В данной статье описан опыт применения геомеханических моделей как лабораторный, так и на примере месторождений.

Ключевые слова: геомеханическое моделирование, геомеханика, установка сжатия, непрерывное профилирование, модельная скважина.

В процессе разработки могут возникать проблемы не только непосредственно бурения и извлечения полезных ископаемых, но и связанные с последующей выработкой УВ из коллекторов. Например, возможны уходы и обрушения стволов скважин, разрушения призабойной зоны, ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, возникать вопросы о наиболее эффективном плане проведения ГРП, предотвращении сейсмовызовов.

Лабораторные испытания

На установке одноосного/многоосного сжатия выполняется нагружение образцов, регулируется поровое давление и анализируется полученный отклик. Взаимосвязь сейсмоотклика (скоростей сейсмоволн) и деформации производится на стенде трёхосного сжатия. Результатом является возможность определения поверхности разрушения образца в зависимости от ориентации нагружения относительно направлений напластования. Кроме того, можно установить анизотропные свойства породы.

Непрерывное профилирование — определение свойств пород пласта методом царапания, также называемое непрерывным профилированием прочности на одноосное сжатие, позволяет провести количественную оценку изменчивости прочности, текстуры и состава образцов керна вдоль их поверхности. Эта изменчивость может быть увязана с изменчивостью и других свойств породы. Цифровые фотографии керна совместно с испытаниями методом царапания позволяют выполнить визуализацию текстурной неоднородности и обусловленной ею неоднородности прочностных свойств. [1]

Для проведения эксперимента по достоверности входящих данных и результатах их обработки может использоваться модельная скважина.

Рис. 1. Подтверждение достоверности результатов моделирования на модельной скважине

Практическое применение на месторождениях

Ковыктинское газоконденсатное месторождение находится в Иркутской области. Запасы природного газа на месторождении оцениваются в 1,9 трлн кубометров газа, 2,3 млрд кубометров гелия и 115 млн т жидкого газового конденсата. [2]

В бурении на геомеханической модели решаются проблемы расчета оптимальной траектории скважины, интервалов нестабильности и потери циркуляции буровой промывочной жидкости, профилей пластового давления и градиента разрыва, определения оптимальной плотности бурового раствора, глубины посадки обсадной колонны.

В разработке определяются направление перфорации, геометрия гидроразрыва, предельное давление нагнетания и оптимальные режимы заводнения, закачки пара, осуществляется контроль активации разломов вследствие добычи и проседания пластов.

ПО интегрирует моделирование трёх информационных сред: геологической, гидродинамической и геомеханической. Т. е. получается так называемое кросс-моделирование. Был применён 1D-мониторинг с внедрением в звено 3D геолого-геомеханической модели.

Результаты моделирования были успешно применены на Ковыктинском месторождении. Геомеханическая модель Ковыктинского ГКМ представляет собой 3D-визуализацию геологической среды, в которой можно моделировать различные сценарии строительства скважин, прогнозировать возможные осложнения и проигрывать варианты их решения. [3]

В 2003–2004гг. на Приобском месторождении «Юганскнефтегаз» совместно с Schlumberger с помощью пластового электромикросканера провели семь специальных исследований процесса гидроразрыва. Определили преимущественное направление максимального стресса, которое составило — 340–350º. Позднее этот тренд был подтвержден закачкой индикаторных жидкостей. Целью исследования являлось определение направления техногенной трещиноватости. Приборами являлись микроимиджеры и акустический каротаж широкополосный (АКШ). Установлено, что 87 % азимутов трещин лежит в диапазоне 310–350º.

Согласно моделированию для Приобского месторождения оптимальным по пусковому дебиту является бурение ГС с продольными трещинами ГРП и переводом под закачку наклонно-направленных скважин (ННС). Расположение трещины — по всей длине ствола. Расчетный дебит ННС с ГРП — 227 м3/сут, а ГС с МсГРП — 355 м3/сут.

Реализация проекта начата бурением скважины 5869Г с длиной горизонтального участка — 800 м и проведением 7ми-стадийного ГРП. Дебит жидкости оказался в 1,5–2 раза выше, чем окружающих ННС с ГРП. [4]

Площадь Leming Lake находится в штате Альберта страны Канада. Добыча нефти началась с 1986 года. Продуктивная свита именуется как «Clearwater».

Извлекается нефть путём циклической паровой стимуляции. Используется высокое давление впрыска высокотемпературного пара для создания трещин в резервуаре, которые улучшают приёмистость и производительность.

Моделирование производилось на ПО GEOSIM. Геомеханическое моделирование показывает значительные изменения полей напряжений в том числе и за пределами системы разработки, а деформации в основном ограничиваются резервуаром. Модули упругости уменьшаются из-за выброса газа, выделяющегося при понижении давления и высокой температуры после периода производства. Упругость еще более ослабляется из-за горизонтальных трещин, предсказанных геомеханическим моделированием. Кумулятивный эффект будет достаточно сильным, чтобы его можно было обнаружить по временным сейсмическим данным.

Впрыскивание жидкости и/или добыча из резервуара нарушают статическое равновесие поровых флюидов и твердых каркасов. Естественная тенденция к достижению нового баланса инициирует поток жидкости и деформацию.

Ограничение традиционного моделирования коллектора состоит в том, что пористость и проницаемость считаются постоянными или искусственно заданными в зависимости от давления текучей среды. Для хорошо уплотненных пород это обращение может и не приводить к существенным ошибкам. Однако для неконсолидированных песков деформация особенно значительна, когда образуются трещины.

Эволюция пористости и проницаемости во время закачки и восстановления должна быть точно рассчитана для точного моделирования коллектора. С другой стороны, поле напряжений, нарушенное производством и/или закачкой, не ограничивается резервуаром, и окружающая область может подвергаться значительным изменениям напряжений и деформаций. Возвышение в Cold Lake (соседствующая площадь озера) после закачки пара, по-видимому, является следствием значительного теплового расширения далеко за пределами производственной зоны. Поэтому геомеханическое моделирование должно сочетаться с традиционным моделированием коллектора.

Одна из целей геомеханического моделирования состоит в том, чтобы найти изменения в напряжении локально и напряжении далеко за пределами скважин, и резервуара. Геомеханическая модель включает в себя резервуар и окружающие его образования. В этом исследовании сочетались акустический и плотностной каротажи в соответствии с вертикальной сеткой геомеханической модели и вычислялись динамические модули.

Периодические сейсмические исследования проводились для мониторинга паровой камеры и распределения давления, температуры и насыщения для пяти горизонтальных скважин. Возможно, необходимо было бы учитывать и влияние других соседних скважин, но пока ими пренебрегают.

Нагнетание пара началось в сентябре 1997 года для трех из западных горизонтальных скважин. Моделирование началось с сентября в начале нагнетания и продолжалось до конца февраля 1998 года.

Геомеханическое моделирование выполняет две задачи. Одна из них заключается в участии симуляции коллектора для получения более точных результатов. Вторая — нахождение напряжения, деформации и смещения в областях, находящихся далеко за пределами зоны пласта. Они могут вызывать коллективные сейсмические реакции, большие, чем те, которые непосредственно связаны с изменениями внутри резервуара. Обнаружилось, что промежуток времени изменений разрабатываемого пласта может быть на порядок больше до проявления сейсмического обнаружения.

Принцип моделирования коллектора с геомеханическим моделированием заключается в решении уравнений сохранения (массы, энергии и импульса) путем итерации между имитацией потока и геомеханическим моделированием. Для части резервуара Леменинского озера была создана модель характеристик резервуара, подходящая для пластового и геомеханического моделирования.

Геомеханическое моделирование выявляет напряжения, деформации и смещения в резервуаре и в районах, удаленных от резервуара. Изменения напряжения происходят главным образом в резервуаре, и они не значительны в других областях. Геомеханическое моделирование предсказывает значительные изменения вертикальных перемещений как в резервуаре, так и на земле даже после периода производства. Определяется, какая величина изменения сейсмической реакции будет производиться этими сложными конкурирующими процессами. Вносятся коррективы в режимы нагнетания и добычи. [5]

Вывод: геомеханическое моделирование на этапе бурения позволяет создавать наиболее устойчивые скважины, вести более рациональный контроль разработки, предотвращать опасные сейсмовызовы, уберечь инженерное оборудование.

Литература:

1. Джон Кук, Рене А. Фредериксен, Сидни Грин. О важности механических свойств горных пород: лабораторная проверка геомеханических данных // Нефтегазовое обозрение. — осень 2007. — С. 44–69.
2. Ковыктинское газовое месторождение // Википедия. URL: https://ru.wikipedia.org/wiki/Ковыктинское_газовое_месторождение
3. Аналитическая служба «Нефтегазовой Вертикали». Геомеханическая модель Ковыкты // Нефтегазовая Вертикаль. — 2015. — № 5. — С. 54–58.
4. Черевко М. А., Янин А. Н., Янин К. Е. «Разработка нефтяных месторождений Западной Сибири горизонтальными скважинами с многостадийными гидроразрывами пласта». — Тюмень–Курган, Издательство “Зауралье”, 2015–257 c.
5. John J. Zhang, Tony Settari and Laurence R. Bentley. Reservoir simulation and geomechanical modeling in LemingLake, Alberta // CREWES Research Report. — 2004. — № 16. — С. 1–22.