Информационные технологии при планировании и мониторинге эксплуатационного бурения на месторождениях ОАО «НК «Роснефть»

К.В. Кудашов, Р.А. Малахов (ОАО «НК «Роснефть»)

Введение
В 2010 г. НК «Роснефть» заняла 1 место среди российских и 4 место среди публичных международных нефтяных компаний по добыче нефти (рис. 1). Поддерживать и наращивать высокие уровни добычи невозможно без увеличения объемов бурения новых скважин и боковых стволов. Данные мероприятия вносят существенный вклад (более 10 %) в годовую добычу нефти компании.

Кроме того, ОАО «НК «Роснефть» – лидер по эффективности бурения новых скважин среди отечественных компаний (рис. 2). В 2010 г. дебит новых скважин ОАО «НК «Роснефть» в 2 раза превысил средний показатель по России. Этому способствуют:
» качество запасов
» постоянное совершенствование технологий заканчивания скважин
» широкое применение геолого-технологических моделей при планировании
» собственные методологические и программные разработки.

Статья подготовлена по докладу, сделанному на IV научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений, добычи и переработки нефти» (26-28 апреля 2011 г., г. Уфа).

Обзор используемого программного обеспечения
Основой программы бурения любой нефтегазовой компании являются утвержденные проектные решения, которые уточняются по мере бурения новых скважин на каждом месторождении. При подготовке проектных документов в ОАО «НК «Роснефть» применяется широкий спектр специализированного программного обеспечения как коммерческого, так и собственной разработки, в частности пакеты геологического (Schlumberger Petrel, IRAP RMS), гидродинамического (Schlumberger Eclipse, CMG STARS) моделирования и др.

Учет результатов реализации программы бурения и других мероприятий, выполненных на месторождениях компании за предыдущий год, приводит к необходимости ежегодного уточнения рейтинга объектов эксплуатационного бурения, на основе которого готовится пятилетняя программа бурения. Последняя является составной частью бизнес-плана компании и ее дочерних обществ. При уточнении рейтинга важно учитывать все геолого-промысловые данные и их самые последние изменения. Для решения этой задачи при подготовке программы бурения и зарезки боковых стволов (ЗБС) геологические службы используют программный комплекс «Геология и Добыча» (ПК «ГИД») разработки ООО «РН-УфаНИПИнефть», имеющий разнообразный функционал в части хранения, обработки и визуализации данных, а также модули аналитических расчетов.

Дальнейшая реализация программы бурения и ЗБС подразумевает постоянный мониторинг и внесение при необходимости корректировок. На этапе реализации службы, отвечающие за геологическое сопровождение бурения, в дополнение к ПК «ГиД» применяют технологическую информационную систему (ТИС) «Добыча», разработанную в компании и представляющую собой самый оперативный источник данных.

В итоге весь массив геолого-геофизической информации, накопленной в ходе выполнения программы бурения и ЗБС, используется для уточнения геологических и гидродинамических моделей при обновлении проектных документов. Концептуальная схема реализации программы бурения ОАО «НК «Роснефть» показана на рис. 3.

С целью снижения капитальных вложений в создание качественного нефтегазодобывающего фонда скважин, единого информационного пространства для контроля и управления процессами строительства скважин в ОАО «НК «Роснефть» разработана корпоративная информационная система «Контроль и управление строительством скважин» (КиУСС). Основными ее элементами являются информационный блок «Удаленный мониторинг бурения» (УМБ), программные комплексы, обеспечивающие обработку поступающей из УМБ информации, и база данных строительства скважин как интегрирующее звено всех элементов информационной системы. При этом УМБ обеспечивает передачу геологических и технологических параметров, регистрируемых в процессе строительства скважин, в режиме реального времени.

Следует отметить, что в ОАО «НК «Роснефть» в 2007 г. впервые в отечественном нефтегазовом секторе разработано программное обеспечение «Горизонт» для геологического сопровождения бурения (геонавигации) горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС). Уникальность данной разработки заключалась в отсутствии на рынке коммерческого программного обеспечения, позволяющего решать задачу эффективной проводки горизонтальных стволов по продуктивным пластам. До недавнего времени эта задача решалась в основном с помощью сервиса, предоставляемого крупными нефтесервисными компаниями.

Геонавигация при бурении горизонтальных скважин и боковых стволов
Основная цель геонавигации или геологического сопровождения бурения ГС и БГС – достижение максимальной эффективной длины горизонтального ствола скважины Lэф путем его размещения в наиболее продуктивной нефтенасыщенной части пласта с учетом геологических особенностей и технических ограничений. В результате обеспечиваются наиболее полная выработка извлекаемых запасов нефти рассматриваемого объекта разработки и максимальная продуктивность скважины.

Эффективная длина горизонтального ствола – это суммарная длина участков ствола, вскрывших коллектор по результатам интерпретации данных каротажа. В этом случае эффективность проводки скважины (бокового ствола) оценивается как отношение Lэф/Lобщ (Lобщ – общая длина горизонтального ствола – длина от башмака эксплуатационной колонны (или цементировочной муфты хвостовика) до забоя).

Для достижения максимальной эффективности проводки необходимо учитывать факторы, которые можно разделить на две группы.

1. Геологические особенности пласта в зоне бурения скважины:
» непрерывность пласта и неоднородность его свойств по площади и разрезу
» неопределенность положения газо- и водонефтяного контактов
» выработка запасов и продвижение фронта вытеснения
» начальное и текущее пластовые давления.

2. Технические ограничения в условиях конкретной скважины:
» предельно допустимая интенсивность искривления ствола скважины
» максимально возможная глубина забоя скважины
» влияние бурового раствора на состояние призабойной зоны пласта
» возможные поломки, отказы и износ бурового оборудования, инструмента и приборов, влияющие на точность проводки и возможность управления траекторией скважины.

Успешное с геологической и технической точек зрения строительство горизонтального ствола возможно только при выполнении следующих условий:
» наличие четко выстроенной системы взаимодействия заинтересованных служб и схемы принятия решений
» прогноз характера залегания пласта на основе анализа всех неопределенностей до начала и в процессе бурения ГС
» учет геологических особенностей каждого объекта разработки и технических ограничений.

«Горизонт» – основной инструмент для геонавигации
Основное влияние на эффективность проводки горизонтального ствола скважины оказывают два геометрических фактора:
» неопределенность залегания пласта в межскважинном пространстве.
» неопределенность замеров траектории ствола скважины при бурении.

Геометрия кровли пласта в реальности может значительно отличаться от текущего представления о строении пласта даже при наличии детальной трехмерной геологической модели. Это может быть обусловлено несколькими причинами: погрешностью замеров инклинометрии скважин, растяжением или сжатием кривых каротажа в результате геометрии пластопересечений, неточностью корреляции разреза.

Для пологих скважин, зенитный угол которых на всем протяжении ствола не превышает 90°, допускается использование обычного способа корреляции пластов для определения текущего местонахождения забоя скважины в разрезе. При геологическом сопровождении бурения ГС и БГС с момента, как только произошел первый перегиб горизонтального участка с увеличением зенитного угла более 90°, использования обычной методики внутрипластовой корреляции разреза по вертикали недостаточно.

При бурении наклонно направленных скважин погрешность замеров инклинометрии 3-5 м по вертикали практически не влияет на принятие решения о вскрытии того или иного интервала пласта и, следовательно, на выработку запасов и контроль разработки пласта. При бурении ГС, особенно в пластах небольшой эффективной толщины и в зонах повышенной неоднородности, ошибка замера инклинометрии 1-2 м по вертикали может отрицательно повлиять на эффективность вскрытия целевой части разреза горизонтальным стволом и, следовательно, на выработку запасов.

Неопределенность замеров инклинометрии связана с:
» погрешностью измерений зенитного и азимутального углов (точностью прибора);
» погрешностью измерений глубины (мера труб);
» неточностью привязки к северу.

Указанные погрешности возникают вследствие намагничивания труб и магнитного окружения, дрифта гироскопа, зависящего от вращения Земли и широты, влияния положения прибора в скважине.
Для устранения неопределенностей, обусловленных геометрией пласта и замерами инклинометрии, необходимо использовать методы, позволяющие определить текущее местоположение забоя скважины относительно разреза пласта, т.е. необходимо проводить внутрипластовую корреляцию с учетом геометрии пересечения ствола скважины и структуры пласта.

В настоящее время при геонавигации в режиме реального времени наиболее эффективным является метод двухмерного синтетического каротажа (ДСК), реализованный в ПО «Горизонт». Данный метод основан на создании синтетического каротажа вдоль горизонтального ствола и его настройке на фактический каротаж, записанный при бурении, путем подбора положения кровли пласта и всего геологического разреза (абсолютная глубина и угол залегания) относительно горизонтального ствола. Таким образом, решается обратная задача по определению положения горизонтального ствола в разрезе на основе фактического каротажа и инклинометрии.

Основные допущения метода ДСК:
» решается двухмерная задача, т.е. разрез пласта выдержан по латерали и не изменяется
» каротаж пилотного ствола или соседней скважины используется в том виде, в котором он записан, без корректировки на геометрию пластопересечения с целевым интервалом
» инклинометрия горизонтального ствола скважины принимается за истинную, все расчеты ведутся исходя из интерпретации замеров инклинометрии, предоставленной подрядчиком
» определяется кажущийся угол залегания пласта в направлении бурения горизонтального ствола.

Задачей геонавигации в целом и метода ДСК в частности не является точная геометризация целевого пласта. Главная цель – определить относительное положение кровли (и всего разреза) по отношению к стволу ГС (БГС) на основе данных замеров инклинометрии и каротажа горизонтального ствола и опорной скважины (пилотного ствола) с учетом описанных допущений.

Главным преимуществом ПО «Горизонт», реализующего данный подход, является возможность оперативно принимать решения по корректировке траектории в процессе бурения при минимуме исходных данных.

Заключение
Объемы бурения новых скважин и боковых стволов на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» с 2006 по 2010 г. увеличились соответственно более чем в 2 и 7 раз, многократно возросло число горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов (в 2005 г. пробурена одна горизонтальная скважина, в 2010 г. – 176).

В условиях постоянно увеличивающихся объемов бурения эффективное внедрение новых технологий и обеспечение высокой надежности программы бурения невозможны без применения информационных технологий. Для решения этой и других производственных задач в компании большое внимание уделяется созданию и развитию специализированных информационных систем. В настоящее время ОАО «НК «Роснефть» в процессе планирования, реализации и мониторинга программы бурения использует современное программное обеспечение и информационные системы, в том числе собственной разработки.

Статья была опубликована в научно-техническом вестнике ОАО “НК “Роснефть”, №2, 2011, стр. 16-19; ISSN 2074-2339.  Перепечатано с разрешения Редакционной коллегии.