Матрица для месторождения

Матрица для месторождения

«Газпром нефть» совершенствует методику создания трехмерных моделей месторождений, используя полученную информацию и наработанный опыт в процессе разработки активов, добиваясь роста объемов добычи.

За последние годы Научно-технический центр «Газпром нефти» накопил обширный опыт создания цифровых трехмерных моделей месторождений. Проектирование и мониторинг разработки нефтегазовых месторождений обязательно сопровождается процессом создания и актуализации цифровых моделей. Сегодня это требование государственных органов (Государственной комиссии по запасам и Центральной комиссии по разработке Роснедр). Но что гораздо важнее — использование научно-обоснованных рекомендаций по оптимизации разработки залежей с учетом действующей модели месторождения позволяет значительно повысить объемы добычи углеводородов.

ЦИФРОВАЯ РЕАЛЬНОСТЬ

Моделирование крупных нефтяных месторождений, давно находящихся в разработке, — сложная научно-техническая задача. Геологическая модель месторождения описывает структуру и характеристику залежей. Гидродинамическая модель показывает динамику изменений в структуре и объемах, выявленных в залежах углеводородов. Процесс моделирования включает в себя несколько этапов. Первый из них — создание базы данных объекта моделирования.

Для этого используется максимальное количество информации, полученной в результате сейсморазведки, геофизических исследований, результатов бурения и эксплуатации скважин. Собранная база данных включает в себя сведения о свойствах пластов, насыщающих их флюидах, результаты исследований, испытаний, проведенных ГТМ, технологические показатели их эксплуатации.

Математически точное описание размещения геологических объектов позволяет перейти к следующему этапу — их пространственному моделированию. Трехмерная модель месторождения представляет собой объемные кубы ячеек, которые детально описывают структуру участка недр. Количество ячеек зависит от степени изученности продуктивной залежи, ее размеров и технической возможности используемой компьютерной техники. Таким образом модель месторождения среднего размера содержит до нескольких десятков миллионов ячеек, каждая из которых содержит детальную информацию об участке недр.

Завершающий этап построения геологической трехмерной модели — процесс подсчета запасов, а гидродинамической — процесс адаптации истории разработки месторождения и проведение прогнозных расчетов.

Как отмечает руководитель направления по моделированию «Газпромнефть НТЦ» Сергей Сутормин, итогом создания геологических и гидродинамических моделей месторождения становится детальное пространственное представление о структуре запасов месторождения: «Это позволяет определить зоны месторождения с выработанными и остаточными запасами, на основании созданной модели планируется бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин, проведение геолого-технических мероприятий».

Созданная и адаптированная к истории разработки месторождения модель нуждается в постоянной актуализации за счет получения дополнительной промысловой информации и обновления баз данных. Матрица месторождения обновляется на всем протяжении разработки залежей углеводородов. Качество результатов моделирования проявляется в практике разработки конкретного месторождения. Расхождение прогнозов в рамках созданной модели не должно превышать реальных данных по эксплуатации месторождения более чем на 5–10%.

В «Газпромнефть НТЦ» для создания и постоянной актуализации моделей используют современное программное обеспечение зарубежных и отечественных производителей — Irap RMS, Petrel, Tempest More, T Navigator, Eclips.

СУГМУТСКАЯ ПЕРСПЕКТИВА

Одним из примеров долгосрочной и качественной работы специалистов по трехмерному моделированию месторождений стал процесс создания и адаптации модели Сугмутского нефтяного месторождения, которое разрабатывает «Муравленковскнефть».

Разрабатываемое более 15 лет Сугмутское месторождение имеет сложную структуру, обводненность нефтенасыщенного пласта превышает 80%. Актив вступил в фазу падения добычи, и это определяет особый подход к его разработке.

Работы по моделированию Сугмута начались в 2008 году, анализ результатов эксплуатационного бурения позволил выявить ряд расхождений проекта разработки месторождения и актуальной информации о его эксплуатации. Специалисты сделали вывод о том, что восточный склон месторождения имеет свое продолжение за пределами ранее обозначенного контура.

Обновление проекта разработки Сугмутского месторождения позволило запланировать объемы дополнительного эксплуатационного бурения на 2009 год в 37 скважин, на 2010-й — в 113, а в 2011 году более чем в 50 скважин. В анализе ситуации и выдаче рекомендаций по точкам бурения скважин была задействована цифровая модель месторождения, актуализированная по наиболее проблемным секторным участкам. Итог: рост активности в эксплуатационном бурении позволил снизить темпы падения добычи.

На рубеже 2010–2011 годов одной из актуальных задач для разработчиков модели Сугмутского месторождения стало создание системы поддержания пластового давления (ППД) за счет оптимизации работы нагнетательных скважин. Эта задача решалась в рамках актуализации гидродинамической модели Сугмутского месторождения — были определены новые схемы работы нагнетательных скважин. За счет оптимизации системы ППД в 2010 году удалось снизить темпы падения базовой добычи с 28%, как это предусматривалось бизнес—планом, — до 22%. В абсолютных цифрах это означает, что на Сугмутском месторождении дополнительно было добыто около 100 тыс. тонн нефти. Актуализация действующей модели месторождения продолжается и в 2011 году, Сугмут остается одним из центров притяжения внимания специалистов «Газпромнефть НТЦ».

ГАЗОДИНАМИЧЕСКИЙ ПРИРОСТ

Опыт, накопленный «Газпромнефть НТЦ» в создании цифровых трехмерных моделей, позволил реализовать и совместный проект с добычной «дочкой» «Газпрома» в ЯНАО — предприятием «Газпром добыча Ноябрьск» на Еты-Пуровском газовом месторождении. По итогам предварительного моделирования в полевых условиях одного из пластов Еты-Пуровского месторождения было принято решение о проведении исследований по комплексной технологии. Всего было проведено 206 газодинамических исследований в 92 скважинах (87 эксплуатационных и 5 наблюдательных). «Проведенные системные газодинамические испытания позволили достоверно, в динамике, определить ряд ключевых показателей, характеризующих геологическое строение Еты-Пуровского газового месторождения», — рассказал начальник отдела диагностики и управления разработкой «Газпромнефть НТЦ» Данила Гуляев. Визуализация трехмерной цифровой модели с помощью современного программного обеспечения позволила получить наглядный достоверный облик продуктивного пласта.

На базе этой информации на Еты-Пуровском газовом месторождении был реализован целый комплекс мероприятий по оптимизации работы скважин: отрегулирована рабо та добывающих скважин по объемам дебита газа; перераспределена эксплуатационная нагрузка. Положительный эффект был зафиксирован уже при настройке эксплуатационных скважин, а полная реализация предложений по оптимизации разработки, рассчитанных с помощью научно-обоснованной цифровой модели, позволила увеличить добычу на Еты-Пуровском месторождении на 45 тыс. куб. м в сутки. «В среднем на 10–15% увеличилась добыча газа по каждой скважине Еты-Пуровского месторождения, — уточнил главный инженер „Газпром добычи Ноябрьск“ Алексей Кононов, — в итоге дополнительно было получено около 1,5 млрд куб. м газа».

Рост добычи газа на полтора миллиарда кубометров — это дополнительная выручка примерно в 13 млрд рублей в год. Конечно, после вычета расходов на реализацию проекта эта сумма сократится на величину затрат, но в любом случае останется внушительной. По мнению специалистов «Газпромнефть НТЦ», полученные благодаря реализации проекта методики проведения исследований, инновационное оборудование, алгоритмы настройки цифровых моделей и расчеты вариантов разработки достойны распространения в добывающих предприятиях «Газпрома» и «Газпром нефти» и требуют дальнейшего развития.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ