СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТ ЗАЛОЖЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ ДЛЯ СУЩЕСТВУЮЩЕГО ФОНДА СКВАЖИН ИЛИ СТРОИТЕЛЬСТВА НОВЫХ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН С УЧЕТОМ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ МАССИВНЫХ ВОДОПЛАВАЮЩИХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Российский патент 2024 года по МПК E21B47/06 E21B49/00 

Изобретение относится к области добычи природного газа, а именно к способу анализа разработки массивных газовых залежей, путем оценки энергетического состояния залежи и определению распределения текущих геологических запасов газа по площади залежи.

В общем случае оценка энергетического состояния залежи выполняется по карте изобар, полученной путем интерполяции замеров пластового давления. Однако погрешность оценки пластового давления, полученного путем интерполяции замеров по площади залежи, возрастает по мере увеличения расстояния от точки замера. Также представленный способ не позволяет корректно оценить распределение текущих геологических запасов по карте изобар, поскольку при интерполяции не могут быть учтены уровни и темпы отбора газа из залежи.

Известен способ изобарного картирования зонально-неоднородного продуктивного пласта, позволяющий повысить точность изобарного картирования продуктивного пласта в случае его зональной неоднородности [RU 2416719 C1, Е21В 47/06 (2006.01), Е21В 49/00 (2006.01), опубликовано 20.04.2011]. Суть известного способа заключается в том, что определяют проницаемость продуктивного пласта, его пористость, толщину, водонасыщенность, вязкости насыщающего флюида и вытесняющего агента, а также значения их фазовых проницаемостей. Собирают информацию о технологических режимах работы всех скважин за весь период эксплуатации месторождения. Перед замерами давления определяют коэффициенты продуктивности всех скважин генеральной совокупности. Скважины для осуществления замеров давления выбирают исходя из критерия репрезентативности, а также исходя из наибольшей равномерности размещения скважин выборки по площади продуктивного пласта. При этом критерий репрезентативности основан на коэффициенте вариации и распределении коэффициента продуктивности по скважинам генеральной совокупности, характеризующих зональную неоднородность продуктивного пласта. Замеры давления в скважинах репрезентативной выборки проводят одновременно и не реже одного раза в сутки. Моделируют процесс фильтрации пластовой жидкости и строят на основе данных математического моделирования карту изобар.

Известный способ позволяет определить пластовое давление и распределение запасов углеводородов для случая неоднородного пласта.

Существенным недостатком известного способа является низкая взаимосвязь фактических показателей разработки с рассчитанными значениями по участкам залежи, освещенными замерами пластового давления. Это вызвано погрешностями при расчете пластового давления по гидродинамической модели.

Известен способ построения карты изобар для многопластовых месторождений нефти и газа, наиболее близкий по технической сущности к заявляемому и выбранный в качестве прототипа [RU 2661501 С1, МПК Е21В 47/06 (2012.01), Е21В 49/00 (2006.01), G01V 99/00 (2009.01), G06F 19/00 (2011.01), опубликовано 17.07.2018]. Суть известного способа заключается в том, что проводят исследования скважин для определения пластового давления, приведение замеров на опорную глубину (глубина точки, для которой рассчитывается давление). Выполняют пересчет замеров пластового давления по интервалу перфорации для последующих операций моделирования, например, по формуле расчета гидростатического давления: рассчитывают гидродинамическую модель с фактическими показателями добычи и учетом качества вскрытия, технического состояния скважин, конструкции скважин и т.д. Результаты расчета гидродинамической модели описывают глобальное распределение давления по залежи с учетом текущего коэффициента извлечения газа из пластов и геологических особенностей их строения.

Получают трехмерное распределение пластового давления по объему залежи с учетом имеющихся промысловых и геологических данных. Для этого трехмерное распределение пластового давления по объему залежи, полученное по результатам расчета гидродинамической модели, корректируют, используя данные локальных замеров пластового давления по скважинам, используя метод детерминистической интерполяции. Максимальные значения исходных и расчетных значений давлений, полученных в ходе моделирования, ограничивают начальным давлением в пластах залежи, рассчитанным в соответствии с подсчетом запасов, а минимальные значения - замерами пластового давления по скважинным данным. Подбирают параметры детерминистической интерполяции таким образом, чтобы текущие геологические запасы, рассчитанные по полученному трехмерному распределению давления, соответствовали материальному балансу залежи. Строят карту изобар по полученному трехмерному распределению пластового давления для выбранной группы пластов либо по отдельным пластам, используя осреднение по эффективной толщине или по величине линейных запасов залежи.

Известный способ позволяет определить пластовое давление для случая многопластовой залежи. Существенным недостатком известного способа является то, что он не может быть использован для водоплавающих залежей, по которым идет активный процесс внедрения воды в процессе разработки и, как следствие, снижение газонасыщенности в обводненной части залежи. Это приводит к невозможности учесть запасы газа, защемленные в обводненном поровом пространстве, и к некорректным расчетам текущих геологических запасов газа в газонасыщенной части.

Технической проблемой, на решение которой направлен предлагаемый способ является оценка распределения текущих геологических запасов газа и пластового давления по площади залежи, для планирования геолого-технологических мероприятий по скважинам, корректировки стратегии разработки месторождения с целью максимально-эффективной выработки запасов газа и обоснования оптимального технологического режима работы скважин.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение является повышение достоверности прогнозирования уровней добычи газа, обеспечение оптимального технологического режима работы скважин и повышение эффективности геолого-технологических мероприятий по скважинам в условиях снижающегося ресурсно-энергетического потенциала залежи и прогрессирующего подъема газо-водяного контакта.

Указанный технический результат достигается тем, что способ оценки энергетического состояния массивных водоплавающих газовых залежей включает подсчет запасов газа, определение коэффициента остаточной газонасыщенности, проведение замеров пластового давления по скважинам, геофизические исследования скважин для определения текущего положения газо-водяного контакта, построение карты текущего газо-водяного контакта на основании скважинных замеров, определение объемов газонасыщенной и обводнившейся частей залежи, а также построение карты текущих эффективных газонасыщенных толщин на основании трехмерной геологической модели и текущей карты газо-водяного контакта, уточнение текущего контура газоносности, определение накопленной добычи газа по залежи, определение текущих геологических запасов газа в залежи, определение допустимой погрешности текущих геологических запасов газа при построении карты изобар, построение карты изобар в границах площади залежи методом кригинга, подсчет запасов газа в газонасыщенной и обводненной частях залежи с учетом остаточного коэффициента газонасыщенности, при этом в качестве критерия оценки итерационных расчетов принимают разницу запасов углеводородного сырья, рассчитанных по методу материального баланса и по текущим геологическим запасам, выполнение корректировки ранга вариограмм и глобального среднего значения пластового давления для итерационных расчетов по построению карты изобар до достижения требуемой точности расчета, формирование карты изобар, определение распределения текущих геологических запасов газа на основе карты изобар, определение места заложения боковых стволов для существующего фонда скважин или строительства новых добывающих скважин.

Построение карты изобар на основе замеров пластового давления проводят в несколько итераций, выполняя проверку расчетных суммарных запасов газа на каждой итерации с суммой текущих геологических запасов газа по залежи. При этом для корректной оценки распределения запасов газа по площади залежи учитывается величина и характер подъема газо-водяного контакта по площади залежи, а также учитывается коэффициент остаточной газонасыщенности. Полученная карта изобар используется для построения карты текущих геологических запасов газа и для оценки энергетического состояния залежи. Эти данные используются для планирования геолого-технических мероприятий по фонду скважин и планирования строительства боковых стволов по существующим скважинам или строительства новых добывающих скважин.

Сущность заявляемого способа поясняется нижеследующими фигурами и описанием.

На фиг. 1 представлен геологический разрез, демонстрирующий масштаб внедрения воды в залежь. Подъем газо-водяного контакта на геологическом разрезе по линии скважин 15551-15532 сеноманских отложений Уренгойского НГКМ.

На фиг. 2 и фиг. 3 приведены примеры карт изобар Ен-Яхинская, Песцовая и Западно-Песцовая площади Уренгойского НГКМ, построенные различными методами:

а) карта на фиг. 2 построена методом интерполяции замеров пластового давления по площади залежи,

б) карта на фиг. 3 построена по предлагаемому способу.

Способ оценки энергетического состояния массивных водоплавающих газовых залежей включает следующие этапы:

1) выполняют подсчет запасов газа, в рамках которого на основании исследований по керну определяют коэффициент остаточной газонасыщенности,

2) проводят замеры пластового давления по скважинам. По нескольким замерам, выполненным на разные даты, определяют давление на дату построения карты изобар, например, методом линейной интерполяции,

3) проводят геофизические исследования скважин для определения текущего положения газо-водяного контакта. Строят карту текущего газо-водяного контакта на основании скважинных замеров,

4) выполняют определение объемов газонасыщенной (V_г) и обводнившейся (V_в) частей залежи, а также выполняют построение карты текущих эффективных газонасыщенных толщин на основании трехмерной геологической модели и текущей карты газо-водяного контакта, уточняют текущий контур газоносности,

5) определяют накопленную добычу газа по залежи по данным ежемесячных эксплуатационных рапортов. Определяют текущие геологические запасы газа в залежи,

6) задают допустимую погрешность текущих геологических запасов газа при построении карты изобар в зависимости от решаемой задачи, геологических особенностей и стадии разработки залежи,

7) выполняют построение карты изобар в границах площади залежи методом кригинга,

8) проводят подсчет запасов газа в газонасыщенной части залежи по формуле [Протокол №6 заседания секций углеводородного сырья Экспертно-технического совета Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых от 13.05.2021. - URL: https://gkz-if.ru/sites/default/files/docs/protokol_no6_sekcii_uvs_ets_gkz_ot_13.05.2021.pdf, (дата обращения: 01.10.2023)]:

Q_г=V_гK_пK_гP_2DK_PK_t/P_ст,

где Q_г - текущие запасы газа, млн. м³

^{V_г - текущий газонасыщенный объем залежи, определенный с учетом карты текущего газо-водяного контакта, млн. м3;}

K_п - коэффициент открытой пористости, д. ед.;

K_г - коэффициент газонасыщенности, д. ед.;

Р_2D - текущее пластовое давление, рассчитанное по карте изобар, МПа;

K_Р - поправка, обратно пропорциональная коэффициенту сверхсжимаемости, безразмерная;

K_t - поправка на температуру пласта, безразмерная;

Р_ст - давление при стандартных условиях, равное 0,1 МПа,

9) проводят подсчет запасов газа в обводненной части залежи по формуле [Протокол №6 заседания секций углеводородного сырья Экспертно-технического совета Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых от 13.05.2021. - URL: https://gkz-rf.ru/sites/default/files/docs/protokol_no6_sekcii_uvs_ets_gkz_ot_13.05.2021.pdf, (дата обращения: 01.10.2023)]:

где Q_в - текущие запасы газа в водонасыщенной части залежи, млн. м³;

V_в - текущий обводненный объем залежи, определенный с учетом карты текущего газо-водяного контакта, млн. м³;

K_п - коэффициент открытой пористости, д. ед.;

K_ост - коэффициент остаточной газонасыщенности, д. ед.;

Р_2D - текущее пластовое давление, рассчитанное по карте изобар, МПа;

K_Р - поправка, обратно пропорциональная коэффициенту сверхсжимаемости, безразмерная;

K_t - поправка на температуру пласта, безразмерная;

Р_ст - давление при стандартных условиях, равное 0,1 МПа,

10) оценивают погрешность текущих геологических запасов газа, рассчитанных по карте изобар и по текущим геологическим запасам по формуле [ГОСТ Р 56539-2015 Проектирование разработки и освоение газовых и газоконденсатных месторождений. Подсчет запасов газа и газового конденсата на основе уравнения материального баланса. Основные технические требования]:

(Q_г+Q_в)-(Q_нач-Q_доб)=ΔQ,

где Q_в - текущие запасы газа в водонасыщенной части залежи, млн. м³;

Q_г - текущие запасы газа, млн. м³;

Q_нач - начальные геологические запасы газа, млн. м³;

Q_доб - накопленная с начала разработки залежи добыча газа, млн. м³;

ΔQ - погрешность текущих геологических запасов газа, млн. м³,

11) сравнивают полученную погрешность текущих геологических запасов газа с допустимой,

12) в случае превышения допустимой величины погрешности текущих геологических запасов газа выполняют корректировку ранга вариограмм или глобального среднего значения при построении карты изобар методом кригинга. Ранг вариограмм подбирается в зависимости от соотношения величины снижения давления в эксплуатационной зоне и степени выработки запасов в целом по залежи,

13) при достижении требуемой точности расчета запасов газа по карте изобар выполняют оформление карты изобар, формирование карты текущих геологических запасов газа, рассчитывают показатели разработки и энергетическую характеристику как в целом по залежи, так и по отдельным участкам,

14) определяют распределение текущих геологических запасов газа на основе карты изобар, готовят план геолого-технических мероприятий на фонде скважин, с учетом полученных данных о распределении запасов газа по площади месторождения и энергетической характеристики продуктивных залежей,

15) определяют места заложения боковых стволов для существующих скважин или строительства новых добывающих скважин, с учетом распределения запасов газа в областях залежи, не охваченных дренированием.

Требуемая точность расчета запасов газа по карте изобар определяется несколькими факторами:

1) степенью выработки запасов газа по месторождению (при увеличении выработки точность расчета увеличивается);

2) средней депрессией по эксплуатационным скважинам (погрешность расчета не должна превышать величину средней депрессии на пласт).

Предлагаемое техническое решение позволяет построить карту изобар и карту текущих геологических запасов газа для массивных водоплавающих газовых залежей с применением скважинных замеров пластового давления и замеров положения газо-водяного контакта в качестве входных данных при интерполяции и величины текущих геологических запасов газа для контроля качества выполненной интерполяции.

Предлагаемый способ позволяет получить карту изобар по залежи, карту текущих геологических запасов газа в газонасыщенной части залежи, информацию об объеме внедрившейся в залежь воды, информацию о величине запасов газа в обводненной части залежи, текущий контур газоносности. Эти данные могут быть использованы для анализа и планирования разработки месторождения, выявления слабодренированных зон пласта и формирования плана геолого-технологических мероприятий на фонде скважин.

Пример осуществления способа.

Заявляемый способ был апробирован на Песцовой и Ен-Яхинской площадях сеноманской залежи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения. Представленный геологический разрез (фиг. 1) демонстрирует масштаб внедрения воды в залежь. Если выполнить расчет известными способами без учета внедрения воды, пластовое давление и оценка распределения запасов в объеме залежи будут некорректными.

На фиг. 2 и фиг. 3 в районе скважин оценка пластового давления и, как следствие, энергетическая характеристика участков залежи практически совпадают, однако на удалении от эксплуатационной зоны залежи наблюдаются полностью обводненные участки (на карте это пространство между начальным и текущим контурами газоносности), а также совершенно иной характер распределения пластового давления. Разница в оценке пластового давления составляет от 0,1 до 1 МПа по различным участкам залежи.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает повышение достоверности прогнозирования уровней добычи газа, обеспечивает оптимальный технологический режим работы скважин и повышение эффективности геолого-технологических мероприятий по скважинам в условиях снижающегося ресурсно-энергетического потенциала залежи и прогрессирующего подъема газо-водяного контакта.

Изобретение относится к области добычи природного газа. Способ определения мест заложения боковых стволов для существующего фонда скважин или строительства новых добывающих скважин с учетом энергетического состояния массивных водоплавающих газовых залежей включает выполнение подсчетов запасов газа, определение коэффициента остаточной газонасыщенности и проведение замеров пластового давления по скважинам. Далее проводят геофизические исследования скважин для определения текущего газоводяного контакта, строят карту текущего газоводяного контакта на основании скважинных замеров, выполняют определение объемов газонасыщенной и обводнившейся частей залежи, а также выполняют построение карты текущих эффективных газонасыщенных толщин на основании трехмерной геологической модели и текущей карты газоводяного контакта. После чего уточняют текущий контур газоносности, определяют накопленную добычу газа по залежи, определяют текущие геологические запасы газа в залежи. Далее задают допустимую погрешность текущих геологических запасов газа при построении карты изобар, выполняют построение карты изобар в границах площади залежи методом кригинга, проводят подсчет запасов газа в газонасыщенной и обводненной частях залежи с учетом определенного остаточного коэффициента газонасыщенности. При достижении требуемой точности расчета запасов газа по карте изобар формируют карту изобар, карту текущих геологических запасов газа, рассчитывают показатели разработки и энергетическую характеристику как в целом по залежи, так и по отдельным участкам. Далее определяют распределение текущих геологических запасов на основе карты изобар, выполняют план геолого-технических мероприятий на скважинах с учетом полученных данных о распределении запасов газа по площади месторождения и энергетической характеристики продуктивных залежей и определяют места заложения стволов для существующих скважин или строительства новых добывающих скважин с учетом распределения запасов газа. Обеспечивается повышение достоверности прогнозирования уровней добычи газа, повышение эффективности геолого-технологических мероприятий по скважинам в условиях снижающегося ресурсно-энергетического потенциала залежи и прогрессирующего подъема газоводяного контакта. 3 ил.

Способ определения мест заложения боковых стволов для существующего фонда скважин или строительства новых добывающих скважин с учетом энергетического состояния массивных водоплавающих газовых залежей, характеризующийся тем, что выполняют подсчет запасов газа, в рамках которого на основании исследований по керну определяют коэффициент остаточной газонасыщенности, проводят замеры пластового давления по скважинам, при этом по нескольким замерам, выполненным на разные даты, определяют пластовое давление на дату построения карты изобар, проводят геофизические исследования скважин для определения текущего газоводяного контакта, строят карту текущего газоводяного контакта на основании скважинных замеров, выполняют определение объемов газонасыщенной и обводнившейся частей залежи, а также выполняют построение карты текущих эффективных газонасыщенных толщин на основании трехмерной геологической модели и текущей карты газоводяного контакта, уточняют текущий контур газоносности, определяют накопленную добычу газа по залежи, определяют текущие геологические запасы газа в залежи, задают допустимую погрешность текущих геологических запасов газа при построении карты изобар, выполняют построение карты изобар в границах площади залежи методом кригинга, проводят подсчет запасов газа в газонасыщенной и обводненной частях залежи с учетом определенного остаточного коэффициента газонасыщенности, определяют погрешность подсчета текущих геологических запасов газа, рассчитанных по карте изобар и по текущим геологическим запасам, принимая в качестве критерия определения итерационных расчетов разницу запасов углеводородного сырья, рассчитанных по методу материального баланса и по текущим геологическим запасам, сравнивают полученную погрешность текущих геологических запасов газа с допустимой, при этом, в случае превышения допустимый величины погрешности текущих геологических запасов, выполняют корректировку ранга вариограмм или глобального среднего значения пластового давления для итерационных расчетов по построению карты изобар для достижения требуемой точности расчета, при достижении требуемой точности расчета запасов газа по карте изобар формируют карту изобар, карту текущих геологических запасов газа, рассчитывают показатели разработки и энергетическую характеристику как в целом по залежи, так и по отдельным участкам, определяют распределение текущих геологических запасов на основе карты изобар, выполняют план геолого-технических мероприятий на скважинах с учетом полученных данных о распределении запасов газа по площади месторождения и энергетической характеристики продуктивных залежей и определяют места заложения стволов для существующих скважин или строительства новых добывающих скважин с учетом распределения запасов газа.