Совершенствование разработки Заполярного месторождения ОАО «Газпром» на основе математического моделирования Докладчики: Скрылев С.А. Красовский А.В. Ахмедсафин С.К., Кирсанов С.А. – ООО «Газпром добыча Ямбург» Скрылев С.А., Лапердин А.Н., Красовский А.В. – ООО «ТюменНИИгипрогаз» Цой В.Е., Балашов А.Д. – НЦ «РИТ» 1

Одним из важных этапов, при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений, является оптимальное размещение проектируемых скважин с точки зрения повышения коэффициентов извлечения нефти и газа, что во многом определяет качество проектирования разработки. В настоящее время в разных компаниях разработаны и нашли применение программные средства для автоматизации трудоемких операций в процессе проектирования разработки с использованием трехмерных моделей. Оптимальная расстановка скважин на залежи, в той или иной мере может выполняться вручную, но только автоматизация этого процесса с применением современной компьютерной техники позволяет качественно, прежде всего в отношении точности, безошибочное выполнение отработанного алгоритма, с возможностью выбора рационального решения из многовариантных расчетов и построений. Немалое значение имеет также резкое сокращение времени вычислительных работ. Функции автоматической расстановки скважин реализованы в программах – MEPO (в компании Schlumberger), Enable (в компании ROXAR), NewWellsPro (в компании ОАО «ЦГЭ») и другие. Однако, в таких программах недостаточно полно или вообще не были решены вопросы оптимизации проводки пологонаправленного ствола скважины, с определением длины ствола, положение его по разрезу или азимуту. Также, нет информации о применимости данных программ при разработке газовых месторождений. Таким образом, актуальной задачей являлось разработка методики, позволяющей выполнить элементы количественного анализа эффективности системы разработки с определением потенциальных возможностей пологонаправленных добывающих скважин с учетом зон дренирования и распределения текущих запасов. Актуальность 2

Заполярное месторождение Сеноманская газовая залежь Проектный документ - «Дополнение к проекту разработки сеноманской газовой залежи Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения» (Протокол 100-р/2009 г. Комиссии газовой промышленности от г.) Проектным документом предусматривается: - ввод в конце 2010 года ЦДКС (ГКС) для подачи подготовленного газа в систему МГ; - ввод в конце 2011 года – 42 пологонаправленных скважин; - выход в 2012 году на проектную добычу газа – 115 млрд.м 3. Показатели разработки на г. Суммарный отбор газа - 787,5 млрд. м 3 (27,9% от утвержденных запасов) Годовой отбор газа - 101,1 млрд.м 3 Фонд скважин: - общий: 472 ед. - действующий: 446 ед. Добыча газа по месторождению за 2010 год составила 19.8% от годовой одобычи компании ОАО «ГАЗПРОМ» 3

Нижнемеловые отложения. Освоение нижнемеловых отложений ДЕЙСТВУЮЩИЙ ДОКУМЕНТ ПО РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ: Проект опытно – промышленной эксплуатации нижнемеловых залежей Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения Утвержден: Комиссией газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр (протокол 40-Р/2009 от г.) и ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО (протокол от г.). ОСНОВНЫЕ УТВЕРЖДЕННЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПРОЕКТА: Ввод в опытно-промышленную эксплуатацию газоконденсатных залежей I и II объектов с доведением максимального объема добычи газа до 15,0 млрд.м 3, нестабильного конденсата 3,15 млн.т в год, при бурении 140 эксплуатационных скважин. Проведение доразведки и опытно-промышленной эксплуатации нефтяной оторочки пласта БТ 10 1 с доведением максимальной добычи нефти к 2013 г. в объеме 0,245 млн.т при бурении 26 скважин. СОСТОЯНИЕ ОСВОЕНИЯ: гг. пробная эксплуатация скважин куста гг. разбуривание газоконденсатных залежей, по состоянию на г. пробурено 87 эксплуатационных скважин из которых приняты ООО «Газпром добыча Ямбург» - 55 газоконденсатных скважин и 32 не завершены строительством. Ввод в эксплуатацию газоконденсатных залежей планируется в III кв. 2010г., нефтяных оторочек в 2013г. 4

Нижнемеловые отложения. Размещение проектных эксплуатационных скважин. 5

Оптимизация схем размещения эксплуатационных скважин. Постановка задачи Основная цель – разработать рекомендации по схеме вскрытия продуктивного пласта пологонаправленными скважинами при кустовом размещении. Задачи: Оптимально разместить проектные кусты скважин. Определить оптимальную траекторию скважин. Рассчитать проектные показатели по оптимальному варианту. 6

Исходные данные Модель сеноманской газовой залежи Заполярного месторождения: размеры 225 х 300 х 30 (45км х 60км); 700 тыс. активных ячеек; разработка с октября 2001 г.; текущее количество скважин 450. Проектный фонд новых скважин: 14 кустов; 42 скважины. 7

Изменяемые параметры: Количество кустов 14 Количество скважин в кусте 2-4 Минимальное расстояние между кустами 1000м Минимальная длина вертикального участка ствола скважины 500м Максимальное изменение угла наклона 2° на 10м Рекомендуемый максимальный зенитный угол 75° Рекомендуемая максимальная длина перфорированного участка 1000м Азимутный уголΩ Зенитный угол входа скважины в пластΘ Длины перфорированного участкаL Отход от устья на кровлеr Определяется из оценок: Радиус дренирования скважиныR Ограничения: 8

Приток к пологонаправленной газовой скважине: 1. Модификация формулы Писмана 2. Квадратичный закон фильтрации (закон Форхгеймера) учитывается через D-фактор 3. Падение давления газа в стволе скважины 9

Блок-схема процесса оптимизации: Расстановка кустов 1.Оценка радиуса дренирования скважин 2. Выделение областей с невыработанными подвижными запасами для расстановки кустов Переход к секторным моделям 1.Выделение секторов: один куст - один сектор 2. Расчет базового варианта полной модели и граничных условий по каждому сектору Оптимизация размещения скважин в кусте 1.Определение диапазонов изменения параметров траектории пологонаправленных скважин, соответствующих наилучшим показателям ФЕС 2.Автоматизированная подготовка различных проектных вариантов для каждого сектора: варьирование траекторий в определенных выше диапазонах 3.Запуск на расчет подготовленных вариантов для секторов 4.Анализ оперативных отчетов, выбор оптимального варианта Применение полученных результатов для единой модели Расчет, анализ результатов, при необходимости повтор оптимизации для кустов с максимальных расхождением от результатов секторной модели 10

Реализация алгоритма: Линейный размер области, занимаемой кустом: Расстановка фиксированного количества кустов на карте подвижных запасов с учетом минимального расстояния между кустами D~1-2 км Критерии: 1.Величина подвижных запасов. 2.Исключение пересечения с зонами фактических скважин. Блок 1. Расстановка кустов 11

Разбиение модели на сектора – каждый сектор включает один куст. Расчет базового варианта полной модели с выгрузкой потоков на границе секторов Блок 2. Выделение секторов 12

Определение диапазонов изменения параметров траекторий на основе анализа ФЕС Оптимизация траекторий скважин в кусте Критерии: 1.Суммарные подвижные запасы в области дренирования скважин. 2.Суммарная проводимость скважина-пласт (Kh). 3.Песчанистость в зоне ГВК под забоем. 13

Куст 135, фиксированный зенитный угол 75° 14

Расстановка производится последовательно. Оценка для углового сектора для одной скважины: ~45° (из оценки области дренирования). Исключает перекрытие секторов. Расстановка скважин в выделенные зоны 15

Оценка эффективности алгоритма. Зависимость добычи от углов Ω и Θ Зенитный угол ( Θ) Азимутный угол ( Ω) 16

1.Прогнозный расчет полной модели с найденными для секторов траекториями. 2.В случае если показатели добычи для некоторого куста существенно отличаются от полученных при расчете секторной модели, проводится повторный анализ этого сектора с использованием опции неравномерного укрупнения (coarsening). Блок 3. Пересчет полной модели 17

1.Число проектных скважин после оптимизации уменьшилось с 42 до 41 единицы. Число кустов скважин (14 ед.) осталось без изменения. Результаты оптимизации 2.По результатам расчетов забои проектных скважин смещены в более продуктивные участки залежи, тем самым определены оптимальные траектории скважин. 3.За счет оптимизации схемы размещения проектных скважин за период гг. накопленный отбор газа достигнет 2531,11 млрд.м 3 (89,71 % от запасов, утвержденных в ГКЗ), тем самым будет получена дополнительная добыча газа в размере 4,67 млрд.м 3. 18

1.Создан алгоритм оптимизации схемы расстановки эксплуатационных кустов. 2.Разработан алгоритм подбора оптимальной траектории скважин в кусте на основе максимальной продуктивности скважин с учетом предварительного анализа ФЕС: подвижных запасов, сообщаемости, литологии. 3.Использование опций секторного моделирования позволило значительно сократить время на подбор оптимальных вариантов. 4.Разработанная методика позволила оптимизировать проектную схему вскрытия и сравнить эффективность технологических показателей разработки. 5.Внедрение рекомендуемых мероприятий позволит увеличить накопленную добычу газа за расчетный период (прирост - 4,67 млрд.м 3 ) в целом по месторождению и снизить капитальные вложения. Чистая прибыль предприятия за период разработки увеличится на 7,07 млрд.р. Основные выводы 19