Развитие методологии проектирования разработки арктических месторождений углеводородов

Ключевые слова:

арктическое

месторождение,

геологическая

модель,

гидродинамическая

модель,

проектирование

скважин,

трубопровод,

платформа.

Keywords:

arctic field, geological model, hydrodynamic model,

well planning,

pipeline,

rig.

УДК 550.8.072

М.Н. Мансуров, П.Г. Цыбульский

Развитие методологии проектирования разработки арктических месторождений углеводородов

Разработка морских месторождений в общем и арктических в частности имеет ряд принципиальных отличий от методов разработки углеводородных месторождений суши, а именно:

• существенно меньшие объемы геологоразведочного бурения и большие объемы сейсморазведочных работ, что обусловливает необходимость создания и применения иной методологии для геологического и гидродинамического моделирования морских объектов разработки;

• необходимость применения специальных технических средств для разведки, разработки и обустройства морских месторождений;

• существенная зависимость графика бурения от ледовых условий и глубины моря, высокая стоимость строительства эксплуатационных скважин;

• разнообразие способов обустройства морских месторождений и способов транспорта продукции;

• высокие уровни рисков и более тяжелые последствия при внештатных ситуациях для большинства морских операций;

• необходимость создания специального флота, плавучих и подводных технических средств, береговых баз обеспечения морских добычных комплексов;

• органическая взаимосвязь разработки и обустройства морского месторождения, т.е. система «пластовый коллектор - скважины - объекты морского обустройства - системы транспорта УВ - технологическая производственная инфраструктура» должна рассматриваться как единый комплекс.

Целостность процесса разработки месторождения (от моделирования пласта до выбора схемы заканчивания скважин, получения первой продукции и последующей эксплуатации месторождения) обусловливает также необходимую гибкость и адаптивность проектных решений, так как любая новая информация о продуктивном пласте, необходимость применения более совершенных технологий и множество других параметров (которые зачастую выясняются лишь в ходе реализации проекта) могут привести к невозможности принятия компромиссного решения по основным параметрам проекта после начала работ. Результатом может стать неоптимальная разработка месторождения, которая почти всегда приводит к снижению конечного коэффициента извлечения углеводородов, а также значительно более высоким капитальным затратам и эксплуатационным расходам.

Следовательно, исследуя каждый аспект разработки на стадии проектирования, необходимо уже в ходе разработки проекта рассмотреть все реалистичные варианты.

Типовой проект разработки арктического месторождения включает следующие влияющие друг на друга элементы:

• геологическая модель залежи;

• гидродинамическая модель месторождения;

• метод отбора пластовых флюидов и местоположение забоев скважин;

• технико-технологические показатели рекомендуемого варианта разработки месторождения;

• проектирование скважин;

• методики проведения внутрискважинных работ;

• проектирование технологических объектов, трубопроводов и платформ.

№ 3 (14) / 2013

Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа

5

Развитие геологического моделирования морских месторождений

Основной целью геолого-геофизического моделирования является обеспечение надежной основы для подсчета запасов, проектирования разработки и создания постоянно действующей модели месторождения для его последующего мониторинга на протяжении всей жизни объекта.

Стоимость бурения одной поисково-разведочной скважины на Арктическом шельфе существенно превышает 100 млн долл. США. Данная сумма складывается из суточной арендной ставки буровой установки, затрат на другое необходимое оборудование и стоимости услуг на каждую конкретную операцию (более 0,5 млн долл. США в сутки). Поэтому из-за дороговизны буровых работ на шельфе количество морских поисковых и разведочных скважин на месторождениях крайне мало. Достаточно отметить, что уникальное по запасам Штокмановское газоконденсатное месторождение подготовлено к промышленной разработке только семью разведочными скважинами, хотя на аналогичном месторождении суши число разведочных скважин составило бы в десятки раз больше.

В связи с этим возникает специфическая задача максимально точного моделирования залежи при минимальном количестве факти-

ческого геологического материала. Основным источником информации о внутреннем строении залежи являются результаты бурения скважин и интерпретации 3D сейсморазведки, включающие как структурную модель месторождения, так и прогноз фильтрационноемкостных свойств (ФЕС) продуктивных пластов. В последнем случае сейсмические данные служат основой для экстраполяции коллекторских свойств в межскважинное пространство с использованием установленных по скважинам корреляционных связей между ФЕС резервуара и динамическими параметрами волнового поля.

Хорошие программы моделирования продуктивного пласта доступны уже более двадцати лет. Геологи и геофизики могут интерпретировать и количественно определять свойства продуктивного пласта, используя процессы, объединяющие данные сейсморазведки со всеми имеющимися петрофизическими данными с помощью инверсии и моделирования. Комплексная технология определения характеристик продуктивного пласта (рис. 1), разработанная компанией Schlumberger, позволяет оценить литологию пласта, а также распределение пластовых флюидов путем оценки таких свойств породы, как пористость, песчанистость, глинистость, плотность и водонасыщенность [1].

Скважинные работы

• Проектирование трещин ГРП

• Микросейсморазведка

Поверхностная

сейсморазведка

• Куб сейсмических данных, сейсмический профиль

• Сейсмограммы

• Скорости сейсмических волн

Измерения в процессе бурения

• Сейсморазведка в процессе бурения

• Акустический каротаж

Каротаж

• Дипольный акустический каротаж

• Плотностной каротаж

• Геологические и коллекторские свойства

• Скважинная сейсморазведка

Петрофизики

Геологи

Специалисты по сейсмической инверсии Геофизики

Специалисты по физике пород Инженеры-разработчики

Эксплуатация продуктивного пласта

• Планирование разработки месторождения

• Моделирование продуктивного пласта

• Моделирование механических свойств геологической среды

• Устойчивость ствола скважины и планирование

• Увеличение отдачи

Оптимизация данных

Определение параметров продуктивного пласта

Определение параметров трещин

Прогнозирование порового давления

Опасные

геологические

процессы

Рис. 1. Комплексный процесс определения параметров продуктивного пласта

№ 3 (14) / 2013

6

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Новые продуктивные пласты оценивает многопрофильная группа квалифицированных специалистов по петрофизике, геологии, геофизике, сейсмической инверсии и физике горных пород. Посредством анализа сейсмических атрибутов и инверсии сейсмотрасс в увязке с каротажными данными вычисляются акустические и упругие параметры, необходимые для выделения скоплений углеводородов, оценки свойств пород и описания систем трещин.

Специалисты в области геомеханики и инженеры-разработчики совместно производят предшествующую бурению сейсмическую оценку геологических опасностей, которые могут возникнуть во время бурения, и расчет куба значений порового давления путем ранжирования и отбора данных о скоростях сейсмических волн. Когда информация со скважины по результатам каротажа, измерений во время бурения и скважинных работ собрана, ее используют для уточнения первоначально принятых свойств продуктивного пласта. После определения характеристик продуктивного пласта по результатам интерпретации данных сейсморазведки петрофизическая информация о пласте собирается в процессе бурения по данным каротажных и гидродинамических исследований, а также приборами на кабеле. Полученный в результате комплекс данных о матрице пород продуктивного пласта, свойствах пластовых флюидов и продуктивности служит основой для целого ряда проектных решений, которые будут приниматься в течение всего срока эксплуатации месторождения [1].

Развитие гидродинамического моделирования морских месторождений

С развитием геологического моделирования для целей нефтяной и газовой промышленности существенные успехи достигнуты и в области гидродинамического моделирования.

Гидродинамическая модель базируется на совокупности геолого-геофизических и промысловых данных, результатах разведочного бурения, а также данных по фактической истории разработки. Она позволяет:

• оперативно уточнять ФЕС пласта, проводить оптимизацию технико-экономических показателей;

• оперативно корректировать систему разработки и управлять процессом добычи;

• разрабатывать программу мероприятий по развитию добычи на месторождении и доразведке.

Используемые для построения гидродинамических моделей параметры пластов и флюидов определяются по результатам геофизических и лабораторных исследований, испытаний разведочных скважин и продуктивных пластов.

Число вариантов разработки, рассчитываемых при оптимизации системы освоения месторождения, исчисляется, как правило, сотнями, а время расчета одного варианта составляет от нескольких минут до десятков часов. Многообразие вариантов разработки морских месторождений обусловлено возможностями использования различных технологий обустройства - несколькими скважинами с большим отходом от вертикали, множеством вертикальных и многоствольных скважин, «интеллектуальных» скважин (с возможностью настройки режимов добычи); возможностями изменения практически всех параметров разработки - расположения скважин, типа заканчивания и дебитов скважин, которые могут уточняться в гидродинамической модели по информации, получаемой со скважин в ходе разведочного, оценочного и эксплуатационного бурения.

Эффективное дренирование продуктивного пласта (с использованием наименьшего возможного количества скважин для добычи максимального объема нефти и газа с максимально выгодным темпом отбора) играет ключевую роль в обеспечении рентабельности при планировании работ на морских месторождениях. Однако при комплексном подходе эти расчеты должны включать в себя больше, чем только обеспечение максимальной площади контакта ствола скважины с пластом-коллектором, являющееся наиболее распространенным решением при строительстве скважин с большими отходами от вертикали. Схемы заканчивания таких скважин должны также учитывать оптимальный дебит в долгосрочной перспективе, для чего необходимо соблюсти баланс между накопленной добычей и общей прибылью, а также обеспечить высокий коэффициент извлечения продукции.

Следует отметить, что современные гидродинамические модели по детальности описания приближаются к своей основе - геологическим моделям. На основе постоянно пополняемой базы данных и последовательности процедур, заложенных в программные пакеты гидроди-

№ 3 (14) / 2013

Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа

7

намического моделирования, можно создавать объемные и подробные модели, которые в литературе получили название «общая модель геологической среды» [2]. Такие модели демонстрируют все увеличивающуюся роль сейсморазведочных данных в понимании динамики пласта.

Развитие проектирования скважин

Общая модель геологической среды служит основой для совместного проектирования скважины рядом специалистов (рис. 2).

Инженеры-разработчики применяют эту модель для прогнозирования режимов дренирования, вытеснения продукции и расчета закачки вытесняющего агента, определяют точки вскрытия объекта разработки. При использовании корреляций по соседним скважинам или результатов моделирования пласта гидродинамическая модель позволяет получить профили порового давления и давления гидроразрыва пласта по глубине.

Специалисты по бурению применяют эту информацию для планирования траекторий и проектирования конструкции скважин, определения масштаба работ. Она помогает в принятии решений при выборе буровой установки, оценке технических рисков буровых работ, предварительной оценке времени бурения и производственных затрат.

Оператор буровых работ может вносить изменения в программу бурения по результатам текущих буровых работ.

После завершения бурения скважины специалисты соединяют полученный опыт с результатами по соседним скважинам и, используя обновленную информацию для внесения изменений в общую модель геологической среды, приступают к планированию новой скважины. Данный итерационный процесс повторяется на протяжении всего этапа разбуривания месторождения [2].

Общая модель геологической среды

Планирование

Выполнение,

наблюдение в режиме реального времени, изменение планов

Сравнение фактических и плановых показателей

Изменение

плана

Оценка

проделанной

работы

Полученный

практический

опыт

Рис. 2. План проведения работ по проектированию и строительству скважин

Развитие проектирования технологических объектов обустройства

Основные запасы углеводородов месторождений российского шельфа располагаются на акваториях арктических морей. Диапазон глубин моря их размещения изменяется практически от уреза воды на шельфе п-ова Ямал до глубоководных акваторий в центральной части Баренцева моря. Рассматриваемые акватории арктических морей большую часть года покрыты многолетним дрейфующим льдом разной степени сплоченности, что напрямую влияет на выбор объектов обустройства и косвенно - на схему обустройства месторождения в целом. Кроме того, вблизи месторождений, как правило, слабо развита или полностью отсутствует береговая инфраструктура. Поэтому хо-

рошо спланированная стратегия разработки и обустройства всего месторождения (рис. 3), включающая конфигурации заканчивания и местоположение скважин, типы и размеры промысловых объектов и технологического оборудования, а также решения о проведении внутрискважинных работ, играет ключевую роль в обеспечении эффективного конечного суммарного извлечения нефти и газа.

Экономические же показатели зависят от физических ограничений, налагаемых на всю систему. В связи с этим наиболее важной представляется система, состоящая из динамически связанных моделей подсистем месторождения (продуктивного пласта, скважины и

№ 3 (14) / 2013

8

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Рис. 3. Объекты обустройства арктических месторождений и интерактивная схема их проектирования

технологического оборудования), - комплексная модель разработки месторождения (Integrated Asset Model - IAM) [3, 4].

На этапах проектирования разработки и обустройства комплексные модели используются для анализа взаимодействия подсистем в рамках проекта. Комплексные модели IAM отличаются от традиционных методик разработки месторождений, которые, как правило, сосредоточены на капитальных вложениях и снижающих их изменениях. Поэтому традиционный подход не позволяет должным образом количественно оценить влияние изменений на пропускную способность системы, что, в свою очередь, может привести к принятию неоптимальных вариантов разработки.

В комплексной модели IAM используется гидродинамическая модель пласта для расчета течения флюидов и распределения давления. Затем в месте расположения скважин в модели продуктивного пласта параметры течения и давления вводятся в модель скважины в качестве граничных условий на вскрытой поверхности пласта. С этими граничными условиями вычисляются темпы отбора флюидов и дав-

лений в точке установки фонтанной арматуры, где модель скважины увязывается с характеристиками наземного оборудования [5].

Взаимодействие граничных условий «скважина - поверхность» дает возможность вычислить противодавление добычной системы на каждой из скважин. Затем эти данные передают обратно через систему к модели продуктивного пласта. Процесс повторяется до достижения сбалансированности всей сети. Результатом является сбалансированная гидродинамическая сеть для потоков флюидов от продуктивных пластов к скважине и от скважины к поверхностным системам промысловой подготовки продукции, а затем к пунктам отгрузки. Таким образом, техника моделирования IAM учитывает реакцию поверхностной системы в расчетах скоростей потоков пластовых флюидов [5].

Компания Chevron успешно применила комплексное управление разработкой как инструмент прогнозирования для сопряжения моделей фильтрации в пласте с поверхностными трубопроводными сетями через модель скважины на глубоководном месторождении Джек (Jack) в Мексиканском заливе [6]. Однако на

№ 3 (14) / 2013

Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа

9

Арктическом шельфе трубопроводы, устьевое и технологическое оборудование, а также мани-фольды, расположенные на морском дне и платформах, окружены средой, температура которой близка к точке замерзания (вода) и значительно ниже ее (воздух). Поэтому требуется предпринимать особые защитные меры для обеспечения бесперебойности потока скважинной продукции от скважины до отгрузки потребителю. В критических точках гидродинамической сети необходимо устанавливать приборы системы мониторинга, параметры которого закладываются в модели пластовых флюидов. Это позволяет оперативно принимать упреждающие меры для предотвращения образования закупоривающих отложений гидратов или парафинов.

Список литературы

1. Чавате А. Планирование - основа успеха глубоководных проектов / А. Чавате,

У. Оздоган, К.С. Глейзер и др. // Нефтегазовое обозрение. - 2009. - Т. 21. - № 1. - С. 32-45.

2. Hopkins С. Go Beyond Reservoir Visualization /

С. Hopkins // E&P 80. - № 9 (September 2007). -Р 13-17.

3. Chow С. Managing Risks Using Integrated Production Models: Applications / С. Chow,

M. Arnondin, K. Wolcott et. al // J. Petroleum Technology 52. - № 4 (April 2000). - Р 94-98.

4. Було С. Вид крупным планом: комплексное управление разработкой / С. Було, Э. Жеан,

Ф. Гутиеррес и др. // Нефтегазовое обозрение. -2008. - Т 19. - № 4. - С. 44-62.

Изложенные в статье современные подходы к задачам геологического и гидродинамического моделирования морских месторождений, а также опыт исследований систем разработки и обустройства месторождений Арктического и Дальневосточного шельфов России нашли отражение в СТО Газпром «Регламент на составление проектных документов по разработке морских нефтяных, газовых и нефтегазоконденсатных месторождений», разработанном ООО «Газпром ВНИИГАЗ», в котором определены нормативные положения для подготовки и составления технологических документов по разработке морских месторождений нефти и газа.

5. Tesaker О. Breaking the Barriers - The Integrated Asset Model / О. Tesaker, А.Оverland, D. Arnesen et. al // Paper SPE 112223, presented at the SPE Intelligent Energy Conference and Exhibition. -Amsterdam, February 25-27, 2008.

6. Ozdogan U. Recent Advances and Practical Applications of Integrated Production Modeling at Jack Asset in Deepwater Gulf of Mexico /

U. Ozdogan, J. Keating, M. Knobles et. al //

Paper SPE 113904, presented at the SPE Europec/ EAGE Annual Conference and Exhibition. -Rome, June 9-12, 2008.

№ 3 (14) / 2013