Разработка нете-газоконденсатного месторождения, представленного плотными трещиноватыми доломитами

Последнее сообщение
Victor 12 10
Окт 12

Здравствуйте уважаемые форумчане!

Очень необходима ваша помощь в вопросе обоснования стратегии разработки месторождения.

Что имеем -

1) месторождение представлено плотными доломитами, причем по текущим представлениям матрица не коллектор, насыщена и работает только система трещин, трещинная пористость порядка 1,5%. Насыщение соответсвенно близко к 1 и связанной воды практически нет.

2) Половина месторождения находится в водо-нефтяной зоне, половина в водо-нефтегазовой. Давление насыщения в зоне отсутствия ГШ составляет 19 МПа, при пластовом 21-22 МПа, в подгазовых зонах соответственно равно пластовому на ГНК, как распределяется по пласту не известно, нормальной PVT модели нет, равно как и кондиционных проб нефти и газа

3) Глубины TVD с учетом альтитуды порядка 2400 м, т. е. имеем аномально низкое пластовое давления и соответсвенно значительные поглощения при бурении

4) Соленость воды высокая, плотность 1,18 г/см3, вязкость воды в пластовых условиях 0,9 сП близка к вязкости нефти 1,1 сП, газосодержание 140 м3/м3, плотность нефти в палстовых условиях 0,68 кг/м3, пластовая температура 29 градусов.

5) Проницаемость по ГДИ порядка 40 мД

6) Средние нефтенасыщенные толщины 60-100 м, газонасыщенные где они есть 10-100 м., толщина аквифера предположительно более километра.

7) Отложения рифейского возраста

8) В интервале газовых шапок доломиты перебиты глинистыми отложениями, в результате продуктивность по газу максимум 250 тыс. м3/сут.

Хотелось бы увидеть ваше мнение по концепции разработки месторождения, поделиться опытом, если есть.

Т.е. какие системы заканчивания будут более эффективны, бурение на депрессии на РНО, конкретно на каких растворах, какие лучше подрядчики.

Возможно у кого-то есть опыт ГРП кислотного или проппантного на трещиноватых доломитах. Какие системы разработки применять на истощении или с ППД.

Плотность сетки скважин, соотношение добывающих нагнетательных, схема расстановки скважин, циклическая закачка воды, газа, МВГС.

Пока мы находимся на этапе обзора мирового опыта, поэтому очень буду благодарен ссылкам на толковые статьи и литературу в этом плане, особенно описывающих реальные результаты.

Особенная просьба откликнуться специалистов, занимающихся Юрубчено-Тохомским месторождением!

Заранее всем благодарен

 

Вар 391 15
Окт 12 #1

 Я так понимаю у вас там не только АНПД но и по температуре аномалия в минус? видимо мы соседи 

Стратегия тут не только разработки но и добычи и транспорта и т.д. и т.п. 

то, что нет качественных проб - это верно. у нас таже история. 

В части пласта - Ю.В, Желтов, В.Н. Мартос Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений.

Victor 12 10
Окт 12 #2

Роснефть Юрубчено-Тохомское?

Dorzhi 1011 16
Окт 12 #3

Fundamentals of fractured reservoir engineering by T.D. Van Golf-Racht

 

asher forever 523 14
Окт 12 #4

сталкивался с юрубченом краем уха поэтому вкратце расскажу о проетных решениях

итак, в первом ПТД было запрокетировано заводнение, но только в части где не было газовой шапки вроде была обращенная девятиточка вертикальных скважин а в подгазовой части горизонты вроде по 600 метровс расстоянием вроде по 1200 м/у скважинами

но так как до сих пор нормальных источников воды в восточной сибири не найдено в послденем принятом ДТСР остались только добывающие скважины но! по расчетам у нас пер газ при нормальных депрессиях и поэтому все месторождение разделеили на части согласно проницамостям на ЮТМ они повыше по ГДИСАм под 2500 мД и на модели были заданы разные депрессии для разных участков до 20 атм вроде это максимальные депрессии но! при таких депрессиях на горизонте в 600 м. был маленткий дебит поэтому в птд предложены многоствольные (или многозабойны путаю их все время ) скважины вроде 400 метров основной ствол и от него по елочке отходит 6 стволов по 100 метров моджет другие длины порядок этот ну в общем на режиме газовой шапке теперь решено разрабатывать газ обратно закачивают в 3 куста по 5 скважин в гш

asher forever 523 14
Окт 12 #5

Victor пишет:

Давление насыщения в зоне отсутствия ГШ составляет 19 МПа, при пластовом 21-22 МПа,

 

как так может быть?

Victor 12 10
Окт 12 #6

а почему не может?

RomanK. 2182 14
Окт 12 #7

Бурить горизонтальные скважины, с обратной закачкой газа в газовую шапку или не обязательно в газовую - под кровлю.

От воды здесь пользы не будет, коэффициент вытеснения должен быть около 0.500.

И вообще, не будет вам счастья на этом месторождении. КИН, я вам вангую, не более 0.150

VIT 1124 16
Окт 12 #8

Вряд ли горизонталки будут удачны, толщины под 100 метров. К тому же их бурение будет проблематично в связи с низким давлением и потерей раствора в трещины. Про ГРП скорее всего можно будет забыть если сильная трещиноватость, только кислотки. Похожие месторождения (плотные и сильно трещиноватые доломиты) есть в Иране и Курдистане (Zagros basin). Основной метод разработки закачка воды или газа. Рабочий механизм  - гравитационное дренирование. Если насыщенны и работают только трещины то КИН должен быть очень высокий, где нибудь в районе 50-80%.

Вар 391 15
Окт 12 #9

иран, курдистан... здесь Якутия, мороз аж жопа к штанам прилипает :)

Pнас меньше чем Рпл - отбор проб при давлении 19, т.е. дедовские способы

при опробовании пласта, т.е. либо уже дегазированная нефть на забое, либо отбор на депрессии.

НА среднеботуобинском было тоже самое. Потом провели нормальные исследования - всё в норме - залежь насыщенная.

Опыта разработки таких залежей практически нет. Из соседних - Среднеботуобинское. Но там терригенка.

 

RomanK. 2182 14
Окт 12 #10

VIT пишет:

Вряд ли горизонталки будут удачны, толщины под 100 метров. К тому же их бурение будет проблематично в связи с низким давлением и потерей раствора в трещины. Про ГРП скорее всего можно будет забыть если сильная трещиноватость, только кислотки. Похожие месторождения (плотные и сильно трещиноватые доломиты) есть в Иране и Курдистане (Zagros basin). Основной метод разработки закачка воды или газа. Рабочий механизм  - гравитационное дренирование. Если насыщенны и работают только трещины то КИН должен быть очень высокий, где нибудь в районе 50-80%.

Закачивая газ в кровлю что-то типа гравитационного и получится (вертикальное вытеснение). расстояние от места нагнетания до места отбора должно быть максимальным, этого добится можно только горизонтами (расчлененность интересно знать). вертикальные скважины совсем плохие - двухсторонние конуса, (толщины под 100 метров?) при таких толщинах и в карбонатах невозможно заставить нагнетательной скважиной заставить работать всю толщину добывающей скважины, охват ниочень.

кин 50-80% это за счет чего? это если считать от пористости 1.5% трещин? кому нужен такой тухляк

Горизонты с большой вероятностью не окупятся, тем более с КГРП, тем более в Якутии, тем более с налоговым климатом России.

Проводите ППЭ, пробурите две ГС, посмотрите.

VIT 1124 16
Окт 12 #11

RomanK. пишет:

Закачивая газ в кровлю что-то типа гравитационного и получится (вертикальное вытеснение). расстояние от места нагнетания до места отбора должно быть максимальным, этого добится можно только горизонтами (расчлененность интересно знать). вертикальные скважины совсем плохие - двухсторонние конуса, (толщины под 100 метров?) при таких толщинах и в карбонатах невозможно заставить нагнетательной скважиной заставить работать всю толщину добывающей скважины, охват ниочень.

кин 50-80% это за счет чего? это если считать от пористости 1.5% трещин? кому нужен такой тухляк

Для сильно трещиноватых коллекторов нет разницы куда и как газ закачивать - он все равно в кровлю быстро мигрирует. Горизонтальные добывающие это другое дело, но надо смотреть на геологию есть ли перемычки. Охват в данном случае зависит в основном от связанности трещин так как фронта вытеснения как такового нет и часто депрессии на таких месторождения минимальны. 

Да, в Курдистане за такие тухляки в данный момент идет очень острая конкуренция. А насчет 1.5% это как посмотреть, для сравнения

1) что нибудь из З.Сибири: 10 метров x 20% пористости x 80% насыщенности x 30% КИН = 0.48 УВ-метров против

2) данное месторождение 70м x 1.5% x 100% x 70% КИН=0.74 УВ-метров. И еще к этому хорошие дебиты.

 

RomanK. 2182 14
Окт 12 #12

У меня другие прикидки - з.сибирь проницаемость 500mD КИН 0.5, здесь проницаемость 40 КИН 0.150. Здесь соотношение с Сибирью будет 1 к 3 по накопленной добыче, вероятно и меньше поэтому горизонтальные скважины и сильно разряженные сетки, которые также снизят КИН. Больших дебитов здесь не будет, ну только если по жидкости. Дебиты как уже и писали будут ограничивался по ГФ и в первые годы обводненностью. Упругого запаса на фонтанирование долго не хватит. Я поищу про карбонаты в которых 0.700 кин. Сейчас работаю на плотняке карбонате кин выше 0.150-0.250 не вижу, хотя когда покупали также руки потирали на 300 метров толщины, пока спасают большие глубины и давление сответственно, что дальше будет...ппд есть, крайне отрицательно, но уже поздно отказываться. А в данном случае и снизу и сверху беда.

Victor 12 10
Окт 12 #13

70 % КИН - это конечно очень оптимистично, если успешно заместить нефть в трещинах водой или газом, но в реальности все будет гораздо хуже

По воводу бурения горизонталок опыт есть, но удалось пробурить на двух скважинах только по 300 м с проблемами огромных поглощений и осыпаний аргиллитов, но

это наш подрядчик аля совок и co, который заточен лишь под бурение разведок.

Сейчас идет отбор подрядчика для бурения ГС на депрессии, скорее всего на РНО.

Поэтому вопрос кто-то может порекомендовать нормального подрядчика для бурения на депресии, порекомендовать конкретные растворы, чтобы после этого работали электрические методы и возможно реально работающие технологии для бурения на депресии отличные от РНО

По поводу вертикальной высоты трещин и их связанности. Скорее всего по вертикали трещина всрывает не всю мощность коллектора иначе получали бы быстрые прорывы воды и газа. По одной вертикальной скважине имеем ооочееень приличные отборы и вода так и не пришла, но ГФ не радует.

Victor 12 10
Окт 12 #14

Сейчас работаю на плотняке карбонате кин выше 0.150-0.250 не вижу, хотя когда покупали также руки потирали на 300 метров толщины, пока спасают большие глубины и давление сответственно, что дальше будет...ппд есть, крайне отрицательно, но уже поздно отказываться. А в данном случае и снизу и сверху беда.

 

Вы работаете не Восточной Сибири случаем? По поводу ППД качаете толлько воду или МВГС попробовали, пробовали ли циклику?

И еще вопрос у вас вода какой минерализации. Есть ли длительный опыт закачки высокоминерализованной воды?

tikiero 516 11
Окт 12 #15

Возможно будут интересны некоторые выводы по разработке соседнего с Юрубчено-Тохомским меторождением

С учетом разломов и распределения трещиноватости, горизонтальные скважины С-Ю направления, расположенные в 10-50 м от верха резервуара, являются наилучшим вариантом конструкции для разработки резервуара. Итоговая производительность высокая, соответствующие прорывы воды ограничены.

Дебиты жидкости около 200 м3 в сутки считаются наиболее подходящими при той же общей конечной накопленной добыче, что и для высоких темпов и гораздо более ранним прорывом воды. При общей длине 700 м диаметр области питания скважин оценивается в диапазоне от 1000 до 2500 м в зависимости от их расположения.

Производительность скважины сильно зависит от положения скважины, при этом 80% общей добычи приходится на наиболее перспективную зону. Однако самая менее перспективная часть на самом деле характеризуется неопределенностью в динамической модели, поскольку распределение свойств контролируется только несколькими скважинами и модель для этой зоны может быть пессимистической.

Динамическое моделирование воспроизводит быстрый прорыв воды, который наблюдается в ходе опробования испытателем пласта, спускаемого на буровой колонне. Вода быстро поднимается от ВНК до продуктивных пластов по трещинной среде. Низкая проницаемость скелета ограничивает обмен между трещинами и скелетом. Как следствие, добыча идет в основном из трещин при ограниченном вкладе скелета.

Поскольку многие параметры неопределенные, выполнялось исследование чувствительности. Параметры, которые наиболее значительно влияют на окончательное извлечение – вертикальная и горизонтальная проводимость трещин и активность законтурной зоны. Широкий диапазон неопределенностей приводит к широкому диапазону значений извлечения и соответствующих запасов. Для среднего расстояния между скважинами (1800 м) в наиболее перспективной зоне наилучшая оценка извлечения составляет 23.9% после 30 лет добычи.

Максимальная добыча достигается при расстоянии между скважинами, равном 1400 м.

Проведнные исследования позволили выявить главные неопределенности, связанные со свойствами скелета (проницаемостью, водонасыщением) и сеткой трещин (пористость  и проницаемость трещин). Из-за этих неопределенностей диапазон рассчитанных объёмов углеводородов в пласте широкий. Оценки P10, P50 и P90 для геологических запасов нефти на площади модели месторождения Куюмба составляют, соответственно, 349.1, 568.6 и 862.7 у.е..

Полученные результаты подчеркнули высокий уровень неопределенности, характеризующей месторождение. В частности, проницаемость трещин и активность законтурной зоны – плохо обусловленные (ограниченные) параметры, но они имеют огромное влияние на конечное извлечение нефти. Наилучшая стратегия разработки включает бурение горизонтальных скважин вдоль С-Ю направления, что максимально увеличивает вероятность пересечения естественных трещин, преимущественно расположенных в зоне, которая на месторождении Куюмба определена как наиболее перспективная.

Главные неопределенности скелета связаны с проницаемостью, водонасыщенностью и распределением фаций. Предлагается выполнить детальный седиментологический анализ на керне, чтобы лучше определить фации скелета и изучить их распределение, особенно это касается трещиноватых фаций. Это лучшее описание может сопровождаться традиционным анализом керна для уточнения имеющихся взаимосвязей PHIE/K, и специализированным анализом керна для описания относительной проницаемости и капиллярного давления. Кроме того, может быть выполнена сейсмическая характеризация скелета для выявления поровых/глинистых зон в резервуаре и использования этой информации в качестве замены распространению фаций.

Предлагаемая модель трещин отвечает данным, она наиболее геологически согласована, но она плохо обусловлена (ограничена) с точки зрения компонент трещиноватости и связанных с ними плотностей, связности трещин, проводимости трещин и их толщины (апертуры). Уточнение/обновление описания трещиноватости и её моделирования должно быть выполнено в свете новых данных, полученных по будущим скважинам. В идеале, эти данные, керн и изображения ствола скважин для статического описания сочетаются с испытаниями скважин, расходометрией и испытаниями скважин на взаимовлияние (гидропрослушиванием) для динамического описания.

Остается основная неопределенность, связанная с активностью законтурной зоны, что может сильно влиять на изменения давления. Расширенные испытания скважин или опытные/экспериментальные скважины с мониторингом давления следует использовать для оценки активности законтурной зоны и анализа материального баланса. Если пластовое давление ограничено, следует применять водонагнетание и/или механизированную добычу.

Проницаемость трещин и связность сети трещин в модели также плохо ограничены (обусловлены). Для лучшего изучения этого вопроса могут оказаться полезными испытания скважин и испытания скважин на взаимовлияние (гидропрослушивание). Если связность ограничена, следует увеличивать число добывающих скважин.

RomanK. 2182 14
Окт 12 #16

Стандартная модельная чушь, а не рекомендации.

Виктор, я про воду не сильно знаю, в любом случае у нас нет выбора какую воду качать. Качаем что есть, подтоварную и с водозаборов. Закачиваемую воду тестировали на совместимость, раньше была совместима, сейчас тестят вроде нет. Но фактически отложения солей не сильно тревожат.

МВГС я не знаю что такое. Сейчас думаем чтобы качнуть газ, ну и ходим кругами. Мне кажется не будем, нужны компрессора с устьевым давлением под 600 очков. Дорого. С водой такая штука, продуктивность по воде хуже чем продуктивность по нефти, следовательно когда вода замещает нефть, требуются бОльшие депрессии чтобы добыть один и тот же объем. Со временем дебиты снижаются, приходится уходить ниже давления насыщения, а там уже другие беды, снижение и так низкого коэффтициента продуктивности. Вот так и летим, пока пласт даёт. С водой получается, при первых процентах отбора от извлекаемых мы уже по шею в РИРах, отсекаем воду и отсекаем газ.

Здесь первые дебиты не показатель, на больших толщинах, большой упругий запас. Ну были дебиты 500 тонн, дальше то что. Год, два? Открыть краник и сдуть балон это любой дурак умеет. Кончилось давление, кончилось удовольствие.

volvlad 2256 15
Окт 12 #17

С заводнением в вашем случае я бы особо не торопился, уж лучше сразу планируйте закачивать газ, если конечно же позволяют запасы. Во-первых, уже было отмечено, что есть проблемы с водой. Во-вторых эффективность заводнения в таких пластах значительно ниже. А в-третьих, с учетом новых требований по утилизации попутного газа, можно будет сказать, что весь газ используется, вместо сжигания на факеле. Тем более он по сути лишь на время закачивется в пласт, на завершающей стадии разработки всегда можно сделать gas blowdown.

В данном случае я бы отдал предпочтение вертикальным скважинам - нефтенасыщенная толщина 60-100 м. В случае массивных поглощений будет меньше проблем при бурением. В горизонталках в этом случае будут прихваты и пр.

Victor 12 10
Окт 12 #18

Роман, а у вас в какой части России месторождение, если не секрет и что за карбонаты, доломиты или известняки?

RomanK. 2182 14
Окт 12 #19

казахстан, доломиты

Victor 12 10
Окт 12 #20

Коллеги, буду очень рад если кто-нибудь поделится ссылками на реальный результаты в открытой печати по подобным месторождениям - статьи SPE, нефтяное хозяйство, др.

Go to top