Проектирование, управление и контроль за разработкой месторождения

на основе цифровых постоянно-действующих геолого-технологических моделей продуктивных пластов

Н.И. Урусова, Т.С. Рычкова, С.Ю. Жуковская

В нефтегазоносном районе Ямало-Ненецкого АО наступил новый, сложный этап развития нефтегазового комплекса. Наиболее крупные залежи интенсивно эксплуатируются и заметно истощаются. Большинство объектов с простым антиклинальным строением уже открыто и изучено бурением. В связи с этим становится актуальным изучение и разработка объектов со сложным геологическим строением - неантиклинальные ловушки литологического и комбинированного типа, характеризующиеся неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. Ведущая роль в таких исследованиях принадлежит сейсморазведке, позволяющей увязать дискретные наблюдения по скважинам с практически непрерывными по латерали сейсмопрофилями. Интегрированная интерпретация данных сейсморазведки и ГИС позволяет выполнить литофациальный и седиментологический анализ для изучения внутреннего строения продуктивных интервалов разреза, корреляцию пластов коллекторов и покрышек, а также построить структурные карты непосредственно по границам продуктивных пластов и карт их мощностей.

Большинство нефтяных и геофизических компаний осознали тот факт, что их корпоративная ограниченность затрудняет процесс интеграции геологических и геофизических методов интерпретации и тем самым делает процесс разработки месторождений более затратным. Одним из направлений снижения затрат является внедрение передовых компьютерных технологий в практику проектирования и управления разработкой нефтяных и газоконденсатных месторождений. Нефтяные компании все больше и больше стали применять геофизику и компьютерное моделирование, дающие более точные модели залежей и точно описывающие строение недр. Эти методы менее затратные, чем бурение и дают лучшие результаты, поскольку работа ведется на основе более точных данных. С помощью новых технологий компании могут идентифицировать добычу в "невидимых" зонах или принять во внимание возможную неэкономичность.

ОАО НК "Таркосаленефтегаз" является владельцем лицензии на пользования недрами Восточно-Таркосалинского месторождения. В настоящее время на месторождении ведется эксплуатация газового, газоконденсатного и нефтяного промыслов. Основными объектами разработки являются залежи пластов ПК1, БП 12, БП 14, БП 16, БП 17. Общий фонд скважин газового промысла - 109 скважин, газоконденсатного - 21, нефтяного - 75. Кроме того, ОАО НК "Таркосаленефтегаз" является оператором по геологическому изучению и добыче углеводородов на Южно-Пырейном нефтегазоконденсатном и Ханчейском нефтегазоконденсатном месторождениях.

Современный период разработки Восточно-Таркосалинского месторождения характеризуется резко возросшей сложностью геолого-технических условий бурения скважин, вводом в эксплуатацию все более сложных по строению и свойствам геологических объектов.

В 2001 году руководством компании было принято решение о создании в структуре предприятия отдела геолого-геофизического моделирования; составлен план приобретения программного обеспечения Schlumberger GeoQuest. В первую очередь были приобретены геолого-геофизические интерпретационные программные пакеты, объединенные в интегрированный комплекс GeoFrame, позволяющие проводить комплексную интерпретацию геолого-геофизической информации, двумерную и трехмерную визуализацию результатов, структурные построения и моделирование распределения параметров залежи, осуществлять мониторинг площадей и месторождений. Отдел разработки был оснащен программными средствами для построения гидродинамических моделей объектов разработки объединенных в комплекс Eclipse, содержащий большой набор инструментов контроля и управления моделью резервуара.

Перед специалистами были поставлены задачи по созданию постоянно-действующей геологической и гидродинамической моделей залежей, которые дают возможность оперативно вносить изменения в существующие модели продуктивных пластов; разрабатывать геолого-технические мероприятия по повышению эффективности работы скважин; моделировать мероприятия по повышению газо- нефтеотдачи; более обосновано рассчитывать наиболее рациональные и экономически эффективные варианты разработки продуктивных пластов; вносить коррективы в систему разработки, следить за текущей работой скважин, подбирать режим их оптимальный работы.

Поскольку процесс построения модели наполовину и более состоит в приведении в порядок информационной базы и оценке ее качества, на первом этапе основные усилия специалистов были направлены на решение главной задачи начального периода - сбору всей геолого-геофизической информации, выверке полученных данных, корректировке и оценке их достоверности. К середине 2002 года работы по локализации геолого-геофизической информации в единую систему в основном были завершены, начался этап уточнения цифровой геологической модели месторождения.

Объектом разработки природного газа является массивная водоплавающая залежь пласта ПК1, залегающая на глубине 1250-1300 м. При линейных размерах 42 х 36 км имеет высоту 0-35 м. Средняя эффективная газонасыщенная мощность составляет 11 м. Преобладающие значения пористости 30-34%. Проницаемость от 5 мД до 2560 мД. При этом 50 % коллекторов имеют проницаемость в пределах 100-1000 мД. Дебиты газа колеблются от 109 до 839 тыс. м3/сут при депрессиях 2 - 11,86 атм .

Из приведенных характеристик видно, что залежь отл