Докладчики: Скрылев С.А. Красовский А.В.

1. Совершенствование разработки Заполярного месторождения ОАО «Газпром» на основе математического моделирования 1 Ахмедсафин С.К., Кирсанов С.А. – ООО «Газпром добыча Ямбург» Скрылев С.А., Лапердин А.Н., Красовский А.В. – ООО «ТюменНИИгипрогаз» Цой В.Е., Балашов А.Д. – НЦ «РИТ» Докладчики: Скрылев С.А. Красовский А.В.

2. Одним из важных этапов, при проектировании разработки нефтяных и газовыхместорождений, является оптимальное размещение проектируемых скважин с точки зрения повышения коэффициентов извлечения нефти и газа, что во многом определяет качество проектирования разработки. В настоящее время в разных компаниях разработаны и нашли применение программные средства для автоматизации трудоемких операций в процессе проектирования разработки с использованием трехмерных моделей. Оптимальная расстановка скважин на залежи, в той или иной мере может выполняться вручную, но только автоматизация этого процесса с применением современной компьютерной техники позволяет качественно, прежде всего в отношении точности, безошибочное выполнение отработанного алгоритма, с возможностью выбора рационального решения из многовариантных расчетов и построений. Немалое значение имеет также резкое сокращение времени вычислительных работ. Функции автоматической расстановки скважин реализованы в программах – MEPO (в компании Schlumberger), Enable (в компании ROXAR), NewWellsPro (в компании ОАО «ЦГЭ») и другие.Однако, в таких программах недостаточно полно или вообще не были решены вопросы оптимизации проводки пологонаправленного ствола скважины, с определением длины ствола, положение его по разрезу или азимуту. Также, нет информации о применимости данных программ при разработке газовых месторождений. Таким образом, актуальной задачей являлось разработка методики, позволяющей выполнить элементы количественного анализа эффективности системы разработки с определением потенциальных возможностей пологонаправленных добывающих скважин с учетом зон дренирования и распределения текущих запасов. 2 Актуальность

3. Заполярное месторождение 3 Сеноманская газовая залежь Проектный документ -«Дополнение к проекту разработки сеноманской газовой залежи Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения» (Протокол №100-р/2009 г. Комиссии газовой промышленности от 30.12.2009 г.) Проектным документом предусматривается: - ввод в конце 2010 года ЦДКС (ГКС) для подачи подготовленного газа в систему МГ; - ввод в конце 2011 года – 42 пологонаправленных скважин; - выход в 2012 году на проектную добычу газа – 115 млрд.м3. Показатели разработки на 01.01.2011г. Суммарный отбор газа - 787,5 млрд. м3(27,9% от утвержденных запасов) Годовой отбор газа - 101,1млрд.м3 Фонд скважин: - общий: 472 ед. - действующий:446ед. Добыча газа по месторождению за 2010 год составила 19.8% от годовой одобычи компании ОАО «ГАЗПРОМ»

4. 4 Нижнемеловые отложения. Освоение нижнемеловых отложений • ДЕЙСТВУЮЩИЙ ДОКУМЕНТ ПО РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ: • Проект опытно – промышленной эксплуатации нижнемеловых залежей Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения • Утвержден: Комиссией газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр (протокол №40-Р/2009 от 1.09.2009г.) и ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО (протокол №25-09 от 1.07.2009г.). • ОСНОВНЫЕ УТВЕРЖДЕННЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПРОЕКТА: • Ввод в опытно-промышленную эксплуатацию газоконденсатных залежей I и II объектов с доведением максимального объема добычи газа до 15,0 млрд.м3, нестабильного конденсата 3,15 млн.т в год, при бурении 140 эксплуатационных скважин. • Проведение доразведки и опытно-промышленной эксплуатации нефтяной оторочки пласта БТ101 с доведением максимальной добычи нефти к 2013 г. в объеме 0,245 млн.т при бурении 26 скважин. • СОСТОЯНИЕ ОСВОЕНИЯ: • 2004-2009гг. пробная эксплуатация скважин куста 24. • 2007-2009гг. разбуривание газоконденсатных залежей, по состоянию на 1.01.2010 г. пробурено 87 эксплуатационных скважин из которых приняты ООО «Газпром добыча Ямбург» - 55 газоконденсатных скважин и 32 не завершены строительством. • Ввод в эксплуатацию газоконденсатных залежей планируется в III кв. 2010г., нефтяных оторочек в 2013г.

5. 5 Нижнемеловые отложения. Размещение проектных эксплуатационных скважин.

6. 6 Оптимизация схем размещения эксплуатационных скважин. Постановка задачи Основная цель – разработать рекомендации по схеме вскрытия продуктивного пласта пологонаправленными скважинами при кустовом размещении. • Задачи: • Оптимально разместить проектные кусты скважин. • Определить оптимальную траекторию скважин. • Рассчитать проектные показатели по оптимальному варианту.

7. Исходные данные 7 • Модель сеноманской газовой залежи Заполярного месторождения: • размеры 225 х 300 х 30 (45км х 60км); • 700 тыс. активных ячеек; • разработка с октября 2001 г.; • текущее количество скважин 450. • Проектный фонд новых скважин: • 14 кустов; • 42 скважины.

8. Изменяемые параметры: 8 Ограничения:

9. Приток к пологонаправленной газовой скважине: 9

10. Блок-схема процесса оптимизации: 10 • Расстановка кустов • 1.Оценка радиуса дренирования скважин • 2. Выделение областей с невыработанными подвижными запасами для расстановки кустов • Переход к секторным моделям • 1.Выделение секторов: один куст - один сектор • 2. Расчет базового варианта полной модели и граничных условий по каждому сектору • Оптимизация размещения скважин в кусте • Определение диапазонов изменения параметров траектории пологонаправленных скважин, соответствующих наилучшим показателям ФЕС • Автоматизированная подготовка различных проектных вариантов для каждого сектора: варьирование траекторий в определенных выше диапазонах • Запуск на расчет подготовленных вариантов для секторов • Анализ оперативных отчетов, выбор оптимального варианта Применение полученных результатов для единой модели Расчет, анализ результатов, при необходимости повтор оптимизации для кустов с максимальных расхождением от результатов секторной модели

11. Реализация алгоритма: 11 Блок 1. Расстановка кустов Линейный размер области, занимаемой кустом: Расстановка фиксированного количества кустов на карте подвижных запасов с учетом минимального расстояния между кустами D~1-2 км • Критерии: • Величина подвижных запасов. • Исключение пересечения с зонами фактических скважин.

12. 12 Блок 2. Выделение секторов • Разбиение модели на сектора – каждый сектор включает один куст. • Расчет базового варианта полной модели с выгрузкой потоков на границе секторов

13. 13 Оптимизация траекторий скважин в кусте Определение диапазонов изменения параметров траекторий на основе анализа ФЕС • Критерии: • Суммарные подвижные запасы в области дренирования скважин. • Суммарная проводимость скважина-пласт (K∙h). • Песчанистость в зоне ГВК под забоем.

14. Куст 135,фиксированный зенитный угол 75° 14

15. Расстановка скважин в выделенные зоны 15 • Расстановка производится последовательно. • Оценка для углового сектора для одной скважины: ~45° (из оценки области дренирования). • Исключает перекрытие секторов.

16. Оценка эффективности алгоритма. Зависимость добычи от углов Ω и Θ 16 Азимутный угол (Ω) Зенитный угол (Θ)

17. Блок 3. Пересчет полной модели 17 • Прогнозный расчет полной модели с найденными для секторов траекториями. • В случае если показатели добычи для некоторого куста существенно отличаются от полученных при расчете секторной модели, проводится повторный анализ этого сектора с использованием опции неравномерного укрупнения (coarsening).

18. 18 Результаты оптимизации • Число проектных скважин после оптимизации уменьшилось с 42 до 41 единицы. Число кустов скважин (14 ед.)осталось без изменения. • По результатам расчетов забои проектных скважин смещены в более продуктивные участки залежи, тем самым определены оптимальные траектории скважин. • За счет оптимизации схемы размещения проектных скважин за период 2011-2032 гг. накопленный отбор газа достигнет2531,11 млрд.м3 (89,71 % от запасов, утвержденных в ГКЗ), тем самым будет получена дополнительная добыча газа в размере 4,67 млрд.м3.

19. Основные выводы 19 • Создан алгоритм оптимизации схемырасстановки эксплуатационных кустов. • Разработан алгоритм подбора оптимальной траектории скважин в кусте на основе максимальной продуктивности скважин с учетом предварительного анализа ФЕС: подвижных запасов, сообщаемости, литологии. • Использование опций секторного моделирования позволило значительно сократить время на подбор оптимальных вариантов. • Разработанная методика позволила оптимизировать проектную схему вскрытия и сравнить эффективность технологических показателей разработки. • Внедрение рекомендуемых мероприятий позволит увеличить накопленную добычу газа за расчетный период (прирост - 4,67млрд.м3) в целом по месторождению и снизить капитальные вложения. Чистая прибыль предприятия за период разработки увеличится на 7,07 млрд.р.