Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ 4 УДК 550.8.072 М.Н. Мансуров, П.Г. Цыбульский Развитие методологии проектирования разработки арктических месторождений углеводородов Ключевые слова: арктическое месторождение, геологическая модель, гидродинамическая модель, проектирование скважин, трубопровод, платформа. Keywords: arctic field, geological model, hydrodynamic model, well planning, pipeline, rig. Разработка морских месторождений в общем и арктических в частности имеет ряд принципиальных отличий от методов разработки углеводородных месторождений суши, а именно: • существенно меньшие объемы геологоразведочного бурения и бóльшие объемы сейсморазведочных работ, что обусловливает необходимость создания и применения иной методологии для геологического и гидродинамического моделирования морских объектов разработки; • необходимость применения специальных технических средств для разведки, разработки и обустройства морских месторождений; • существенная зависимость графика бурения от ледовых условий и глубины моря, высокая стоимость строительства эксплуатационных скважин; • разнообразие способов обустройства морских месторождений и способов транспорта продукции; • высокие уровни рисков и более тяжелые последствия при внештатных ситуациях для большинства морских операций; • необходимость создания специального флота, плавучих и подводных технических средств, береговых баз обеспечения морских добычных комплексов; • органическая взаимосвязь разработки и обустройства морского месторождения, т.е. система «пластовый коллектор – скважины – объекты морского обустройства – системы транспорта УВ – технологическая производственная инфраструктура» должна рассматриваться как единый комплекс. Целостность процесса разработки месторождения (от моделирования пласта до выбора схемы заканчивания скважин, получения первой продукции и последующей эксплуатации месторождения) обусловливает также необходимую гибкость и адаптивность проектных решений, так как любая новая информация о продуктивном пласте, необходимость применения более совершенных технологий и множество других параметров (которые зачастую выясняются лишь в ходе реализации проекта) могут привести к невозможности принятия компромиссного решения по основным параметрам проекта после начала работ. Результатом может стать неоптимальная разработка месторождения, которая почти всегда приводит к снижению конечного коэффициента извлечения углеводородов, а также значительно более высоким капитальным затратам и эксплуатационным расходам. Следовательно, исследуя каждый аспект разработки на стадии проектирования, необходимо уже в ходе разработки проекта рассмотреть все реалистичные варианты. Типовой проект разработки арктического месторождения включает следующие влияющие друг на друга элементы: • геологическая модель залежи; • гидродинамическая модель месторождения; • метод отбора пластовых флюидов и местоположение забоев скважин; • технико-технологические показатели рекомендуемого варианта разработки месторождения; • проектирование скважин; • методики проведения внутрискважинных работ; • проектирование технологических объектов, трубопроводов и платформ. № 3 (14) / 2013 Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа Развитие геологического моделирования морских месторождений Основной целью геолого-геофизического моделирования является обеспечение надежной основы для подсчета запасов, проектирования разработки и создания постоянно действующей модели месторождения для его последующего мониторинга на протяжении всей жизни объекта. Стоимость бурения одной поисково-разведочной скважины на Арктическом шельфе существенно превышает 100 млн долл. США. Данная сумма складывается из суточной арендной ставки буровой установки, затрат на другое необходимое оборудование и стоимости услуг на каждую конкретную операцию (более 0,5 млн долл. США в сутки). Поэтому из-за дороговизны буровых работ на шельфе количество морских поисковых и разведочных скважин на месторождениях крайне мало. Достаточно отметить, что уникальное по запасам Штокмановское газоконденсатное месторождение подготовлено к промышленной разработке только семью разведочными скважинами, хотя на аналогичном месторождении суши число разведочных скважин составило бы в десятки раз больше. В связи с этим возникает специфическая задача максимально точного моделирования залежи при минимальном количестве факти- Скважинные работы • Проектирование трещин ГРП • Микросейсморазведка Измерения в процессе бурения • Сейсморазведка в процессе бурения • Акустический каротаж Каротаж • Дипольный акустический каротаж • Плотностной каротаж • Геологические и коллекторские свойства • Скважинная сейсморазведка ческого геологического материала. Основным источником информации о внутреннем строении залежи являются результаты бурения скважин и интерпретации 3D сейсморазведки, включающие как структурную модель месторождения, так и прогноз фильтрационноемкостных свойств (ФЕС) продуктивных пластов. В последнем случае сейсмические данные служат основой для экстраполяции коллекторских свойств в межскважинное пространство с использованием установленных по скважинам корреляционных связей между ФЕС резервуара и динамическими параметрами волнового поля. Хорошие программы моделирования продуктивного пласта доступны уже более двадцати лет. Геологи и геофизики могут интерпретировать и количественно определять свойства продуктивного пласта, используя процессы, объединяющие данные сейсморазведки со всеми имеющимися петрофизическими данными с помощью инверсии и моделирования. Комплексная технология определения характеристик продуктивного пласта (рис. 1), разработанная компанией Schlumberger, позволяет оценить литологию пласта, а также распределение пластовых флюидов путем оценки таких свойств породы, как пористость, песчанистость, глинистость, плотность и водонасыщенность [1]. Поверхностная сейсморазведка • Куб сейсмических данных, сейсмический профиль • Сейсмограммы • Скорости сейсмических волн Петрофизики Геологи Специалисты по сейсмической инверсии Геофизики Специалисты по физике пород Инженеры-разработчики Эксплуатация продуктивного пласта • Планирование разработки месторождения • Моделирование продуктивного пласта • Моделирование механических свойств геологической среды • Устойчивость ствола скважины и планирование • Увеличение отдачи Оптимизация данных Определение параметров продуктивного пласта Определение параметров трещин Прогнозирование порового давления Опасные геологические процессы Рис. 1. Комплексный процесс определения параметров продуктивного пласта № 3 (14) / 2013 5 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ 6 Новые продуктивные пласты оценивает многопрофильная группа квалифицированных специалистов по петрофизике, геологии, геофизике, сейсмической инверсии и физике горных пород. Посредством анализа сейсмических атрибутов и инверсии сейсмотрасс в увязке с каротажными данными вычисляются акустические и упругие параметры, необходимые для выделения скоплений углеводородов, оценки свойств пород и описания систем трещин. Специалисты в области геомеханики и инженеры-разработчики совместно производят предшествующую бурению сейсмическую оценку геологических опасностей, которые могут возникнуть во время бурения, и расчет куба значений порового давления путем ранжирования и отбора данных о скоростях сейсмических волн. Когда информация со скважины по результатам каротажа, измерений во время бурения и скважинных работ собрана, ее используют для уточнения первоначально принятых свойств продуктивного пласта. После определения характеристик продуктивного пласта по результатам интерпретации данных сейсморазведки петрофизическая информация о пласте собирается в процессе бурения по данным каротажных и гидродинамических исследований, а также приборами на кабеле. Полученный в результате комплекс данных о матрице пород продуктивного пласта, свойствах пластовых флюидов и продуктивности служит основой для целого ряда проектных решений, которые будут приниматься в течение всего срока эксплуатации месторождения [1]. Развитие гидродинамического моделирования морских месторождений С развитием геологического моделирования для целей нефтяной и газовой промышленности существенные успехи достигнуты и в области гидродинамического моделирования. Гидродинамическая модель базируется на совокупности геолого-геофизических и промысловых данных, результатах разведочного бурения, а также данных по фактической истории разработки. Она позволяет: • оперативно уточнять ФЕС пласта, проводить оптимизацию технико-экономических показателей; • оперативно корректировать систему разработки и управлять процессом добычи; • разрабатывать программу мероприятий по развитию добычи на месторождении и доразведке. Используемые для построения гидродинамических моделей параметры пластов и флюидов определяются по результатам геофизических и лабораторных исследований, испытаний разведочных скважин и продуктивных пластов. Число вариантов разработки, рассчитываемых при оптимизации системы освоения месторождения, исчисляется, как правило, сотнями, а время расчета одного варианта составляет от нескольких минут до десятков часов. Многообразие вариантов разработки морских месторождений обусловлено возможностями использования различных технологий обустройства – несколькими скважинами с большим отходом от вертикали, множеством вертикальных и многоствольных скважин, «интеллектуальных» скважин (с возможностью настройки режимов добычи); возможностями изменения практически всех параметров разработки – расположения скважин, типа заканчивания и дебитов скважин, которые могут уточняться в гидродинамической модели по информации, получаемой со скважин в ходе разведочного, оценочного и эксплуатационного бурения. Эффективное дренирование продуктивного пласта (с использованием наименьшего возможного количества скважин для добычи максимального объема нефти и газа с максимально выгодным темпом отбора) играет ключевую роль в обеспечении рентабельности при планировании работ на морских месторождениях. Однако при комплексном подходе эти расчеты должны включать в себя больше, чем только обеспечение максимальной площади контакта ствола скважины с пластом-коллектором, являющееся наиболее распространенным решением при строительстве скважин с большими отходами от вертикали. Схемы заканчивания таких скважин должны также учитывать оптимальный дебит в долгосрочной перспективе, для чего необходимо соблюсти баланс между накопленной добычей и общей прибылью, а также обеспечить высокий коэффициент извлечения продукции. Следует отметить, что современные гидродинамические модели по детальности описания приближаются к своей основе – геологическим моделям. На основе постоянно пополняемой базы данных и последовательности процедур, заложенных в программные пакеты гидроди№ 3 (14) / 2013 7 Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа намического моделирования, можно создавать объемные и подробные модели, которые в литературе получили название «общая модель геологической среды» [2]. Такие модели демонстрируют все увеличивающуюся роль сейсморазведочных данных в понимании динамики пласта. Развитие проектирования скважин Общая модель геологической среды служит основой для совместного проектирования скважины рядом специалистов (рис. 2). Инженеры-разработчики применяют эту модель для прогнозирования режимов дренирования, вытеснения продукции и расчета закачки вытесняющего агента, определяют точки вскрытия объекта разработки. При использовании корреляций по соседним скважинам или результатов моделирования пласта гидродинамическая модель позволяет получить профили порового давления и давления гидроразрыва пласта по глубине. Общая модель геологической среды Планирование Специалисты по бурению применяют эту информацию для планирования траекторий и проектирования конструкции скважин, определения масштаба работ. Она помогает в принятии решений при выборе буровой установки, оценке технических рисков буровых работ, предварительной оценке времени бурения и производственных затрат. Оператор буровых работ может вносить изменения в программу бурения по результатам текущих буровых работ. После завершения бурения скважины специалисты соединяют полученный опыт с результатами по соседним скважинам и, используя обновленную информацию для внесения изменений в общую модель геологической среды, приступают к планированию новой скважины. Данный итерационный процесс повторяется на протяжении всего этапа разбуривания месторождения [2]. Выполнение, наблюдение в режиме реального времени, изменение планов Оценка проделанной работы Г/Г, ИР, ИД Риски проекта Соседние скважины Данные за прошлые годы Детальное проектирование Буровые работы Сравнение Окончательный фактических ПГ отчет по и плановых скважине показателей Полученный практический опыт Изменение плана Рис. 2. План проведения работ по проектированию и строительству скважин Развитие проектирования технологических объектов обустройства (трубопроводов и платформ) Основные запасы углеводородов месторождений российского шельфа располагаются на акваториях арктических морей. Диапазон глубин моря их размещения изменяется практически от уреза воды на шельфе п-ова Ямал до глубоководных акваторий в центральной части Баренцева моря. Рассматриваемые акватории арктических морей большую часть года покрыты многолетним дрейфующим льдом разной степени сплоченности, что напрямую влияет на выбор объектов обустройства и косвенно – на схему обустройства месторождения в целом. Кроме того, вблизи месторождений, как правило, слабо развита или полностью отсутствует береговая инфраструктура. Поэтому хо№ 3 (14) / 2013 рошо спланированная стратегия разработки и обустройства всего месторождения (рис. 3), включающая конфигурации заканчивания и местоположение скважин, типы и размеры промысловых объектов и технологического оборудования, а также решения о проведении внутрискважинных работ, играет ключевую роль в обеспечении эффективного конечного суммарного извлечения нефти и газа. Экономические же показатели зависят от физических ограничений, налагаемых на всю систему. В связи с этим наиболее важной представляется система, состоящая из динамически связанных моделей подсистем месторождения (продуктивного пласта, скважины и Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ 8 Рис. 3. Объекты обустройства арктических месторождений и интерактивная схема их проектирования технологического оборудования), – комплексная модель разработки месторождения (Integrated Asset Model – IAM) [3, 4]. На этапах проектирования разработки и обустройства комплексные модели используются для анализа взаимодействия подсистем в рамках проекта. Комплексные модели IAM отличаются от традиционных методик разработки месторождений, которые, как правило, сосредоточены на капитальных вложениях и снижающих их изменениях. Поэтому традиционный подход не позволяет должным образом количественно оценить влияние изменений на пропускную способность системы, что, в свою очередь, может привести к принятию неоптимальных вариантов разработки. В комплексной модели IAM используется гидродинамическая модель пласта для расчета течения флюидов и распределения давления. Затем в месте расположения скважин в модели продуктивного пласта параметры течения и давления вводятся в модель скважины в качестве граничных условий на вскрытой поверхности пласта. С этими граничными условиями вычисляются темпы отбора флюидов и дав- лений в точке установки фонтанной арматуры, где модель скважины увязывается с характеристиками наземного оборудования [5]. Взаимодействие граничных условий «скважина – поверхность» дает возможность вычислить противодавление добычной системы на каждой из скважин. Затем эти данные передают обратно через систему к модели продуктивного пласта. Процесс повторяется до достижения сбалансированности всей сети. Результатом является сбалансированная гидродинамическая сеть для потоков флюидов от продуктивных пластов к скважине и от скважины к поверхностным системам промысловой подготовки продукции, а затем к пунктам отгрузки. Таким образом, техника моделирования IAM учитывает реакцию поверхностной системы в расчетах скоростей потоков пластовых флюидов [5]. Компания Chevron успешно применила комплексное управление разработкой как инструмент прогнозирования для сопряжения моделей фильтрации в пласте с поверхностными трубопроводными сетями через модель скважины на глубоководном месторождении Джек (Jack) в Мексиканском заливе [6]. Однако на № 3 (14) / 2013 Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа Арктическом шельфе трубопроводы, устьевое и технологическое оборудование, а также манифольды, расположенные на морском дне и платформах, окружены средой, температура которой близка к точке замерзания (вода) и значительно ниже ее (воздух). Поэтому требуется предпринимать особые защитные меры для обеспечения бесперебойности потока скважинной продукции от скважины до отгрузки потребителю. В критических точках гидродинамической сети необходимо устанавливать приборы системы мониторинга, параметры которого закладываются в модели пластовых флюидов. Это позволяет оперативно принимать упреждающие меры для предотвращения образования закупоривающих отложений гидратов или парафинов. Изложенные в статье современные подходы к задачам геологического и гидродинамического моделирования морских месторождений, а также опыт исследований систем разработки и обустройства месторождений Арктического и Дальневосточного шельфов России нашли отражение в СТО Газпром «Регламент на составление проектных документов по разработке морских нефтяных, газовых и нефтегазоконденсатных месторождений», разработанном ООО «Газпром ВНИИГАЗ», в котором определены нормативные положения для подготовки и составления технологических документов по разработке морских месторождений нефти и газа. Список литературы 1. Чавате А. Планирование – основа успеха глубоководных проектов / А. Чавате, У. Оздоган, К.С. Глейзер и др. // Нефтегазовое обозрение. – 2009. – Т. 21. – № 1. – С. 32–45. 2. Hopkins С. Go Beyond Reservoir Visualization / С. Hopkins // E&P 80. – № 9 (September 2007). – Р. 13–17. 3. Chow С. Managing Risks Using Integrated Production Models: Applications / С. Chow, M. Arnondin, K. Wolcott et. al // J. Petroleum Technology 52. – № 4 (April 2000). – Р. 94–98. 4. Було С. Вид крупным планом: комплексное управление разработкой / С. Було, Э. Жеан, Ф. Гутиеррес и др. // Нефтегазовое обозрение. – 2008. – Т. 19. – № 4. – С. 44–62. № 3 (14) / 2013 5. Tesaker О. Breaking the Barriers – The Integrated Asset Model / О. Tesaker, А.Оverland, D. Arnesen et. al // Paper SPE 112223, presented at the SPE Intelligent Energy Conference and Exhibition. – Amsterdam, February 25–27, 2008. 6. Ozdogan U. Recent Advances and Practical Applications of Integrated Production Modeling at Jack Asset in Deepwater Gulf of Mexico / U. Ozdogan, J. Keating, M. Knobles et. al // Paper SPE 113904, presented at the SPE Europec/ EAGE Annual Conference and Exhibition. – Rome, June 9–12, 2008. 9