Нефтяные месторождения ЯНАО
Попов С.Н., Усманов Д.Т.
Институт проблем нефти и газа РАН, РГГУ имени Серго Орджоникидзе
Разработана геомеханическая модель участка одного из нефтяных месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО). При построении модели использовались зависимости упруго-прочностных параметров от пористости, полученные в ходе анализа данных лабораторных исследований физико-механических свойств образцов керна. На основе полученных распределений напряжений и пластового давления была определена допустимая плотность бурового раствора при бурении проектной скважины в продуктивном интервале.
Современные нефтяные компании все больше уделяют внимание методам интенсификации добычи и профилактике аварийных ситуаций при бурении и разработке месторождений нефти и газа. Одним из способов решения данных задач является создание геомеханической модели, с помощью которой появляется возможность прогнозировать обрушение стенок ствола скважины и пескопроявления, подбирать оптимальную траекторию для бурения скважин, рассчитывать устойчивость ее конструктивных элементов, рассчитывать напряжение перфорационных отверстий, а также моделировать процесс создания трещин гидроразрыва пласта [1–2].
Перед построением любой геомеханической модели одним из важных этапов является нахождение зависимостей между упруго-прочностными и фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) пород-коллекторов. Зачастую пористость породы достаточно тесно коррелирует с ее физико-механическими характеристиками [3–5].
В рамках данной работы в программном комплексе Reservoir Modeling System (RMS) разработана геомеханическая модель участка одного из месторождений ЯНАО. Кроме этого подобран оптимальный допустимый интервал плотности бурового раствора для недопущения обрушения стенок ствола и непроизвольного гидроразрыва пластов в продуктивном интервале проектной вертикальной скважины.
Перед построением любой геомеханической модели одним из важных этапов является нахождение зависимостей между упруго-прочностными и фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) пород-коллекторов. Зачастую пористость породы достаточно тесно коррелирует с ее физико-механическими характеристиками [3–5].
В рамках данной работы в программном комплексе Reservoir Modeling System (RMS) разработана геомеханическая модель участка одного из месторождений ЯНАО. Кроме этого подобран оптимальный допустимый интервал плотности бурового раствора для недопущения обрушения стенок ствола и непроизвольного гидроразрыва пластов в продуктивном интервале проектной вертикальной скважины.
Для построения модели были использованы корреляционные зависимости плотности насыщенной породы и упруго-прочностных параметров от пористости, определенной по порозиметру, полученных в результате анализа и обработки данных лабораторных исследований физико-механических свойств образцов керна коллектора исследуемого месторождения. Зависимости, которые будут использованы для построения геомеханической модели, приведены на рисунке 1.
Рис. 1. Зависимости плотности — а, модуля Юнга — б, пределов прочности при сжатии — в и растяжении — г от пористости по данным результатов анализа лабораторных исследований физико-механических свойств образцов керна терригенного коллектора
Аналогичным образом были построены и другие зависимости для упруго-прочностных характеристик, графики которых не представлены в работе, однако их линейные функции использовались при определении допустимого интервала бурового раствора:
1. Зависимость коэффициента Пуассона (ν, д.е.) от пористости (Кp, д.е.):
1. Зависимость коэффициента Пуассона (ν, д.е.) от пористости (Кp, д.е.):
2. Зависимость угла внутреннего трения (φ, град) от пористости (Кp, д.е.):
3. Зависимость коэффициента сцепления (С, МПа) от пористости (Кp, д.е.):
При построении зависимостей угла внутреннего трения и коэффициента сцепления от пористости использовался критерий Кулона-Мора (паспорт прочности), характеризующий изменение касательных напряжений от нормальных:
где τ — касательные напряжения; σn — нормальные напряжения [5].
Величины угла внутреннего трения и коэффициента сцепления определялись через уже известные значения пределов прочности при сжатии и растяжении:
Величины угла внутреннего трения и коэффициента сцепления определялись через уже известные значения пределов прочности при сжатии и растяжении:
Все полученные зависимости имеют приемлемый коэффициент корреляции (R) не ниже 0,74, поэтому вполне могут быть использованы далее в работе.
Для построения геомеханической модели в программе RMS были использованы следующие данные:
Для построения геомеханической модели в программе RMS были использованы следующие данные:
- траектории четырех поисково-разведочных скважин (зенитный угол, азимут, глубина), в пределах которых была выделена площадь участка;
- пористость пород-коллекторов продуктивного интервала;
- поверхности промышленно-продуктивных пластов;
- зависимости физических и упруго-прочностных характеристик от пористости.
После интерполяции пористости на основе скважинных данных и используя закономерность изменения плотности породы от пористости (7), было построено распределение данного параметра в геомеханической модели участка месторождения (рис. 2).
Рис. 2. Распределение плотности пород
(г/см3) в 3D геомеханической модели участка месторождения — а
и по разрезу скважин 36R-42P — б
(г/см3) в 3D геомеханической модели участка месторождения — а
и по разрезу скважин 36R-42P — б
Далее осуществлялось нахождение величины давления в пластовых условиях в продуктивном интервале. В качестве основы были использованы данные о поверхности контакта между нефтью и водой (ВНК).
Установлено, что на рассматриваемом интервале уровень контакта находится на постоянной отметке в 2 536 м. Также было принято, что значение начального давления пласта на уровне водонефтяного контакта остается постоянным по всей его площади и равно 24,5 МПа. Для отслеживания тенденции изменения пластового давления по всему интервалу глубины залегания стояла необходимость произвести деление разреза на области выше и ниже поверхности водонефтяного контакта, так как тип насыщающих флюидов и, соответственно, их плотность различаются (для нефти — 0,73 г/см3, для воды — 1,02 г/см3).
С учетом данных о ВНК и насыщающих флюидах были рассчитаны линейные зависимости изменения давления в пластах выше и ниже поверхности контакта (рис. 3).
Установлено, что на рассматриваемом интервале уровень контакта находится на постоянной отметке в 2 536 м. Также было принято, что значение начального давления пласта на уровне водонефтяного контакта остается постоянным по всей его площади и равно 24,5 МПа. Для отслеживания тенденции изменения пластового давления по всему интервалу глубины залегания стояла необходимость произвести деление разреза на области выше и ниже поверхности водонефтяного контакта, так как тип насыщающих флюидов и, соответственно, их плотность различаются (для нефти — 0,73 г/см3, для воды — 1,02 г/см3).
С учетом данных о ВНК и насыщающих флюидах были рассчитаны линейные зависимости изменения давления в пластах выше и ниже поверхности контакта (рис. 3).
Рис. 3. Распределение пластового давления в модели выше и ниже поверхности ВНК
Для определения допустимой плотности бурового раствора при бурении проектной скважины 1_pr в продуктивной толще вычислялись вертикальные и горизонтальные напряжения. Вертикальные напряжения можно определить из следующего соотношения:
где g — ускорение свободного падения, м/с2; z — вертикальная координата, м; ρ(z) — зависимость изменения плотности породы с глубиной, кг/м3; h — глубина, для которой определяется вертикальное напряжение [6].
Так как все переменные в формуле известны, можно рассчитать необходимую величину. Фигурирующий в соотношении (8) интеграл может быть решен суммой произведений высоты каждой составляющей модели (блока) на плотность. Для решения такой задачи в RMS был реализован специальный алгоритм на встроенном языке программирования IPL (International Programming Language).
После расчета вертикального напряжения появилась возможность найти эффективные вертикальные напряжения:
Так как все переменные в формуле известны, можно рассчитать необходимую величину. Фигурирующий в соотношении (8) интеграл может быть решен суммой произведений высоты каждой составляющей модели (блока) на плотность. Для решения такой задачи в RMS был реализован специальный алгоритм на встроенном языке программирования IPL (International Programming Language).
После расчета вертикального напряжения появилась возможность найти эффективные вертикальные напряжения:
где P — пластовое давление, МПа.
С помощью полученного эффективного вертикального напряжения можно рассчитать ее горизонтальную составляющую:
С помощью полученного эффективного вертикального напряжения можно рассчитать ее горизонтальную составляющую:
И уже благодаря полученному выше параметру определяем величину полного горизонтального напряжения:
Основным критерием, показывающим максимально допустимую плотность бурового раствора, которую можно закачать в ствол скважины, является давление самопроизвольного гидроразрыва пласта (автоГРП). Если учесть, что в рассматриваемой группе пластов поле напряжений изотропно в горизонтальным направлении и не присутствуют тектонические нагрузки, то давление автоГРП можно вычислить по формуле [7]:
где σT — предел прочности породы при растяжении, МПа.
Далее стояла задача определить минимальное давление, при котором начинаются осыпи и обвалы стенок скважины по причине превышения допустимых вертикальных и горизонтальных напряжений. Следуя исследованиям публикаций [8–10], данную характеристику можно получить при учете критерия разрушения Кулона-Мора, а также распределения нагрузок на стенках ствола скважины по следующим уравнениям:
Далее стояла задача определить минимальное давление, при котором начинаются осыпи и обвалы стенок скважины по причине превышения допустимых вертикальных и горизонтальных напряжений. Следуя исследованиям публикаций [8–10], данную характеристику можно получить при учете критерия разрушения Кулона-Мора, а также распределения нагрузок на стенках ствола скважины по следующим уравнениям:
Корреляционные зависимости величин, входящих в данные соотношения, а также их распределенные 3D параметры были построены ранее, поэтому значения минимально допустимых давлений также могут быть вычислены.
На последнем этапе с помощью данных формул были определены плотности бурового раствора, при которых достигаются допустимые пределы давления автоГРП (16) и обрушение стенок открытого ствола скважины (17), а также давление, необходимое для предотвращения поглощений и проявлений флюидов (18):
На последнем этапе с помощью данных формул были определены плотности бурового раствора, при которых достигаются допустимые пределы давления автоГРП (16) и обрушение стенок открытого ствола скважины (17), а также давление, необходимое для предотвращения поглощений и проявлений флюидов (18):
По результатам расчетов был построен интервал пределов значений бурового раствора для предполагаемой проектной скважины 1_pr (рис. 4).
Рис. 4. Вычисленные кривые распределения границ плотности бурового раствора в проектной скважине 1_pr (окно плотности бурового раствора)
Таким образом, допустимый интервал плотности бурового раствора лежит в пределах от 1 до 2,3 г/см3. Отклонения давления столба жидкости бурового раствора в меньшую и большую стороны, относительно значений пластового давления, вполне допустимы, так как каждая скважина бурится на индивидуальном режиме давлений, и плотность раствора подбирается также с учетом других факторов и процессов. В теории следует придерживаться значений пластового давления для предотвращения загрязнений и профилактики осложнений, однако на практике это труднодостижимо и экономически нецелесообразно. Построенные в результате расчетов кривые допустимых плотностей бурового раствора исследуемого интервала можно применить для полевых работ на данном объекте.
В данной работе для построения геомеханической модели участка одного из нефтяных месторождений ЯНАО использовался программный комплекс RMS. Был проведен анализ данных лабораторных исследований физико-механических свойств образцов керна терригенного коллектора и построены зависимости упруго-прочностных характеристик от значений пористости, которые были использованы при построении модели.
С использованием критерия Кулона-Мора на основе известных значений пределов прочности при сжатии и растяжении были рассчитаны величины угла внутреннего трения и коэффициента сцепления, необходимые для расчета давления обрушения стенок ствола проектируемой скважины. Было получено распределение величины горизонтальных напряжений из условия их изотропности.
Получено распределение пластового давления в геомеханической модели выше и ниже поверхности ВНК, а также рассчитаны вертикальные и горизонтальные напряжения, необходимые для определения давлений начала обрушения стенок ствола скважины и непроизвольного гидроразрыва пластов в продуктивном интервале. Было выяснено, что допустимая плотность бурового раствора в проектной скважине для прохождения продуктивного интервала должна быть от 1 000 до 2 300 кг/м3.
С использованием критерия Кулона-Мора на основе известных значений пределов прочности при сжатии и растяжении были рассчитаны величины угла внутреннего трения и коэффициента сцепления, необходимые для расчета давления обрушения стенок ствола проектируемой скважины. Было получено распределение величины горизонтальных напряжений из условия их изотропности.
Получено распределение пластового давления в геомеханической модели выше и ниже поверхности ВНК, а также рассчитаны вертикальные и горизонтальные напряжения, необходимые для определения давлений начала обрушения стенок ствола скважины и непроизвольного гидроразрыва пластов в продуктивном интервале. Было выяснено, что допустимая плотность бурового раствора в проектной скважине для прохождения продуктивного интервала должна быть от 1 000 до 2 300 кг/м3.
По данным результатов анализа лабораторных исследований физико-механических свойств образцов керна были выявлены закономерности изменения упруго-прочностных параметров от пористости. На основе скважинных данных (траектории, пористости продуктивного интервала), поверхностей горизонтов из геологической модели, а также полученных зависимостей была построена
геомеханическая модель участка месторождения, благодаря которой можно контролировать и прогнозировать множество процессов как в пределах скважин, так и в масштабах месторождения. Кроме того, получено окно плотности бурового раствора, которое может являться рекомендацией к проведению буровых работ.
геомеханическая модель участка месторождения, благодаря которой можно контролировать и прогнозировать множество процессов как в пределах скважин, так и в масштабах месторождения. Кроме того, получено окно плотности бурового раствора, которое может являться рекомендацией к проведению буровых работ.
1. Zoback M.D. Reservoir geomechanics. Cambridge, U.K.: Cambridge University press, 2007, 505 p. (In Eng).
2. Fjear E., Holt R.M., Horsrud P., Raaen A.M., Risnes R. Petroleum related rock mechanics. Amsterdam: Elsevier, 2008, 492 p. (In Eng).
3. Попов С.Н., Зарипов Р.Ш., Паршуков А.В. Изменение физико-механических свойств пород ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений // Газовая промышленность. 2013. № 8. С. 45–47.
4. Попов С.Н., Кусайко А.С., Озун И.А. Исследование компрессионных свойств пород-коллекторов нефтяных месторождений, разрабатываемых
ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2016. № 7. С. 31–35.
5. Попов С.Н., Кусайко А.С., Озун И.А. Исследование деформационных и прочностных свойств пород-коллекторов нефтяных месторождений, разрабатываемых ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2016. № 9. С. 50–56.
6. Кашников Ю.А., Ашихмин С.Г. Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья. М.: Горная книга, 2019. 552 c.
7. Попов С.Н., Мазанов С.В., Жариков М.Г. Разработка геомеханической модели для прогноза изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов трещинно-порового типа в процессе снижения пластового давления (на примере ачимовских отложений месторождений нефти и газа Крайнего Севера) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2015. № 6. С. 47–55.
8. Лукин С.В., Есипов С.В., Жуков В.В., Овчаренко Ю.В., Хомутов А.Ю., Шевчук Т.Н., Сусляков И.В. Расчет устойчивости ствола скважины для предотвращения осложнений при бурении // Нефтяное хозяйство. 2016. № 6. С. 70–73.
9. Попов С.Н., Чернышов С.Е. Разработка геомеханической модели и определение «окна плотности» бурового раствора в интервале фаменских продуктивных отложений (на примере участка одного из месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2023. № 11. С. 32–39.
10. Попов С.Н., Чернышов С.Е. Разработка 1D геомеханической модели скважины и определение рекомендуемой плотности бурового раствора при ее бурении в интервале продуктивной толщи одного из месторождений Прикаспийской впадины // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 7. С. 50–53.
2. Fjear E., Holt R.M., Horsrud P., Raaen A.M., Risnes R. Petroleum related rock mechanics. Amsterdam: Elsevier, 2008, 492 p. (In Eng).
3. Попов С.Н., Зарипов Р.Ш., Паршуков А.В. Изменение физико-механических свойств пород ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений // Газовая промышленность. 2013. № 8. С. 45–47.
4. Попов С.Н., Кусайко А.С., Озун И.А. Исследование компрессионных свойств пород-коллекторов нефтяных месторождений, разрабатываемых
ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2016. № 7. С. 31–35.
5. Попов С.Н., Кусайко А.С., Озун И.А. Исследование деформационных и прочностных свойств пород-коллекторов нефтяных месторождений, разрабатываемых ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2016. № 9. С. 50–56.
6. Кашников Ю.А., Ашихмин С.Г. Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья. М.: Горная книга, 2019. 552 c.
7. Попов С.Н., Мазанов С.В., Жариков М.Г. Разработка геомеханической модели для прогноза изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов трещинно-порового типа в процессе снижения пластового давления (на примере ачимовских отложений месторождений нефти и газа Крайнего Севера) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2015. № 6. С. 47–55.
8. Лукин С.В., Есипов С.В., Жуков В.В., Овчаренко Ю.В., Хомутов А.Ю., Шевчук Т.Н., Сусляков И.В. Расчет устойчивости ствола скважины для предотвращения осложнений при бурении // Нефтяное хозяйство. 2016. № 6. С. 70–73.
9. Попов С.Н., Чернышов С.Е. Разработка геомеханической модели и определение «окна плотности» бурового раствора в интервале фаменских продуктивных отложений (на примере участка одного из месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2023. № 11. С. 32–39.
10. Попов С.Н., Чернышов С.Е. Разработка 1D геомеханической модели скважины и определение рекомендуемой плотности бурового раствора при ее бурении в интервале продуктивной толщи одного из месторождений Прикаспийской впадины // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 7. С. 50–53.
Работа выполнена в рамках госзадания «Экспериментальные и теоретические исследования межфазных явлений, термодинамических, физико-химических и геомеханических свойств нефтегазовых пластовых систем для повышения эффективности освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов»
(FMME – 2022-0008, Рег. № НИОКТР 122022800364-6)
(FMME – 2022-0008, Рег. № НИОКТР 122022800364-6)
Попов С.Н., Усманов Д.Т.
Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия;
Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе, Москва, Россия
popov@ipng.ru
Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия;
Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе, Москва, Россия
popov@ipng.ru
Использованы зависимости между упруго-прочностными характеристиками образцов керна с пористостью. Для построения геомеханической модели участка месторождения в программном комплексе RMS из геологической модели взяты скважинные данные и поверхности горизонтов пластов продуктивной толщи, а также распределение пористости пород.
геомеханическая модель, пористость, модуль Юнга, коэффициент Пуассона, пределы прочности, плотность бурового раствора
Попов С.Н., Усманов Д.Т. Разработка геомеханической модели участка одного из нефтяных месторождений ЯНАО с определением допустимого интервала плотности бурового раствора в продуктивной толще // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 5. С. 18–22.
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-18-22
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-18-22
24.06.2024
УДК 622.276
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-18-22
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-18-22
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88