газа. Такой подход позволяет учесть все геологические особенности строения залежи. При адаптации геологической модели для продуктивного пласта БВ₁₃ на основе структурных карт по кровле и подошве 4-х песчаных пропластков (пачек), создавался каркас модели, состоящий из набора блоков с горизонтальными размерами 100х100 м, и вертикальными, соответствующими усредненной толщине каждой пачки в месте расположения блока. Аналогичная процедура выполнялась для двух выделенных в продуктивном горизонте Ю1 песчаных пачек.

Далее была инициализация модели, или расчет начальных распределений давлений и насыщенностей флюидами для каждого блока гидродинамической сетки. Для повышения точности расчетов объемов флюидов и корректной оценки вытесняемых запасов нефти проведено вертикальное измельчение сетки с тем, чтобы уменьшить высоту блоков и погрешность в определении запасов нефти и газа. На рис.2 показаны зависимости балансовых запасов нефти от высоты над ВНК для пласта БВ₁₃.

 

Рис.2. Распределение балансовых запасов нефти по высоте залежи. Пласт БВ₁₃

 

Первоначальные свойства пластовой нефти, такие как газосодержание, давление насыщения и вязкость, для пластов БВ₁₃ и Ю₁ не являются постоянными в объеме залежи, а зависят от глубины залегания, что позволяет учитывать особенности разработки разных зон пласта. Этот вывод был сделан при тщательном анализе зависимости свойств глубинных проб нефти от глубины отбора в разное время. Подобные зависимости (рис. 2) крайне важны в моделировании залежей легких нефтей на режиме истощения.

 

Рис.3. Зависимость вязкости пластовой нефти от давления и газосодержания

 

Для описания многофазного течения в модели применяется подход, основанный на расчетах процесса заводнения пластов модифицированных фазовых проницаемостей, при этом геологический пласт по статистическим данным ГИС представляется в виде набора слоев с разной проницаемостью.

Дальнейшие действия по построению фильтрационной модели пласта связаны с наложением зависящих от времени граничных условий, определяющих работу скважин и влияние законтурной области. В настоящее время вся имеющаяся промысловая информация представлена в виде электронной базы данных (табл. 2). В базе хранятся как отчетные документы (МЭРы, данные замеров давлений, определения газового фактора, результатов ГДИ скважин), так и вспомогательные (инклинометрия, интервалы вскрытия пласта и т.п.). Все расчеты проводились на основе имеющихся здесь в базе данных.

 

Таблица 2. Геолого-промысловая информация, представленная в электронном виде

 

Процесс настройки начинали с расчета на модели и сравнения с фактическими данными продуктивности добывающих скважин в режиме заданных отборов нефти (жидкости). В нагнетательных скважинах анализировали коэффициент приемистости.

Процесс коррекции эффективной проницаемости пласта проводился в комплексе с анализом динамики пластового давления. С 1993 по 1997 год нефть добывалась без поддержания пластового давления закачкой воды, вследствие чего давление в зоне отборов снизилось по сравнению с первоначальным на 5–6 МПа и более. При этом газовая шапка месторождения была основным источником пластовой энергии при разработке объекта БВ₁₃ на смешанном режиме (растворенного газа + упругий режим + газоводонапорный ).

 

Рис.4. Общий вид гидродинамической сетки с указанием начальной нефтенасыщенности (а) и газосодержания пластовой нефти (м³/м³) (б). Пласт БВ₁₃.

 

Для уточнения начального положения ГНК залежи нефти пласта БВ₁₃ была проведена серия расчетов с вариантами различного положения ГНК в интервале от –2155 до –2175 м (абсолютные отметки). Для каждой скважины и для объекта в целом были рассчитаны отборы газа и распределение пластового давления. Сравнивая расчетные и наблюденные величины ГФ, можно провести количественный анализ процессов, протекающих в пласте, и выбрать из них адекватно описывающий историю разработки пласта. Основной акцент на скважины позволил исследовать именно проблемные области пласта, а разделение объемов свободного и растворенного газа в комплексе с текущим пластовым давлением позволило судить об источнике газа в скважине. Основной результат проведенного исследования можно сформулировать так: настройку на историю разработки возможно провести только в случае, когда начальное положение ГНК принимается не ниже отметки –2162 м.

Важным представляется вопрос о величине отборов газа скважинами пласта БВ₁₃ за период разработки месторождения. На 1.01.1999 г. объем отобранного газа (свободный газ + растворенный) не превышает 922 млн.м³. Большую часть его – 455 млн.м³ составляет растворенный газ, добытый вместе с нефтью (рис.5).

 

Рис.5. Распределение объемов добытого газа

 

Величина объема добычи растворенного газа практически не зависит от начального положения ГНК. Объем добычи выделившегося из нефти газа (170 млн.м³) в результате падения пластового давления определяется величиной снижения давления в зоне отбора. При совпадении пластового давления по модели с замеренными значениями можно считать и эту величину достаточно хорошо определенной. Объем свободного газа, добытого из газовой шапки (300 млн.м³), нужно рассматривать как максимально возможный при положении ГНК на а.о.-2162 м (рис.4).

Учитывая большую вероятность более высокого положения начального ГНК, общий объем отобранного газа из пласта БВ₁₃ на 1.01.1999 г. составил 600-800 млн.м³. По экспертной оценке накопленная добыча газа на 1.01.1999 г. — примерно 650 млн.м³.

На основе модели были рассчитаны различные варианты продолжения разработки и определены технологические показатели.

Основная цель при этом определить суть рационального способа исправления допущенных при разработке месторождения ошибок и оценить потенциал залежи нефти с точки зрения нефтеотдачи.

Таким образом:

1. Снижение пластового давления в зоне отборов в обеих залежах (БВ₁₃ и Ю₁) с 23-25 до 14-19 МПа отрицательно влияет на режим работы скважин, работающих часто на пределе потенциальных возможностей.
2. Негативные последствия разработки залежи нефти пласта БВ₁₃ при значительном снижении пластового давления ниже начального (в т.ч. ниже давления насыщения нефти) могут быть устранены за счет значительного увеличения объемов закачки воды и ввода под закачку проектных нагнетательных скважин, тем самым будет обеспечено повышение проектных уровней добычи и восстановление пластового давления в зонах отбора.
3. Технология реализации системы воздействия по пласту БВ₁₃ не должна допустить продвижение нефти в первоначально газонасыщенную часть пласта, что может привести к существенным потерям нефтеотдачи.
4. Разработка пласта Ю₁ на упруго-водонапорном режиме не может обеспечить высокую степень извлечения промышленных запасов нефти, поэтому необходимо поддерживать пластовое давление путем закачки воды.
5. Наибольшие накопленные объемы добычи нефти для пласта БВ₁₃ получены для трехрядной системы размещения скважин (25 га/скв) и составляют 9512 тыс.т, при этом КИН=0.328.
6. Для пласта Ю₁ рекомендуется принять технологические показатели, рассчитанные по варианту, предусматривающему бурение с разной плотностью сетки скважин (25 га/скв для категории С₁ с 9-точечной системой размещения скважин и 100 га/скв для С₂ с 5-точечной системой). В этом случае извлекаемые запасы нефти по категории ВС₁составляют 5631 тыс.т, КИН равен 0.424.