Олег Бантюков, Михаил Петряев, отдел БД ОАО «Самотлорнефтегаз» ТНК-BP, Нижневартовск, e-mail: ONBantiukov@tnk-bp.com
Самотлорское месторождение уникально как по своему геологическому строению, так и с точки зрения проблем, решаемых на протяжении всей длительной истории его разработки. Это месторождение, одно из крупнейших в мире, было открыто в 1965 году и за время разработки принесло в бюджет государства около 250 млрд. долларов. Из недр Самотлора уже получено порядка 2,3 млрд. тонн нефти, пробурено почти 17000 скважин. Пик добычи пришелся на 1980-е годы. В настоящее время, для продолжения и развития эффективной эксплуатации месторождения требуется широкомасштабное внедрение новых технологий добычи нефти, повышение эффективности геолого-технических мероприятий и, соответственно, полное владение информацией о недрах и об активах в целом.
Выявлять и решать широкий спектр проблем в различных областях эксплуатации месторождений специалистам компании помогают современные информационные технологии, в том числе ГИС, которые уже в течение многих лет используются для работы с пространственными данными (рис. 1).
Рис. 1. Карта месторождения в окне ArcMap.
На протяжении всей истории разработки Самотлорского месторождения использовались данные геофизических исследований, но лишь сравнительно недавно появилась возможность интеграции этих и других данных в технологиях трехмерного геолого-математического моделирования, интегрированных с ГИС. Реализация данной интеграции в рамках как проектных, так и оперативных работ по геолого-гидродинамическому моделированию помогла модернизировать имеющиеся базы данных, позволила выявлять и исправлять неточности и ошибки в данных.
Результаты этих работ, наряду с ужесточающимися требованиями к лицензионным, проектным и экологическим нормативам, определили актуальность мониторинга состояния свободного газа, как основного фактора энергетического состояния Самотлорского месторождения. Сохранение газовой шапки также является одним из условий выполнения лицензионных соглашений.
В сложившейся ситуации определились приоритетные задачи ведущихся исследований:
- определение текущего положения газонефтяного контакта (ГНК);
- определение текущего объема свободного газа.
Для решения данных задач необходимо учитывать определенные моменты истории разработки месторождения. Так, в частности, проектом разработки изначально не предусматривалась промышленная добыча свободного газа. Для минимизации потенциального влияния газовой шапки, начальный размер которой оценен в более чем 180 млрд.куб.м, на процесс разработки в рамках проектных решений было произведено ее отсечение барьерными рядами нагнетательных скважин.
К сожалению, в прошлом на разработку повлиял ряд факторов технологического и технического характера: отсутствие возможности замеров объема и определения непосредственных источников добываемого газа в АГЗУ (групповая замерная установка), недостаточный контроль объемов утилизации газа, внедрение газлифтного способа добычи и использование для этой цели газа.
Ввиду отсутствия достаточно полной информации мониторинг состояния газовой шапки превратился в крайне сложную, но весьма актуальную задачу. И хотя выполнение данной работы было поручено подрядной проектной организации, со стороны ОАО «Самотлорнефтегаз» также была предпринята попытка ее решения на основе применения ГИС-инструментов программного обеспечения ArcGIS 9, давно используемого в компании в отделе БД. Данное программное обеспечение легко настраивается в соответствии с требованиями пользователей, имеет развитый набор функций и инструментов. Полная совместимость составляющих его модулей и широкие возможности взаимодействия с другими информационными технологиями позволяют успешно решать многие задачи, связанные с пространственно-временным анализом, картированием и моделированием данных по разработке месторождения.
Технология построения цифровых карт текущих газонасыщенных толщин заключалась в следующем. В качестве исходных данных по определению текущего характера насыщения были использованы результаты интерпретации промыслово-геофизических исследований за последние шесть лет по 1300 скважинам (около 3250 измерений, см. рис. 2). Из всего массива геофизической информации особое внимание уделялось параметрам газоносыщенности.
Рис. 2. Исходные данные по определению текущего характера насыщения.
Далее была произведена загрузка в ГИС нескольких наборов данных (рис. 3):
- Координаты пластопересечений по группе пластов АВ;
- Начальный характер насыщения, полученный из отчёта по пересчёту запасов нефти и газа;
- Текущий характер насыщения, полученный по результаты интерпретации промыслово-геофизических исследований;
- Начальный внешний контур ГНК из отчёта по пересчёту запасов нефти и газа Самотлорского месторождения.
Текущая газонасыщенная толщина определялась по каждой скважине с учётом результатов исследований каждого продуктивного интервала. Значения замещённых газонасыщенных толщин рассчитывались как разница между первоначальными и текущими толщинами.
Рис. 3. Пространственное отображение данных.
При построении карт толщин использовался модуль Geostatistical Analyst. Входящий в него метод интерполяции Кригинг – это относительно быстрый интерполятор, который может быть жестким или сглаженным в зависимости от используемой модели ошибки измерений. Если данные пространственно непрерывны и их значения представляются в виде многомерного нормального распределения, а также если известна корреляция многомерного распределения, то кригинг является оптимальным интерполятором. Этот метод очень гибкий и допускает изучение пространственной автокорреляции данных. Кригинг использует статистические модели, что позволяет получать на выходе различные карты, включая карты проинтерполированных значений, стандартных ошибок интерполяции, вероятности и т.д.
В результате анализа всей имеющейся промыслово-геофизической информации с использованием методов интерполяции были построены карты замещённых и текущих газонасыщенных толщин, позволяющие в определённой степени оценить текущие границы газоносности и границы замещения газа различными типами жидкости (рис. 4, 5).
Рис. 4. Газовая шапка: 3D-модели и карты текущих газонасыщенных толщин на группу пластов АВ.
 |
 |
Рис. 5. Карты замещённых газонасыщенных толщин по объектам АВ1(3) и АВ1(1-2).
Анализ полученных карт свидетельствует о тенденции уменьшения газовой шапки, что подтверждается и результатами последних работ по подсчету запасов углеводородов Самотлорского месторождения.
Локальные изменения в газовой шапке в основном связаны с нарушением техсостояния нагнетательного фонда скважин и его влиянием на нижележащие пласты. Значительные по площади участки вытеснения газа по пласту АВ1(3) в юго-восточной части месторождения приурочены к зонам слияния пластов АВ1(3) и АВ2-3, где были размещены нагнетательные скважины для барьерного заводнения с целью предотвращения перетоков газа из пласта АВ1(3) в пласт АВ2-3 (рис. 6).
Рис. 6. Нарушение техсостояния нагнетательного фонда.
Проведенное исследование продемонстрировало высокий потенциал комплексного использования и интерпретации геофизических данных. Для решаемой задачи особенно ценными оказались нейтронные методы различной модификации:
- Для определения наличия или отсутствия газа (на качественном уровне) используется нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НКТ)
- Для определения состава замещающей жидкости (нефть-вода) –импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК)
- Углегодно-кислородный каротаж (УКК), применяющийся с 1999 года.
Одним из важных результатов данной работы стала возможность сопоставления и анализа карт начальных и текущих газонасыщенных толщин. Необходимо отметить, что результаты проведенного анализа сразу оказались востребованы и использованы в оперативной работе по управлению разработкой месторождения на уровне нефте-газодобывающего предприятия.
Конечно, выполненная работа не претендует на то, чтобы считаться окончательным и полномасштабным решением всех задач, связанных с разработкой месторождений и мониторингом состояния газовой шапки. Тем не менее, она имеет большой потенциал дальнейшего развития на основе комплексного подхода к анализу разнообразных данных, в том числе с помощью ГИС, комплексного использования методологических подходов и средств геолого-гидродинамического моделирования.
