Добрынин С.И. Инновационная технология оценки и мониторинга запасов углеводородов
Авторы:
Добрынин Сергей Игоревич
Головин Сергей Владимирович
Бобровников Леонид Захарович
Мелаев Дмитрий Викторович
Статья:
Инновационная технология оценки и мониторинга запасов углеводородов в разрабатываемом нефтегазовом пласте
Инженер-нефтяник, № 2’2012, ISSN 2072-7232
Инновационная технология оценки и мониторинга запасов углеводородов в разрабатываемом нефтегазовом пласте
Нефтегазовую промышленность, как весьма значимую часть минерально-сырьевого комплекса, с полным правом можно назвать стержнем экономики России. Она является одним из основных источников средств на модернизацию отечественной промышленности и развитие социальной сферы. Рациональное недропользование — основополагающий принцип государственной политики инновационного развития нефтегазовой промышленности, поэтому решение возникающих проблем здесь необходимо рассматривать как важную государственную задачу.
Главными целями рационального использования и охраны недр в период эксплуатации месторождений углеводородов являются:
— обеспечение экономически целесообразной полноты и комплексности работки месторождений, предусмотренных проектно-технической документацией;
— предотвращение сверхнормативных эксплуатационных потерь полезных ископаемых.
Проведенный Федеральным агентством по недропользованию в 2006-2011 годах анализ материалов рассмотрения и согласования документации на разработку месторождений выявил ряд насущных проблем, характерных, в том числе, и для нефтегазовой промышленности. [1].
Очень часто проектная документация на разработку месторождений выполнена на основе кондиций и запасов полезных ископаемых, утвержденных 10-35 лет назад и более, и, следовательно, не учитывает произошедших за этот период изменений, а именно:
— существенного повышения мировых и внутренних цен на продукцию;
— создания и внедрения более совершенного оборудования и новых технологий разведки и добычи углеводородов.
В результате не обеспечиваются полнота и комплексность разработки разведанных месторождений.
В условиях государственной собственности на недра при росте цен на минеральное сырье наблюдается тенденция снижения полноты отработки запасов, т.е. — повышения потерь балансовых и забалансовых запасов и ресурсов.
Зачастую из сферы производственного интереса исключается полностью или частично значительная часть извлекаемых запасов в зонах со сложными геолого-физическими и природными условиями. Нередки случаи, когда к разработке принимаются не все переданные недропользователю по лицензии запасы, а только отдельные богатые или находящиеся в более благоприятных условиях участки. Такой подход можно квалифицировать как выборочную отработку. Другими словами, в благоприятный для
бизнеса период инвестор стремится «выхватить» наиболее богатые участки и получить сверхприбыль.
Участилось отключение высокообводненных, а также низкодебитных скважин на месторождениях и нарушение условий, необходимых для обеспечения повышенного коэффициента нефтеотдачи.
В среднем обводненность эксплуатационных скважин в России составляет 86%, а коэффициент извлечения нефти не дотягивает до 33% против более чем 50% в 60-80-х годах. На некоторых месторождениях коэффициент извлечения нефти составляет 11%. [3].
Иногда имеет место существенное отклонение фактической производительности предприятий от проектной, что является следствием:
— недостаточной обоснованности проектных решений;
— низкой подтверждаемости запасов;
— организационных недостатков в обеспечении выхода предприятий на проектную мощность.
К снижению фактической производительности часто приводит необоснованное применение форсированных способов отбора скважинной жидкости. Как правило, форсированный отбор является рациональным вариантом на завершающем этапе разработки нефтяной залежи. При этом данный этап необходимо проектировать, официально утверждать и обязательно выполнять.
На многих нефтепромыслах очень плохо обстоит дело с информацией об эксплуатации каждой скважины. В этих условиях для промысловиков форсированный отбор более приемлем и понятен, чем рациональный, так как для форсированного отбора не нужна или почти не нужна информация об эксплуатации. В условиях неполного объема информации об эксплуатации скважин, как правило, принимается решение о повышении производительности глубинных насосов. Вследствие этого, при нежелании и неумении устанавливать индивидуально по скважинам рациональные отборы, устанавливают форсированные, что приводит к уменьшению отбора нефти на 10—20 % и более.
Еще одна причина уменьшения отбора нефти – различные нарушения проницаемости пластов при эксплуатации скважин: вторжение в пласт частиц или фильтрата бурового раствора, фильтрата цемента, несоответствие или нарушение перфорации, уплотнение материнской породы, закупоривание природными глинами, асфальтенами, парафинами и др.
В этом случае восстановление производительности скважин требует затратных сервисных работ, чем зачастую недропользователи пренебрегают.
В результате перечисленных выше факторов в настоящее время около трети из более чем 160 000 существующих скважин не эксплуатируются, хотя реально многие из них еще имеют промышленный потенциал.
Независимо от причин, данное снижение фактической производительности добычи углеводородов является существенным нарушением принципа государственного регулирования недропользования.
В конечном итоге складывается весьма негативная картина — нефтегазовая промышленность России функционирует буквально на пределе возможности, о чем свидетельствует, к примеру, наметившееся падение нефте- и газодобычи даже в таких сверхнадежных районах, как Ханты-Мансийский АО и других районах Западной Сибири.
Современные геофизические технологии позволяют частично или полностью исключить негативные факторы, влияющие на формирование потерь полезных ископаемых при добыче. Ведущие геологические научные школы России разрабатывают новые технологии и оборудование, позволяющие решить описанные выше проблемы, и, в конечном итоге, существенно повысить экономическую эффективность российской нефтегазовой промышленности в целом.
Так специалистами ЗАО «ИНГЕОТЕХ» — дочернего инновационного предприятия МГРИ-РГГРУ им. Серго Орджоникидзе разработан и внедряется ряд технологий поиска, разведки и разработки углеводородов и других полезных ископаемых.
Одной из таких инновационных технологий, направленных на повышение эффективности добычи углеводородов, является тензорный вариант
сейсмоэлектромагнитного метода (метод Т-СЭМ), предназначенный для определения объема нефтегазового флюида в залежи перед ее разбуриванием, мониторинга и оценки объемов нефтегазового флюида, оставшегося в эксплуатируемой скважине после ее интенсивной гидродинамической обработки.
В результате интенсивной промышленной эксплуатации нефтегазового пласта с применением различных способов увеличения нефтеотдачи, в пласте происходят существенные изменения: возникает вторичная пористость, обусловленная появлением системы микро- и макротрещин, перекрываются и частично разрушаются микро- и нанокапилляры, появляются зоны излишней обводненности и даже зоны с водонефтяной эмульсией и т.д. В конечном итоге существенно изменяются электрические и сейсмические характеристики и параметры нефтегазового пласта. По этим изменениям, если знать первоначальные параметры, полученные во время или перед разведочным бурением данной нефтегазовой залежи, можно вполне достоверно оценить объем нефтегазового флюида, имеющегося в залежи на данный момент времени.
Это может быть сделано различными, давно применяемыми «стандартными» методами, но наиболее эффективным представляется разработанный специалистами ЗАО «ИНГЕОТЕХ» инновационный тензорный вариант сейсмоэлектромагнитного метода (метод Т-СЭМ), созданный на основе СЭМ-метода. [2], [4], [5], [6].
Краткое описание СЭМ-метода
СЭМ-метод основан на вызванном сейсмоэлектромагнитном эффекте, возникающем непосредственно в нефтегазовой залежи при одновременном воздействии на нее сейсмических (упругих) колебаний и электромагнитных полей с соответствующим образом подобранными спектральными и временными характеристиками. При этом в залежи протекают сложные электродинамические, механоэлектрические, электрокинетические, электрохимические и электрические поляризационные процессы, которые возбуждают вокруг нефтегазовой залежи вторичное электромагнитное поле специфической, весьма сложной формы.
В протекании этих процессов особую роль играет открытая (первичная и вторичная) пористость пород нефтегазового коллектора, обусловленная сообщающимися порами, капиллярами и микротрещинами.
Как показали натурные эксперименты, главную роль в возникновении сейсмоэлектромагнитного сигнала, особенно от глубокозалегающих нефтегазовых залежей, играют процессы в нанокапиллярных каналах коллекторов, которые до сих пор строго теоретически и модельно детально не исследованы, что иногда существенно ограничивает возможности геологической интерпретации получаемых экспериментально результатов. Тем не менее, специалистами МГРИ-РГГРУ при проведении полевых работ было многократно доказано, что возникающий СЭМ-сигнал пропорционален:
— мощности продуктивного нефтегазового пласта;
— объему находящейся в нем нефти;
— проницаемости и открытой пористости его коллектора;
— давления в пласте;
— степени вязкости нефти;
— температуре нефти и наличия воды и газа в ней;
— усредненной напряженности поляризующего электрического поля в залежи;
— усредненной амплитуде упругой (сейсмической ) волны, действующей в пласте.
Из принимаемого на поверхности СЭМ-сигнала сложной формы выделяется специфического вида сигнал, обусловленный наличием в изучаемой залежи-ловушке углеводородов. Если в залежи углеводороды отсутствуют или их очень мало и они целиком вошли в состав образовавшейся (в результате сверхинтенсивной эксплуатации скважины) водонефтяной эмульсии, то сейсмоэлектромагнитный сигнал не возбуждается или имеет исчезающе малую величину.
Таким образом — интенсивность принимаемого СЭМ-сигнала пропорциональна реальной мощности изучаемого продуктивного нефтегазового пласта (т.е. объему содержащейся в нем, не перемешанной с водой нефти).
По времени достижения СЭМ-сигналом максимального значения можно достаточно точно определить глубину залегания этого пласта и тем точнее, чем точнее известна скорость распространения упругих колебаний в изучаемом геологическом разрезе. Если нефтегазовая залежь является многопластовой, то при определенных условиях возбуждения первичных электрического и сейсмического полей, каждый отдельный продуктивный пласт достаточно большой мощности может отображаться в принимаемом сигнале в виде появления характерных максимумов и минимумов.
При детальном изучении многопластовой нефтегазовой залежи обычно проводится вертикальное сейсмоэлектромагнитное зондирование, при котором временной сдвиг между электрическим и упругим импульсами изменяется дискретно, с достаточно малым шагом: от 2-х до 10-ти миллисекунд (мс).
В частности, на рис.2 приводится пример детального изучения 8-ми пластовой нефтегазовой залежи. При средней скорости распространения упругих колебаний 2200 м/с, на глубине около 1100 м отчетливо обнаруживаются три продуктивных пласта с максимами СЭМ-сигналов на временных задержках 495, 500 и 505 мс. При этом третий пласт — наиболее мощный и имеет эффективную толщину не менее 12-15 м. Четыре следующих продуктивных пласта расположены на глубинах от 1125 до 1175 м и хорошо прослеживаются на временных задержках в 515, 525, 530 и 540 мс. При этом, наибольшую мощность (более 20 м) имеет 5-й продуктивный пласт. 8-й пласт, расположенный на глубине около 1600 м, отмечается на временной задержке в 733 мс и имеет мощность 10-12 м.
Основные особенности метода Т-СЭМ
В тензорном варианте СЭМ-метода, разработанного специально для экспертной оценки и мониторинга действующих нефтегазовых скважин, используется более сложная технология, а именно — производятся одновременные многокомпонентные измерения многомерного вторичного электромагнитного поля, в общем случае возбуждаемого одновременно несколькими источниками электромагнитного поля и несколькими источниками сейсмических колебаний. В простейшем варианте, при горизонтально-слоистом геологическом разрезе и предполагаемом наличии в нем двух-трех продуктивных нефтегазовых пластов, измерения интенсивности СЭМ-сигнала обычно проводятся путем возбуждения вторичного сейсмоэлектромагнитного поля с помощью одной питающей линии АВ и одного источника упругих колебаний (спаркера). СЭМ-сигналы принимаются с помощью двух взаимно перпендикулярных приемных линий MN, перемещаемых по системе профилей, располагающихся с обеих сторон питающей линии АВ.
На рис.3 приводится структурная схема-модель, поясняющая технологию проведения исследования трехпластовой нефтегазовой залежи.
По измеренным параметрам СЭМ-сигналов измеряется их эффективная интенсивность и вычисляются главные значения тензоров вторичного сейсмоэлектромагнитного поля, что позволяет определить пространственное местоположение изучаемых нефтегазовых пластов.
В случае многопластовой нефтегазовой залежи с несколькими группами близко расположенных пластов малой мощности, например, на залежи, разрез которой показан на рис.2, добыча может проводиться сразу из нескольких таких пластов. В этом случае имеет смысл измерять интегральную интенсивность СЭМ-сигнала, учитывающую объем нефтегазового флюида в целом, во всей группе близкорасположенных пластов. Это существенно упрощает проведение мониторинга изменения объема нефтегазового флюида в залежи в процессе добычи.
В частности на рис. 4 приводятся графики измерения интегральной интенсивности СЭМ-сигнала на профиле, проходящем вблизи устья скважины, ведущей добычу
нефтегазового флюида из трех близко расположенных пластов, находящихся на глубине около 1100 м.
На графике «А» приводятся результаты измерения интегральной интенсивности СЭМ-сигналов, выполненные по профилю «0» в самом начале добычи, которая составляла в среднем 5 м3 в сутки.
На графике «В» даются результаты измерения интегральной интенсивности СЭМ-сигналов, выполненные после года добычи, которая уменьшилась примерно до 3 м3 в сутки.
На графике «С» приводятся результаты измерения интегральной интенсивности СЭМ-сигналов, выполненные через 3 месяца после проведения интенсивных гидродинамических воздействий на все три пласта, в результате которых нефтеотдача возросла до 10 м3 в сутки и в течение года постепенно уменьшилась до 1,5 м3 в сутки, после чего скважина была выведена из эксплуатации.
Однако, проведенные измерения по методу Т-СЭМ выявили, что в данной трехпластовой залежи остались достаточно большие запасы нефтегазового флюида, которые были зафиксированы в восточной части залежи (зоне пикетов 7-11), о чем свидетельствует график «D».
Результаты мониторинга были подтверждены бурением, после чего данная нефтегазовая залежь эксплуатировалась еще 3 года, отдавая в среднем 3 м3 нефти в сутки.
Таким образом, метод Т-СЭМ позволяет определять остаточные запасы нефтегазового флюида и не выводить раньше времени из эксплуатации обводненные и малодебетные скважины.
Для практического применения метода Т-СЭМ специалистами ЗАО «ИНГЕОТЕХ» разработан инновационный измерительный комплекс, позволяющий определять как начальные, так и остаточные запасы нефтегазового флюида в залежах.
Комплекс конструктивно состоит из генераторного и измерительного блоков, каждый из которых содержит несколько отдельных специализированных субблоков, позволяющих гибко изменять конфигурацию комплекса в целом, оптимизируя его для решения той или иной конкретной разведочной задачи.
Генераторный блок выполнен в виде двух генераторов импульсов:
1-й: для возбуждения токов в питающей линии АВ;
2-й: для обеспечения работы спаркера (электроискрового генератора упругих сейсмических колебаний).
Генератор импульсов для питающей линии АВ представляет собой тиристорно-транзисторный инвертор с микропроцессорным управлением, способный обеспечить в заземленной питающей линии электрический ток заданной формы и, соответственно, заданного спектрального состава со строго стабильной амплитудой. Для проведения многочастотных амплитудно-фазовых измерений заданных амплитудно-частотных и фазово-частотных геоэлектрических параметров ток может быть:
— знакопеременным, с импульсами заданной частоты повторения и широтно-импульсной регулируемой длительности;
— пульсирующим (однополярным), с огибающей либо в виде меандра;
— пульсирующим (однополярным), с разной длительностью положительных и отрицательных импульсов;
— специальной, определяемой конкретными геолого-геофизическими условиями формы.
В импульсных режимах генератор способен обеспечивать токи до 1000 А при напряжении до 2000 В, а при работе в непрерывных режимах генератор позволяет генерировать токи до 200 А при напряжении до 2000 В (при средней мощности первичного источника питания до 200 кВт).
Генератор импульсов для питания спаркера также представляет собой тиристорно-транзисторный инвертор с микропроцессорным управлением, способный обеспечить рабочие токи в разрядниках спаркера с амплитудой до 2000-3000 А.
Приемно-измерительный блок состоит из 2-х независимых субблоков, позволяющих проводить измерения импульсно-переходных, частотно-электрических, магнитных и сейсмических компонент вторичного электромагнитного сигнала. Приемно-измерительный блок выполнен на базе высокопроизводительного компьютера в комплекте со специальными входными устройствами, состоящими из 16-24-х прецизионных, гальванически разделенных между собой малошумящих масштабных усилителей и 18-24-х разрядных аналого-цифровых преобразователей.
Входные масштабные усилители работают в частотном диапазоне от постоянного тока до 1000 Гц. Уровень собственных шумов, приведенных к входу на частоте 0,1 Гц, не превышает 0,05 мкВ.
При проведении работ в труднодоступных условиях (горы, сильно пересеченная местность, тайга и т.д.) измерительные субблоки могут использоваться в конструктивно облегченных переносных вариантах и работать в автономных режимах. При этом сигналы синхронизации работы генераторных и приемных устройств, а также результаты измерений передаются для обработки в центральный процессор по радиоканалу.
Приемно-измерительный блок в целом позволяет проводить исследования импульсно-переходных и амплитудно-фазовых характеристик изучаемого геоэлектрического разреза и обеспечивает:
— измерение процессов нарастания и спада принимаемых электромагнитных сигналов с регулируемой детальностью с интервалами отсчетов в пределах 10 мкс-100 мс;
— измерения амплитуды и фазы отдельных спектральных составляющих с погрешностью отсчета не более 0,2% амплитуды и 0,05 градуса (фазы) даже в условиях интенсивных электромагнитных помех вблизи действующей скважины или действующего рудника.
Это достигается применением цифровой фильтрации и метода накопления в процессе первичной обработки принимаемых сигналов, которые затем окончательно обрабатываются по специальным программам, основанным на нейросетевых методах распознавания образов.
Результаты полевых наблюдений проходят экспресс-обработку и интерпретируются с помощью входящего в комплекс высокопроизводительного многопроцессорного компьютера. Топографическая привязка результатов измерений осуществляется с помощью приборов GPS.
Литература:
1. Аксенов С.А., Филиппов С.А. «Рациональное освоение недр – основа концептуального подхода ЦКР-ТПИ Роснедр при рассмотрении и согласовании проектной документации на разработку месторождений ТПИ». «Рациональное освоение недр». М. №1. 2012г.
2. Бобровников Л.З., Брюховецкий О.С., Михайлов В.А. «Новый метод прямых поисков и разведки нефтегазовых месторождений». «Геология и разведка». М. №6. 2009 г.
3. Максимов В.М. «О современном состоянии нефтедобычи, коэффициенте извлечения нефти и методах увеличения нефтеотдачи». «Бурение и нефть». М. №2. 2011г.
4. Мельников В.П., Лисов В.И., Брюховецкий О.С., Бобровников Л.З. «Бинарные технологии прямых поисков МПИ». «Недропользование». М. №4. 2010г.,
5. Мельников В.П., Лисов В.И., Брюховецкий О.С., Бобровников Л.З. «Инновационная геофизика: бинарные технологии прямых поисков месторождений полезных ископаемых (часть 1)». «Инженер-нефтяник». М. №1. 2011г.
6. Мельников В.П., Лисов В.И., Брюховецкий О.С., Бобровников Л.З. «Инновационная геофизика: бинарные технологии прямых поисков месторождений полезных ископаемых (часть 2)». «Инженер-нефтяник». М. №2. 2011г.
Авторы:
1.
Добрынин Сергей Игоревич
, к.т.н., докторант кафедры информатики и ГИС МГРИ-РГГРУ
2. Бобровников Леонид Захарович, д.т.н., профессор, декан геофизического факультета МГРИ-РГГРУ
3. Головин Сергей Владимирович, заместитель начальника Сергиево-Посадского УНПП МГРИ-РГГРУ
4. Мелаев Дмитрий Викторович, начальник отдела по связям с общественностью МГРИ-РГГРУ