Круглый стол
"Мультидисциплинарный подход к разработке месторождений углеводородов: роль современной геофизики, гидродинамики и теории разработки месторождений углеводородов"
Круглый стол был проведен 25 июня 1999 г. по рекомендации РАЕН и подготовлен РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Евро-Азиатским геофизическим обществом и РАЕН. Его цель заключалась в обсуждении проблем современной геофизики и разработки месторождений, определении роли и места этих направлений в мультидисциплинарном подходе.
Во вступительном докладе К.С. Басниева, В.М. Добрынина (РГУ нефти и газа) "Основные концепции мультидисциплинарного подхода к разработке месторождений углеводородов" было подчеркнуто, что в фундаментальных исследованиях в нефтяной и газовой областях, в том числе в освоении и разработке месторождений УВ, наметился новый этап – этап научно-технологической революции. В настоящее время активно развивается трехмерная сейсморазведка, широко используется бурение горизонтальных скважин различных конфигураций и архитектуры, появились новые технологии морской добычи нефти и газа, позволяющие сократить стоимость работ. Было отмечено, что на западе наблюдается мощное прикладное развитие вычислительной техники, отдельных направлений изучения нефтегазовых пластов, т.е., по существу, наш комплексный, мультидисциплинарный подход, позволяющий по-новому моделировать различные проблемы, связанные с освоением месторождений УВ. В.М. Добрынин считает, что моделирование нефтегазовых месторождений необходимо проводить в несколько этапов: 1 – составление геолого-геофизической модели, базирующейся на трехмерной сейсмике и геологических данных; 2 – составление фильтрационно-емкостной модели, которая наполняет геолого-геофизическую модель содержанием (проницаемость, насыщение, емкость и т.д.); 3 – создание гидродинамической модели, основывающейся на первых двух моделях, когда проигрываются различные варианты разработки залежи.
В докладе Г.Н. Гогоненкова (ЦГЭ) "Роль трехмерной сейсмики при изучении газонефтяных объектов и подготовке их к трехмерному гидродинамическому моделированию на фактическом материале было показано, что трехмерная сейсморазведка в совокупности с петрофизическим изучением образцов керна скважин позволяет существенно детализировать структурный план месторождения и его отдельных участков. Материалы трехмерной сейсморазведки способствуют усовершенствованию фильтрационно-емкостной модели. Было также продемонстрировано, что изучение внутреннего строения пласта по методике, разработанной в ЦГЭ, отличается большой детальностью. Эта методика позволяет уточнять положение как систем, так и отдельных тектонических нарушений, выявлять возможность влияния тектоники на миграцию нефти и газа в пределах месторождения, а также более точно оконтуривать отдельные пластовые тела коллекторов, существенно увеличивая перспективы нефтегазоносности. По мнению Г.Н. Гогоненкова информационная база трехмерной сейсмики не должна заканчиваться на стадии сдачи отчета по месторождению, а напротив, постоянно пополняться, совершенствоваться и использоваться для уточнения модели, т.е. приближаться к реальной модели месторождения.
В докладе Г.М. Золоевой и др. (РГУ нефти и газа) "Возможности геофизического исследования скважин при освоении фильтрационно-емкостных моделей залежей и контроль за их разработкой были предложены новые технологии ГИС. Для выделения коллекторов, оценки фильтрационно-емкостных свойств, характера и степени нефте- и водонасыщенности используется коэффициент нефтенасыщенности в обсаженных скважинах по данным ГИС. При построении модели широко применяются такие характеристики, как коэффициент относительной песчанистости в пределах одной скважины, коэффициент расчлененности для залежи в целом и т.д. На примере показаны новые методики, основанные на использовании данных широкополосной акустики. В рамках модели распространения упругих волн в пористых средах получены аналитические выражения для расчета фильтрационно-емкостных свойств пород. Методика реализуется в программе пакета Камертон. Разработан новый подход к изучению нарушенной эксплуатации скважин на основе нового комплексного количественного параметра. Для его оценки предлагается до 11 различных показателей (уровень воды в скважине, вскрытие обсадной колонны перфорации, негерметичность обсадной колонны искусственного забоя, заколонный переток и др.), которые в свою очередь оцениваются по 4-балльной системе. Рассмотрены также новые методики ГИС-контроля.
В докладе А.К. Курбанова (РГУ нефти и газа) "Современное состояние теории и практики разработки месторождений углеводородов было отмечено, что главная задача разработки месторождения – предсказание, прогнозирование поведения залежи в процессе его разработки при различных системах и методах. Эту задачу можно решить только путем моделирования. Проблема моделирования фильтрационных процессов в нефтяных и газовых пластах в основном связана с учетом неоднородности пластов. Практика показывает, что неоднородность пластов оказывает сильное влияние на происходящие в них процессы, следовательно, и на технологические показатели разработки, поэтому интерес к фильтрационным течениям в неоднородных пористых средах постоянен на протяжении всей истории изучения фильтрации. Появление аналоговых вычислительных устройств, ЭВМ и развитие численных методов решения задач фильтрации позволили существенно увеличить возможности изучения течения в неоднородных средах. А.К. Курбанов отметил, что трехмерное моделирование для крупных блоков нереально из-за многовариантного расчета на моделях такой размерности, поскольку ни одна из современных вычислительных машин не в состоянии обработать несколько сот тысяч сеточных блоков.
Трехмерное моделирование целесообразно использовать только в тех случаях, когда без него нельзя обойтись, например, в крупных залежах массивного типа (Уренгой, Тенгиз, Белый Тигр). Возможно использовать сочетание данных за прошедший период эксплуатации залежи с прогнозированием дальнейшего ее поведения. Повысить эффективность моделирования можно и путем комбинации трехмерных моделей и квазитрехмерных, проведением декомпозиции в процессе расчетов на отдельные участки с формированием граничных условий для каждого участка с помощью квазитрехмерной модели, а затем моделирования каждого отдельного участка с помощью трехмерной модели. В пластовых залежах в большинстве случаев можно ограничиться псевдотрехмерной моделью, т.е. двухмерной, в которую вводится эффективная характеристика.
На начальных стадиях разработки месторождений очень полезными и целесообразными могут оказаться простые модели. Например, модель неоднородного пласта, основанная на опыте разработки месторождения (ТатНИПИнефть), одномерная модель ВНИИ-2. Эти модели на ранних этапах разработки месторождения могут иметь и свои преимущества. В связи с необходимостью воспроизведения истории разработки залежи особое значение приобретают вопросы контроля за процессами. Вместо традиционного контроля дебита, давления на скважину и т.д. необходимо иметь контроль нефтенасыщенности, ГНК, ВНК, которые часто исчезают в процессе разработки.
В докладе З.С. Алиева (РГУ нефти и газа) "Разработка месторождений углеводородов горизонтально-направленными скважинами. Проблемы. Перспективы" проблемы разработки месторождений УВ рассмотрены на примере шельфа Карского моря и п-ова Ямал. Разработка этих структур вертикальными скважинами нерентабельна из-за их расположения в ледовых условиях. Один из вариантов освоения этих месторождений – бурение многоствольных горизонтальных скважин. Проблемы, связанные с бурением горизонтальных скважин, заключаются в том, что информация, полученная по этим скважинам при разработке, должна иметь тот же объем, что и при бурении вертикальных скважин. В этой области наиболее интенсивные исследования проводятся в РГУ нефти и газа, ИПНГ СО РАН, ВНИИгазе, ВНИПИморнефтегеофизике. При бурении горизонтальных скважин требуется значительное вложение капитальных средств, что должно компенсироваться приростом дебита нефти и газа. Например, за рубежом на 500 м горизонтальной части ствола расходы увеличиваются от 10 до 50 %, а у нас – от 83 до 214 %. Также существуют проблемы перехода от вертикального бурения к горизонтальному при малом (4-6 м) радиусе кривизны. Разработаны различные конструкции таких скважин. Экономическую целесообразность конструкции скважины можно определять по различным критериям. Один из них – рост дебита от гидродинамики (глубины) скважины.
В докладе Д.А. Мирзоева (ВНИИгаз) "Основные принципы комплексного освоения месторождений углеводородов на континентальном шельфе. Новые технологии" на примере арктического шельфа показана концепция его освоения. Первоочередными объектами для разработки являются следующие зоны: 1) штокмановская, 2) печорского шельфа, 3) Карского моря и мелководного шельфа, прилегающего к п-ову Ямал, 4) Тазовской и Обской губы. Д.А. Мирзоев рассмотрел, как можно решить проблемы, возникающие при освоении этих регионов. На примере Штокмановского месторождения были показаны расчеты трех вариантов максимальной добычи газа: 150, 120, 90 и 60 млрд м3 в год. Оказалось, что по первому варианту постоянный уровень добычи будет обеспечен на 2 года, при этом для поддержания этого уровня необходимы пять ледостойких платформ и 10-11 скважин кустово-подводного комплекса вокруг каждой платформы. Капитальные вложения за 2 года оцениваются в 24 млрд дол. Здесь отмечается низкий коэффициент использования мощностей. Необходимый эффект можно получить за счет сокращения числа платформ и транспорта двух-, а не однофазного потока. Рентабельным предполагается уровень добычи 90 млрд м3 газа в год, когда постоянный уровень добычи будет удерживаться 12 лет, если сократить число платформ, то уровень добычи можно увеличить. Комплексный подход к освоению этого месторождения заключается в том, что его высвобождаемые мощности можно использовать при разработке других близлежащих месторождений (Ледовое).
На Печорском шельфе Приразломное месторождение находится на стадии обустройства и его экономические показатели оцениваются на пределе рентабельности. Здесь комплексный подход заключается в том, что для обеспечения рентабельности освоения месторождения всего региона его разбивают на 3 группы (варандейскую, приразломную, долгинскую), для которых существует единая транспортная схема, а каждое из них имеет отдельную транспортную систему. Аналогичный подход оправдывает рентабельность освоения этого региона. Такой же подход необходим при освоении месторождений Карского моря. Здесь используются мощности Харасавейского, Крузенштерновского и Бованенковского месторождений. Освоение Тазовской и Обской губы базируется на том же подходе: объединение перспективных структур и использование освобождающихся мощностей Ямбургского месторождения. Рассмотренные технологии не являются новыми, а это только адаптация известных технологий и средств.
В обсуждениях участвовали И.С. Гутман, Н.А. Савостьянов, Ф.К. Салманов, Ю.Б. Денисов и др. По мнению участников круглого стола подобные дискуссии очень важны и потому их следует организовывать чаще.