Стратегия учета латеральной неоднородности пласта пк3 при сопровождении бурения горизонтальных скважин на Восточно-Мессояхском месторождении

10.04.2018
Источник: Журнал «PROнефть»

The strategy of taking into account the lateral heterogeneity of the PK 3 reservoir during geological support of horizontal wells drilling at the Vostochno-Messoyakhskoye field

УДК 551.263  

Б.В. Белозеров, И.В. Коваленко, к.т.н., И.М. Ниткалиев, Д.И. Тенгелиди
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Ключевые слова: континентальный генезис отложений, неоднородность, стратегия бурения 

B.V. Belozerov, I.V. Kovalenko, I.M. Nitkaliev, D.I. 
Tengelidi Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg 

Existing approaches to drilling wells in homogeneous reservoirs implies a common strategy based on more not from Geolo- gy, but primarily from technological factors. However, these «easy» deposits are already at a late stage of development, and many of them have already passed this stage. In this regard, all the more difficult deposits are put into operation, the develop- ment of which previously was not possible. One of these is the Eastern-Messoyakhskoye field and its main object of the de- velopment (PK13 layer), continental Genesis of sediments, which implies a large number of heterogeneities and uncertain- ties. Continental sediments are some of the most complex geological objects from the development point of view. Reserve recovery is largely determined by the efficiency of drilling and the selected concept of horizontal wells. The lack of reliable trends within the Eastern-Messoyakhskoye field to predict the reservoir distribution with a high degree of heterogeneity, lat- eral and vertical, as well as the nature of saturation, requires a constant response to data that can significantly change con- cept about the architecture of the reservoir. In this regard, the presence of dynamic drilling strategy is an integral part of a successful process of geological monitoring. The article describes the role of the account the lateral heterogeneity of the con- tinental deposits, updating of the strategy of drilling and prediction of the occurrence of the formation. The aim of this work is to describe approaches for the selection of the most optimal arrangement of wells in the planning of drilling, taking into ac- count the constantly updated geological information about the reservoir.

Keywords: continental genesis of sediments, heterogeneity, strategy of drilling

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-1-16-19

Введение

В настоящее основным объектом разработки Восточно-Мессояхского месторождения является пласт ПК1, отложения которого имеют континентальный генезис, подразумевающий большое число неоднородностей и неопределенностей. Трудности разработки таких отложений описаны во многих работах [1–3]. В них одним из обязательных условий стратегии бурения становится планирование бурения пилотного ствола, способствующего изучению геологического разреза и дальнейшей успешной проводке горизонтальных стволов (ГС). Однако геологическое строение разреза континентальных отложений не позволяет с высокой степенью уверенности определить, какое число скважин-пилотов будет достаточным. Даже на расстоянии между скважинами, равном 400 м, наблюдается резкое изменение не только качества коллекторов, но и характера их насыщения. В связи с этим стратегия бурения ГС должна постоянно адаптироваться к новой геологической информации, в том числе в режиме реального времени. На рис. 1 схематично изображена эволюция стратегии бурения на пласт ПК13, а также основные изменения в геологической концепции отложений. 

Стратегия бурения скважин

Постепенное обновление геологической концепции на основе новых скважинных данных с 2013 по 2016 г. повлияло на корректировку стратегии бурения скважин. Основные причины изменений следующие:

–  значительное недостижение проектных дебитов скважин ПМР, пробуренных на циклит В;

рис. 1. Геологическая концепция строения разреза и стратегия бурения на пласт ПК 3 Восточно-Мессояхского месторождения в 2013 (а), 2014–2015 (б) и 2016 (в) г. (А, В, С – циклиты)

– наличие зон гидродинамической разобщенности циклитов А и B+C;

– недоизученность потенциала циклита А;

– наличие локальных газои водонасыщенных слоев;

– существенная зависимость эффективности проводки скважин от принадлежности к циклиту;

–  неподтверждение прогнозных параметров в циклите B на удалении уже первых сотен метров от опорного пилотного ствола.

Комплекс работ по доизучению залежи направлен на снятие вышеописанных неопределенностей и включает следующие мероприятия:

– ориентация зон первоочередного бурения на наиболее, выдержанные отложения циклита С на участки с нефтенасыщенными толщинами более 12–15 м, рентабельные для разработки;

– проведение гамма-гамма плотностного (ГГКп) и нейтрон-нейтронного (ННК) каротажей в транспортной секции ствола для оценки характера насыщения циклитов A и B, а также изучение их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), при бурении скважин на циклит С;

– опытно-промышленные работы (ОПР) в безгазовом циклите А для оценки продуктивности скважин, планируемых к бурению в краевых зонах залежи;

– ОПР по бурению ГС с многозабойным заканчиванием и бурению скважин по технологии Fishbone.

В ходе ОПР на кусте скважин № 38 были пробурены три скважины с разным числом отростков Fishbone, основные ГС при этом имеют как ниспадающие, так и восходящие профили (рис. 2). Наличие мощного руслового канала позволило провести горизонтальный ствол скв. 182 преимущественно по коллектору с высокими ФЕС на абсолютной отметке –797 м вовлечь в разработку отделенные расчлененными отложениями коллекторы на абсолютной отметке –(777–780 м).

рис. 2. Схема расположения скважин на карте эффективных нефтенасыщенных толщин циклита В (а) и геологические разрезы по линиям 1–1 (б), 2–2 (в) и 3–3 (г-г)

рис. 3. Разрез по кубу насыщения вдоль горизонтальной скв. 1163 (ВНК – водонефтяной контакт)

Скв. 248 с 4FB была пробурена в разрезе пойменных отложений, что дает возможность оценить эффект применения технологии Fishbone в различных геологических условиях. Анализ стартовых показателей работы скважин на 15-е сут показал эффективность использования данной технологии как в сильно расчлененных коллекторах с низкими ФЕС, так и при наличии высокопроницаемых каналов в разрезе. Прирост продуктивности оценивается на уровне 55 .

Результаты геонавигации и работа скважин пробуренного фонда свидетельствуют о том, что наиболее эффективным способом проводки траектории ствола является стратиграфическое бурение, когда профиль скважины повторяет изменения структуры, а в случае потери коллектора проводка осуществляется в зоне статистически наиболее вероятного вскрытия русловых отложений, к которым приурочены коллекторы с высокими ФЕС. Геонавигация горизонтальных стволов скважин в континентальных отложениях – наукоемкий процесс, требующий проведения широкого комплекса геофизических исследований в связи с отсутствием уверенно прослеживаемых границ-маркеров для привязки данных синтетических каротажей к опорным пилотным стволам. Кроме того, залежь пласта ПК 3 осложнена амплитудными и малоамплитудными разломами, которые могут быть причиной наличия резких границ коллектор-неколлектор, фиксируемых методами LWD вдоль стволов скважин. С целью снижения диапазона неопределенности в компоновку LWD включены приборы азимутального плотностного каротажа (имиджеры), определяющие структурные и геологические особенности элементов залегания.

Целевым объектом краевых зон пласта ПК 3 является безгазовый циклит А, представленный мелководно-морскими отложениями, в значительной степени выдержанными по площади. Примером геонавигации в такой обстановке является скв. 1163 куста № 38 (рис. 3), проведенная с эффективной длиной по коллектору, равной 90.

Попытка учета латеральной неоднородности на основе сейсмических данных была предпринята в районе кустов № 17, 18 (рис. 4). Несмотря на ориентацию скважин на циклит С, где эффективность проходки по статистическим данным составляет 80 , часть скважин попадала в зону с преимущественно глинистыми отложениями, вероятнее всего сформированными в условиях старицы или поймы. После бурения нескольких неуспешных скважин и получения качественной корреляции с параметром RMS было принято решение отказаться от бурения скважин, попадавших в заглинизированную область, а также увеличить число пилотных стволов и изменить очередность бурения на кустах скважин.

Отсутствие надежных трендов в пределах Восточно-Мессояхского месторождения для прогноза распространения коллектора с высокой степенью неоднородности требует постоянного учета получаемых данных, способных существенно изменить представления об архитектуре резервуара. В связи с этим наличие динамичной стратегии бурения является неотъемлемой частью успешного процесса геологического сопровождения.

Заключение

Исходя из вышеизложенного, текущая стратегия бурения представляется следующим образом.

1. Разбуривание зон выдержанных по толщине коллекторов циклита С. Параллельное изучение вышележащего разреза – поиск перспективных зон в циклите В, концептуальное изменения русловых тел на основе корреляции скважинных данных.

2. Использование статистических данных по пробуренному фонду скважин для оценки их потенциала.

3. Планирование профиля скважины в соответствии со стратиграфией пласта.

4. Учет результатов интерпретации имиджей, в первую очередь в краевых зонах.

5. Учет несогласного залегания отложений на границе циклитов В и С.

рис. 4. Геологическая концепция района бурения скважин кустов № 17, 18

Список литературы

1. State of Art in Prediction of Fluvial Sandbodies in Low Permeable Tyumen Formation of West Syberia/ M.E. Martynov, I.V. Shishmanidi, A.V. Kozlov,

F.Y. Leskin // SPE 171171 RU. – 2014.

2. Successful Application of Horizontal Well Completions for Development of Low Permeability Gas Reservoirs in a Complex Fluvial Deltaic Environment – A Case Study / Hazman, Harry Alam, Shinta Damayanti, Andre Wijanarko [et al] // SPE 116542. – 2008.

3. Reservoir Characterization and Modelling of Stacked Fluvial/Shallow Marine Reservoirs: What is Important for Fluid-Flow Performance and Effective Reservoir Prediction? / A. Samantray, M. Kraaijveld, J. Hognestad, W. Bulushi // SPE 110348. – 2007. 

Reference

1. Martynov M.E., Shishmanidi I.V., Kozlov A.V., Leskin F.Y., State of art in prediction of fluvial sandbodies in low permeable Tyumen formation of West Syberia, SPE 171171-RU, 2014.

2. Chatib H., Alam H., Damayanti Sh. et al., Successful application of horizontal well completions for development of low permeability gas reservoirs in a complex fluvial deltaic environment – A case study, SPE 116542-MS, 2008.

3. Samantray A., Kraaijveld M., Hognestad J., Bulushi W., Reservoir characterization and modelling of stacked fluvial/shallow marine reservoirs: What is important for fluid-flow performance and effective reservoir prediction?, SPE 110348-MS, 2007.


Авторы статьи:  Б.В. Белозеров, И.В. Коваленко, к.т.н., И.М. Ниткалиев, Д.И. Тенгелиди
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку